Устройство сетей электроснабжения напряжениемдо 35кВ (стр. 7 )

Опоры воздушных линий (ВЛ) – конструкции, предназначенные для поддерживания проводов на необходимой высоте над землей, водой, или каким-то инженерным сооружением. Кроме того, на опорах в необходимых случаях подвешивают стальные заземленные тросы для защиты проводов от прямых ударов молнии и связанных с этим перенапряжений.

Типы и конструкции опор разнообразны. В зависимости от назначения и размещения на трассе ВЛ они подразделяются на промежуточные и анкерные. Отличаются опоры материалом, исполнением и способом крепления, подвязки проводов.

По назначению различают опоры угловые, концевые, специального назначения.

По материалу опор различают деревянные, железобетонные (35–330 кВ) и металлические (35 кВ и выше).

Провода воздушных линий. Провода предназначены для передачи электроэнергии. Наряду с хорошей электропроводностью (возможно меньшим электрическим сопротивлением), достаточной механической прочностью и устойчивостью против коррозии должны удовлетворять условиям экономичности. С этой целью применяют провода из наиболее дешевых металлов – алюминия, стали, специальных сплавов алюминия. Хотя медь обладает наибольшей проводимостью, медные провода из-за значительной стоимости и потребности для других целей в новых линиях не используются. Их использование допускается в контактных сетях, в сетях горных предприятий.

На ВЛ применяются преимущественно неизолированные (голые) провода. По конструктивному исполнению провода могут быть одно - и многопроволочными, полыми (рис. 29). Однопроволочные, преимущественно стальные провода, используются ограниченно в низковольтных сетях. Для придания гибкости и большей механической прочности провода изготавливают многопроволочными из одного металла (алюминия или стали) и из двух металлов (комбинированные) – алюминия и стали. Сталь в проводе увеличивает механическую прочность. Исходя из условий механической прочности, алюминиевые провода марок А и АКП применяют на ВЛ напряжением до 35 кВ. Воздушные линии 6–35 кВ могут также выполняться сталеалюминиевыми проводами, а выше 35 кВ линии монтируются исключительно сталеалюминиевыми проводами.

Рис. 29. Конструкции неизолированных проводов ВЛ: а – однопроволочный; б – многопроволочный; в – сталеалюминиевый; г – многопроволочный с наполнителем; д – полый

Сталеалюминиевые провода имеют вокруг стального сердечника повивы из алюминиевых проволок. Площадь сечения стальной части обычно в 4–8 раз меньше алюминиевой, но сталь воспринимает около 30–40 % всей механической нагрузки; такие провода используются на линиях с длинными пролетами и на территориях с более тяжелыми климатическими условиями (с большей толщиной стенки гололеда). В марке сталеалюминиевых проводов указывается сечение алюминиевой и стальной части, например, АС 70/11, а также данные об антикоррозийной защите, например, АСКС, АСКП – такие же провода, как и АС, но с заполнителем сердечника (С) или всего провода (П) антикоррозийной смазкой; АСК – такой же провод, как и АС, но с сердечником, покрытым полиэтиленовой плёнкой. Провода с антикоррозийной защитой применяются в районах, где воздух загрязнен примесями, действующими разрушающе на алюминий и сталь. Площади сечения проводов нормированы Государственным стандартом.

Провода из сплавов алюминия (АН – нетермообработанные, АЖ –термообработанные) имеют бóльшую по сравнению с алюминиевыми механическую прочность и практически такую же электрическую проводимость. Они используются на ВЛ напряжением выше 1 кВ в районах с толщинойстенки гололеда до 20 мм.

Всё большее применение находят ВЛ с самонесущими изолированными проводами (СИП). Провод марки СИП-3 применяется для передачи электрической энергии напряжением до 20 (кВ), т. е. является высоковольтным. Токопроводящая жила выполнена из алюминия со стальным сердечником в центре. Изоляция у СИП-3 выполнена из силанольно-сшитого (светостабилизированного) полиэтилена. К преимуществам ВЛ с изолированными проводами перед линиями с голыми проводами можно отнести отсутствие изоляторов на опорах, максимальное использование высоты опоры для подвески проводов; нет необходимости в обрезке деревьев в зоне прохождения линии, повышенная надежность в эксплуатации за счет значительно меньшей вероятности короткого замыкания (проводники фаз изолированы); стойкость к атмосферным воздействиям (гололед, ветровые нагрузки).

Рис. 29. Конструктивное исполнение самонесущего изолированного провода

Провода повышенной пропускной способности. П. П.С.

Провода типа GTACSR/GZTACSR обладают уникальной конструкцией - небольшой зазор между стальным сердечником и (сверх)-термостойкой алюминиевой внешней частью.

Сочетание (сверх)термостойкого алюминиевого сплава и зазора позволяет от-лично контролировать токопроводящие характеристики проводов.

Конструкция проводов GTACSR/GZTACSR:

- Сердечник из сверхпрочной стали в центре и (сверх)термостойкая алюминиевая внешняя часть.

- Жилы внутреннего слоя имеют трапециевидное сечение для обеспечения зазора между стальным сердечником и внешней алюминиевой частью.

- Зазор заполняется термостойкой смазкой, которая не пропускает воду и исклю-чает трение между стальным сердечником и внутренним алюминиевым слоем.

Алюминиевый повив и стальной сердечник деформируются независимо друг от друга при изменении температуры провода.

Пропускная способность по току проводов GTACSR увеличивает пропускную способность ВЛ в 1.6 раза (GZTACSR в 2 раза) по сравнению со сталеалюминиевым проводом марки АС того же сечения.

Благодаря этим преимуществам провода GTACSR/GZTACSR используются для повышения увеличения пропускной способности уже существующей ВЛ путем простой замены обычного провода АС – проводами GTACSR или GZTACSR.

Не требуется реконструкции или усиления существующих опор и фундаментов, низкая стоимость и короткий период реконструкции.

Провода на строительство линий электропередачи поставляются обычно на стандартных барабанах (ГОСТ 5151—79*Е). Провода малых сечений могут поставляться на строительство ВЛ в бухтах, зашитых в мешковину или другую упаковку, обеспечивающую сохранность проводов при транспортировке.

Грозозащитные тросы наряду с искровыми промежутками, разрядниками, ограничителями напряжений и устройствами заземления служат длязащиты линии от атмосферных перенапряжений (грозовых разрядов). Тросыподвешивают над фазными проводами на ВЛ напряжением 35 кВ ивыше в зависимости от района по грозовой деятельности и материала опор, что регламентируется Правилами устройств электроустановок (ПУЭ). В качестве грозозащитных проводов обычно применяют стальные оцинкованныеканаты марок С 35, С 50 и С 70, а при использовании тросов для высокочастотной связи – сталеалюминевые провода. Крепление тросов на всех опорахВЛ напряжением 220–750 кВ должно быть выполнено при помощи изолятора, шунтированного искровым промежутком. На линиях 35–110 кВ крепление тросов к металлическим и железобетонным промежуточным опорамосуществляется без изоляции троса.

Изоляторы воздушных линий. Изоляторы предназначены для изоляции и крепления проводов. Изготавливаются они из фарфора и закаленногостекла – материалов, обладающих высокой механической и электрическойпрочностью и стойкостью к атмосферным воздействиям. Существенным достоинством стеклянных изоляторов является то, что при повреждении закаленное стекло рассыпается. Это облегчает нахождение поврежденных изоляторов на линии.

По конструкции, способу закрепления на опоре изоляторы разделяютна штыревые и подвесные. Штыревые изоляторы применяютсядля линий напряжением до 10 кВ и редко (для малых сечений) 35 кВ. Изоляторы собираются вгирлянды: поддерживающие на промежуточных опорах и натяжные – на анкерных. Количество изоляторов в гирлянде зависит от напряжения, типа и материала опор, загрязнённости атмосферы. Например, в линии35 кВ – 3–4 изолятора, 220 кВ – 12–14; на линиях с деревянными опорами, обладающих повышенной грозоупорностью, количество изоляторов в гирлянде на один меньше, чем на линиях с металлическими опорами; в натяжных гирляндах, работающих в наиболее тяжелых условиях, устанавливают на1–2 изолятора больше, чем в поддерживающих.

Разработаны изоляторыс использованием полимерных материалов. Они представляют собой стержневой элемент из стеклопластика, защищённый покрытием с ребрами из фторопласта или кремнийорганической резины. Стержневые изоляторы по сравнению с подвесными имеют меньший вес и стоимость, более высокую механическую прочность, чем из закалённого стекла. Основная проблема – обеспечить возможность их длительной (более 30 лет) работы.

Линейная арматура предназначена для закрепления проводов к изоляторам и тросов к опорам и содержит следующие основные элементы: зажимы, соединители, дистанционные распорки и др.

Если электрическая сеть используется для одновременного питания трехфазной и однофазной нагрузки, то в четырехпроводной линии нулевой провод размещается нижним. Если линия служит одновременно и для наружного освещения, то самым нижним проводом будет фонарный провод.

Силовые кабели

Кабельная линия (КЛ) – линия для передачи электроэнергии, состоящая из одного или нескольких параллельных кабелей, выполненная каким-либо способом прокладки (рис 30). Кабельные линии прокладывают там, где строительство ВЛ невозможно из-за стесненной территории, неприемлемо по условиям техники безопасности, нецелесообразно по экономическим, архитектурно-планировочным показателям и другим требованиям.

Достоинства КЛ по сравнению с ВЛ: неподверженность атмосферным воздействиям, скрытость трассы и недоступность для посторонних лиц, меньшая повреждаемость, компактность линии и возможность широкого развития электроснабжения городских потребителей и промышленных районов.

Недостатки КЛ: стоимость КЛ дороже ВЛ того же напряжения, сложнее при сооружении и эксплуатации.

Способ прокладки кабелей определяется условиями трассы линии. Кабели прокладываются в земляных траншеях, блоках, туннелях, кабельных каналах, коллекторах, по кабельным эстакадам, а также по перекрытиям зданий

а б в г д е

Рис. 30. Способы прокладки кабелей и кабельные сооружения: а – земляная траншея; б – коллектор; в – туннель; г – канал; д – эстакада; е – блок

В состав КЛ входят: кабель, соединительные и концевые муфты, строительные конструкции, элементы крепления и др.

Кабель – готовое заводское изделие, состоящее из изолированных токопроводящих жил, заключенных в защитную герметичную оболочку и броню, предохраняющих их от влаги, кислот и механических повреждений. Силовые кабели имеют от одной до четырех алюминиевых или медных жил сечением 1,5–2000 мм2. Жилы сечением до 16 мм2 – однопроволочные, свыше – многопроволочные. По форме сечения жилы круглые, сегментные или секторные.

Кабели напряжением до 1 кВ выполняются, как правило, четырехжильными, напряжением 6–35 кВ – трехжильными, а напряжением 110–220 кВ одножильными.

Защитные оболочки делаются из свинца, алюминия, резины и полихлорвинила.

В кабелях на напряжение 1–35 кВ для повышения электрической прочности между изолированными жилами и оболочкой прокладывается слой поясной изоляции.

Броня кабеля, выполненная из стальных лент или стальных оцинкованных проволок, защищается от коррозии наружным покровом из кабельной пряжи, пропитанной битумом и покрытой меловым составом.

Рис. 31. Сечения силовых кабелей: а - двухжильные кабели с круглыми и сегментными жилами, б - трех-жильные кабели с поясной изоляцией и отдельными оболочками, в - четырехжильные кабели с нулевой жилой круглой, секторной и треугольной формы, 1 - токопроводящая жила, 2 - нулевая жила, 3 - изоляция жилы, 4 - экран на токопроводящей жиле, 5 - поясная изоляция, 6 - заполнитель, 7 - экран на изоляции жилы, 8 - оболочка, 9 - бронепокров, 10 - наружный защитный покров

Способ прокладки кабелей определяется условиями трассы линии. Кабели прокладываются в земляных траншеях, блоках, туннелях, кабельных туннелях, коллекторах, по кабельным эстакадам, а также по перекрытиям зданий.

Наиболее часто на территории городов, промышленных предприятий кабели прокладывают в земляных траншеях. Для предотвращения повреждений из-за прогибов на дне траншеи создают мягкую подушку из слоя просеянной земли или песка. При прокладке в одной траншее нескольких кабелей до 10 кВ расстояние по горизонтали между ними должно быть не менее 0,1 м; 0,25 м – между кабелями 20–35 кВ. Кабель засыпают небольшим слоем такого же грунта и закрывают кирпичом или бетонными плитами для защиты от механических повреждений. После этого кабельную траншею засыпают землей. В местах перехода через дороги и на вводах в здания кабель прокладывают в асбестоцементных или иных трубах. Это защищает кабель от вибраций и обеспечивает возможность ремонта без вскрытия полотна дороги. Прокладка в траншеях – наименее затратный способ кабельной канализации ЭЭ. В местах прокладки большого количества кабелей агрессивный грунт и блуждающие токи ограничивают возможность их прокладки в земле. Поэтому совместно с другими подземными коммуникациями используют специальные сооружения: коллекторы, туннели, каналы, блоки и эстакады.

Коллектор служит для совместного размещения в нем разных подземных коммуникаций: кабельных силовых линий и связи, водопровода по городским магистралям и на территории крупных предприятий. При большом числе параллельно прокладываемых кабелей, например, от здания мощной электростанции, применяют прокладку в туннелях. При этом улучшаются условия эксплуатации, снижается площадь поверхности земли, необходимая для прокладки кабелей. Однако стоимость туннелей весьма велика. Туннель предназначен только для прокладки кабельных линий. Его сооружают под землей из сборного железобетона или канализационных труб большого диаметра, ёмкость туннеля – от 20 до 50 кабелей.

При меньшем числе кабелей применяют кабельные каналы, закрытые землей или выходящие на уровень поверхности земли. Кабельные эстакады и галереи используют для надземной про-кладки кабелей. Этот вид кабельных сооружений широко применяют там, где непосредственно прокладка силовых кабелей в земле является опасной из-за оползней, обвалов, вечной мерзлоты и т. п. В кабельных каналах, туннелях, коллекторах и по эстакадам кабели прокладываются по кабельным кронштейнам.

В крупных городах и на больших предприятиях кабели иногда прокладываются в блоках, представляющих собой асбестоцементные трубы, стыки которых заделаны бетоном. Однако в них кабели плохо охлаждаются, что снижает их пропускную способность. Поэтому прокладывать кабели в блоках следует лишь при невозможности прокладки их в траншеях.

В зданиях, по стенам и перекрытиям большие потоки кабелей укладывают в металлические лотки и короба. Одиночные кабели могут прокладываться открыто по стенам и перекрытиям или скрыто: в трубах, в пустотелых плитах и других строительных частях зданий.

В качестве электрической изоляции жил и защитных оболочек кабелей применяются пластмассы преимущественно на основе поливинилхлоридных (ПВХ) пластикатов. Форма токопроводящих жил чаще всего секторная, так как она позволяет получить компактную и соответственно экономичную конструкцию кабеля. Однако силовые кабели такого типа выпускаются и с круглыми жилами.

По условиям эксплуатации кабели разделяются на две группы:

• для подземной прокладки;

• для прокладки в кабельных сооружениях (каналах, туннелях, эстакадах), производственных помещениях, в том числе на ТЭЦ, АЭС и других объектах (прокладка в воздухе).

Кабели для подземной прокладки в городских условиях применяются для подвода питания к жилым и производственным зданиям от квартальных подстанций 10/0,4 кВ, для уличного освещения. Из-за высокой насыщенности грунтов растворами хлоридов в ряде регионов России в последние годы ориентируются на применение кабелей с медными токопроводящими жилами, так как алюминиевые жилы кабелей (особенно для уличного освещения) разрушаются за счет диффузии хлоридов через ПВХ-оболочку и изоляцию, а для подвода питания к жилым домам преимущественно используются кабели с пропитанной бумажной изоляцией в свинцовой коррозионно-стойкой оболочке.

Условия эксплуатации кабелей, прокладываемых в кабельных сооружениях, накладывают требования по пожаробезопасности к конструкциям кабелей и применяемым материалам. По условиям пожаробезопасности кабели классифицируются по пяти группам в соответствии со схемой, показанной на рис. 32.

Перспективными являются конструкции кабелей с изоляцией из сшитого полиэтилена (ПЭ) с повышенной нагрузочной способностью по сравнению с ПВХ-изоляцией (примерно на 17 %), в том числе коррозионно защищенные кабели для подземной прокладки в агрессивных грунтах. Коррозионная защита кабелей обеспечивается применением полиэтиленовой изоляции и оболочки, имеющих пониженные коэффициенты диффузии водных растворов, в 8—10 раз меньшие по сравнению с ПВХ-изоляцией.

Кабели с СПЭ-изоляцией в настоящее время активно замещают кабели с бумажной изоляцией в классах среднего и высокого напряжения и предназначены для передачи и распределения электроэнергии на объектах с чрезвычайно высокими уровнями энергопотребления и плотностью нагрузки. Своими уникальными свойствами СПЭ кабели обязаны применяемому изоляционному материалу. На современных кабельных предприятиях процесс сшивки или вулканизации производится в среде нейтрального газа при высоком давлении и температуре. Такой способ вулканизации позволяет получить достаточную степень сшивки по всей толщине изоляции и обеспечить отсутствие воздушных включений. Поперечные связи, образующиеся в процессе сшивки между молекулами полиэтилена, в основном и определяют характеристики нового материала. Помимо хороших диэлектрических свойств, это и больший, чем у других кабельных изоляционных материалов диапазон рабочих температур, и отличные механические характеристики. Так, в нормальном режиме для сшитого полиэтилена допускается температура 90°С, в кратковременном режиме (протекание токов короткого замыкания) 250°С, прокладка и монтаж кабелей могут осуществляться при температуре до –20°С. При этом монтаж кабелей допускается с радиусом изгиба до 7,5 наружных диаметров. Их всего вышесказанного можно заключить, что кабели с изоляцией из сшитого полиэтилена являются предпочтительными и наиболее перспективными при строительстве и реконструкции кабельных линий 6–35 кВ. Благодаря уникальным свойствам, высокой электрической прочности изоляции, низкой повреждаемости, длительному сроку службы СПЭ кабелей, их применение становится не только технически целесообразным, но и экономически выгодным.

Арматура силовых кабелей

В настоящее время в энергосистемах применяются различные виды кабельной арматуры. Из них наиболее известны концевые и соединительные муфты, разновидностями которых для концевых муфт являются муфты кабельных вводов, а для соединительных муфт — переходные и стопорные муфты. Многообразие конструктивных форм арматуры и особенностей ее монтажа определяются типами кабелей, для которых она используется и условиями эксплуатации.

3.4. Токопроводы напряжением 6кВ

Токопроводы напряжением 6...35 кВ применяются на промышленных предприятиях прибольших удельных плотностях нагрузки, концентрированном расположении крупных мощностей и при размещении потребителей, благоприятном для осуществления магистрального питания. Токопроводы имеют ряд преимуществ по сравнению с кабельными прокладками. Они позволяют заменять кабели высокогонапряжения неизолированными алюминиевыми шинами или проводами, экономить свинец иалюминий, идущий на оболочки кабеля, а также изоляционные материалы. Индустриализуютсямонтажные работы по сетям, так как на монтаж поступают готовые секции токопроводов.

Токопроводы имеют значительно большую способность к перегрузке, чем кабельныелинии, из-за отсутствия горючей изоляции. Обследования работающих токопроводов различных типов показали, что токопроводы значительно надежнее кабельных прокладок.

При меньших мощностях токопроводы не имеют преимуществ перед кабельной канализацией.

Помимо электрических параметров (напряжение, ток, сопротивление), токопроводы различаются по исполнению в отношении условий прикосновения к токоведущим частям, а также рядом конструктивных характеристик (тип, расположение фаз, изоляция и т. д.).

По условиям прикосновения к токоведущим частям различают токопроводы открытые, защищенные и закрытые. Защищенные и закрытые токопроводы обычно находят применение всетях напряжением до 1 кВ, монтируемых внутри промышленных объектов.

В сетях напряжением 6...35 кВ применяются открытые токопроводы. Открытыетокопроводы с жесткой несимметричной ошиновкой. Шины токопроводов изготовляют из алюминия или из его сплавов. При силе тока до 2000 А пакет шин состоит из плоских шин, а при силе тока больше 2000 А - из шин швеллерного профиля. Конструкция открытоготокопровода с вертикально расположенными опорными изоляторами для наружной установки приведена на рис. 32. Этот токопровод имеет высокую стоимость строительной части, атакже создает значительную несимметрию напряжения вследствие разной индуктивности фаз.

Жесткие шины токопровода закреплены на опорных изоляторах по вершинам равностороннего треугольника (рис.33). Это исполнение токопровода выгодно отличается от исполнений рассмотренных вышетокопроводов пониженной величиной дополнительных потерь мощности, симметрией напряжений и меньшей стоимостью.

Рис. 32. Жесткий несимметричный шинопровод напряжением 6кВ

Гибкий токопровод (рис. 34) практически представляет собой воздушную линию с большимисечениями проводов, величина пролета в нем резко увеличена по сравнению с жестким токопроводом. Однако гибкие токопроводы требуют больше места для прохождения на промышленной площадке, чем жесткие. Ширина полосы территории, занимаемой двухцепным гибкимтокопроводом вместе с его молниезащитными устройствами, составляет 24 м. Поддерживающие гирлянды крепятся на высоте 15 м от уровня земли.

Унифицированные гибкие шинопроводы имеют следующее число алюминиевых проводов А600 на фазу: 4, 6, 8, 10. Их пропускная способность по силе тока составляет соответственно 4080,6А.

Гибкийтокопровод с междуфазными и фазными распорками может быть применен при

ударном токе КЗ до 400 кА.

Рис. 33. Жесткий симметрии - Рис. 34. Гибкий симметрич-

ныйшинопровод напряжением ныйшинопровод напряжением

6...10 кВ 10 кВ

Преимущества токопроводов по сравнению с кабельными линиями:

1) большая надежность, в основном из-за отсутствия кабельных муфт;

2) меньшие стоимость и трудоемкость изготовления;

3) лучшие условия эксплуатации за счет возможности визуального осмотра;

4) большая перегрузочная способность за счет лучших условий охлаждения.

Недостатки токопроводов:

1) большее индуктивное сопротивление, что приводит к дополнительным потерям напряжения; сопротивления фаз различны, что приводит к несимметрии напряжения фаз протяженных токопроводов при токах 2,5 кА и более;

2) дополнительные потери электроэнергии в шинодержателях, арматуре и конструкциях при токах 1 кА и более от воздействия магнитного поля;

3) следует считаться и с укрупнением единичной мощности токопровода по сравнению с несколькими кабельными линиями.

Для увеличения надежности токопроводы применяются, как правило, состоящими из двух линий с секционированием и автоматическим включением резерва.

Технология электромонтажных работ

1. Ведение технической документации. В монтажной организации должно быть организовано и ведение документов по эксплуатации и техническому обслуживанию ВЛ (акты, паспорта, схемы, инструкции и т. д.) Все изменения на ВЛ должны быть отражены в соответствующих документах, подтвержденных подписью уполномоченного лица с указанием его должности и даты внесения изменения.

Местные производственные инструкции должны проверяться на соответствие фактическим эксплуатационным условиям не реже одного раза в три года с соответствующей отметкой о проверке.

2. Для рабочих и инженерно-технических работников строительно-монтажных и наладочных организаций, занятых строительством линий электропередачи и электрических подстанций и ведущих монтаж и наладку электрооборудования, а также эксплуатационных предприятий, ведущих строительство, монтаж и наладку собственными силами (хозспособом) являются обязательными требования РД 153-34.3-03. Правила безопасности при строительстве линий электропередачи и производстве электромонтажных работ.

3. Организацию и выполнение работ по строительству, электромонтажу, пусконаладке, испытанию и комплексному опробованию оборудования следует производить руководствуясь законодательством Российской Федерации по охране труда, требованиями ГОСТ 12.3.032-84 "Работы электромонтажные. Общие требования безопасности" и нормативных документов органов государственного надзора, а также требованиями настоящих Правил. Производство работ по сооружению линий электропередачи, специальные электромонтажные и наладочные работы должны осуществляться с учетом требований СНиП и СНиП . Разрешается выполнять только при наличии проек-тов производства работ (ППР) или технологических карт (ТК), утвержденных главным инженером электромонтажной (наладочной) организации; в ППР и ТК для каждого из выполняемых видов работ должны быть предусмотрены конкретные мероприятия по технике безопасности.

Непосредственные руководители и исполнители электро-монтажных работ перед допуском к их выполнению должны быть ознакомлены с требованиями безопасности на месте работ с фактическими условиями труда, знать и выполнять нормы безопасности в объеме порученных работ.

Тема 3.4. Режимы работы и энергосберегающие технологии

в электрических сетях напряжением до 35кВ

Режимом энергосистемы называется ее состояние, характеризуемое значениями генерируемых и передаваемых мощностей, напряжений, частоты, фазовых углов и других величин, называемыми параметрами режима.

К основным параметрам, требующим постоянного контроля, относят напряжение, частоту в электрической системе, давление и температуру пара на тепловых или напор воды на гидроэлектростанциях.

Режим районных электрических сетей неразрывно связан с режимом электростанций и потребителей, поэтому контроль за режимом этих сетей и его регулирование обычно ведет диспетчер системы.

При работе в нормальном установившемся режиме значение основных параметров равны номинальным или лежат в пределах допустимых отклонений от них. Нагрузки изменяются медленно, что обеспечивает возможность плавного регулирования работы электростанций и сетей и удержание основных параметров в пределах допустимых норм. Однако могут происходить и резкие изменения режима отдельных звеньев, например, включение или отключение мощных линий или трансформаторов. В этих случаях после завершения переходного процесса, который продолжается доли секунды, снова наступает установившийся нормальный режим, когда значения параметров в контрольных точках системы оказываются в допустимых пределах.

Согласно ПТЭ в нормальном режиме должны обеспечиваться: надежность работы системы, бесперебойность энергоснабжения потребителей, необходимое качество энергии и наибольшая экономичность. В аварийных и послеаварийных условиях выполнение некоторых из перечисленных требований не всегда может быть обеспечено. Тогда предпочтение отдается главному требованию надежности – поддержанию устойчивой работы электростанций, входящих в энергосистему.

По этим причинам в послеаварийных режимах иногда приходится отключать часть наименее ответственных потребителей с целью поддержания нормальной частоты в системе (АЧР).

В переходном неустановившимся режиме система переходит из одного установившегося состояния в другое. Такой режим наступает при внезапных изменениях в схеме и резких изменениях генераторных или потребляемых мощностей. В частности, это имеет место при авариях на станциях или в сетях, например, при коротких замыканиях и последующем отключении поврежденных элементов сети, резком падении давления пара или напора воды на одной или нескольких станциях и т. д. Во время аварийного переходного режима параметры режима системы в некоторых ее контрольных точках могут резко отклоняться от нормированных значений (в частности, вблизи от места повреждения).

Послеаварийный установившийся режим наступает после локализации аварии в системе. Этот режим чаще всего отличается от нормального, так как в результате аварии один или несколько элементов системы (генератор, трансформатор, линия) будет выведены из работы. Параметры послеаварийного режима могут в той или иной степени отличаться от допустимых значений. Если значения этих параметров во всех контрольных точках системы являются допустимыми, то исход аварии считается благополучным. В противном случае, исход аварии неблагополучен и диспетчерская служба системы принимает немедленные меры к тому, чтобы привести параметры послеаварийного режима в соответствие с допустимыми нормами. Запас надежности, например, резерв или запас статической устойчивости (способность системы самостоятельно восстановить исходный режим при малых и медленно происходящих возмущениях, например, при постепенном незначительном увеличении или уменьшении нагрузки), в послеаварийном режиме может быть несколько ниже, чем в нормальном.

Большая часть потерь электроэнергии (приблизительно 60—70 %) падает на линии и из них более половины на линии напряжением 10 кВ и ниже. Основными мероприятиями по снижению потерь электроэнергии в сетях являются:

• применение более высокой ступени напряжения по шкале номинальных напряжений;

• повышение уровня напряжения в сети путем применения устройств регулирования напряжения;

• регулирование активных и реактивных мощностей в отдельных звеньях сети;

• применение рациональных схем сети, позволяющих осуществлять наиболее экономичную загрузку линий и трансформаторов.

Общие потери в электрических сетях складываются из технических и коммерческих потерь. Технические потери, вызваны расходом электрической энергии на передачу энергии. Коммерческие потери обусловлены несовершенством системы учета, и хищениями.

В последние годы в России в среднем технические потери составили около 10,8 %. Для сравнения: в Турции - 10,9 %; США - 8,1 %; Великобритании - 8 %; Германии - 4,5%; Нидерландах - 4,3%. Коммерческие потери в России сегодня примерно такие же, как и технические.

Технические потери разделяют на нагрузочные потери, потери холостого хода и потери на корону.

Потери холостого хода присущи трансформаторам, шунтирующим реакторам, батареям кон-денсаторов, используемыми для компенсации реактивной мощности. Эти потери задаются в паспортных данных и приводятся к номинальному напряжению.

Потери на корону зависят от погодных условий, величин напряжений на проводах линий и на шинах подстанций, конструкций проводов и шин.

Расчет нагрузочных потерь, связанный с учетом изменения нагрузки во времени может осуществляться несколькими методами. Время потерь зависит от характера изменения как активной, так и реактивной нагрузки элемента.

Величины потерь электрической энергии в объектах электрических сетей даны в таблице.

Таблица. Структура потерь электрической энергии в ЛЭП и на подстанциях

Объекты электрической сети	Потери электрической энергии, %
Нагрузочные	На хх и корону	Всего
ЛЭП	60	5	65
Подстанции	15	20	35
Все	75	25	100

Величина потерь электроэнергии зависит не только от элементов сетей, но и от их номинального напряжения. Чем выше доля электрических сетей данного номинального напряжения, тем выше и доля потерь электроэнергии от общих потерь. В целом по России структура потерь электроэнергии в линиях и трансформаторах приведена ниже.