ВВЕДЕНИЕ

В.1. ЭТАПЫ И ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ В СССР

Развитие энергетики и электрификации в значительной мере определяет уровень развития всего народного хозяйства нашей страны. В наследство от царской России мы получили отсталое хозяйство. В 1913 г. Россия по выработке электроэнергии занимала шестое место в Европе и восьмое место в мире. Суммарная мощность всех электростанций составляла 1,14 млн. кВт, а годовая выработка электроэнергии-2,04 млрд. кВт-ч. После первой мировой войны, интервенции и гражданской войны хозяйство страны было в очень тяжелом положении. Производство электроэнергии в 1921 г. снизилось в 4 раза против довоенного и составило всего 0,52 млрд. кВт-ч.

Ленинский план электрификации России - план ГОЭЛРО, в котором в 1920 г. В. И. Ленин поставил задачу электрификации страны,- это первый в мире научно обоснованный комплексный план развития экономики страны на основе создания энергетической базы народного хозяйства.

План ГОЭЛРО, принятый на VIII съезде Советов в декабре 1920 г. и рассчитанный на 10-15 лет, предусматривал сооружение 30 новых электростанций общей мощностью 1,75 млн. кВт, рост выработки электроэнергии.

В 1938 г. при проектировании Куйбышевской ГЭС возникла необходимость в передаче 1000 МВт на расстояние порядка 1000 км и началась разработка проекта промышленной передачи энергии постоянным током.

Война прервала работу над передачей постоянного тока Куйбышев-Москва.

Со второй половины 40-х годов работы, связанные с созданием электропередачи Куйбышев-Москва, возобновились. В 1956 г. передача энергии из Куйбышева от Волжской ГЭС им. В. И. Ленина в Москву была осуществлена на напряжении 400 кВ переменного тока. В дальнейшем эта электропередача была переведена на напряжение 500 кВ.

Уже через 12 лет после пуска этой первой линии протяженность эксплуатируемых электропередач 500 кВ в СССР достигла рекордной в мире цифры - 9000 км в одноцепном исчислении. Они образовали основные или системообразующие сети европейской части страны и послужили основой для последующего создания ЕЭС СССР. Непрерывная цепочка линий 500 кВ Волгоград-Москва-Куйбышев-Челябинск-Свердловск-Нижний Тагил длиной 3000 км связала Объединенные энергосистемы Поволжья, Центра и Урала. В эту систему была подключена и передача постоянного тока, соединившая Волгоград и Донбасс, Объединенная энергосистема Юга была связана с системами Северного Кавказа и Закавказья и через передачу 330 кВ подключена к ОЭС Северо-Запада-Центра. Передачи 500 кВ стали быстро развиваться и в ОЭС Сибири. К 1970 г. ЕЭС вышла далеко за пределы европейской части страны, ее сети охватили Закавказье, ряд областей Северного Казахстана и Западной Сибири. В 1972 г. в состав ЕЭС СССР вошла ОЭС Казахстана. В 1978 г. был сделан важнейший шаг на пути к завершению формирования Единой энергосистемы страны: на параллельную работу с ЕЭС СССР присоединилась ОЭС Сибири. Рост производства и потребления электроэнергии в СССР в 11-й пятилетке показан в табл. В.1.

В 1978 г. было завершено сооружение электропередачи 750 кВ Западная Украина (СССР)-Альбертирша (ВНР). С 1979 г. началась параллельная работа ЕЭС СССР и ОЭС стран - членов СЭВ. Сотрудничество социалистических стран в области энергетики сыграло большую роль в ускорении развития национальных энергосистем, повышении их надежности и экономичности. Высокая эффективность социалистической экономической интеграции была подтверждена опытом параллельной работы энергосистем стран - членов СЭВ.

С включением в состав ЕЭС СССР объединенной энергосистемы Сибири, имеющей электрические связи с энергосистемой МНР, и организацией параллельной работы ЕЭС СССР и ОЭС стран - членов СЭВ создалось уникальное межгосударственное объединение энергосистем социалистических стран с установленной мощностью 300 млн. кВт, охватывающее громадную территорию от Улан-Батора до Берлина.

Таблица В.1. Производство и потребление электроэнергии за 11-ю пятилетку, млрд. кВтч

¹ Без собственных нужд электростанций

В центральной зоне европейской части СССР в связи с сооружением мощных Волжских ГЭС и началом формирования ЕЭС функции основной системообразующей сети стали переходить к сети 500 кВ, наложенной на сеть 220 кВ. Тот же процесс характерен и для позднее развившихся ОЭС восточной части страны. .В западной зоне европейской части СССР для новых мощных транзитных связей, налагаемых на развитые сети 330 кВ, было принято напряжение 750 кВ.

Возможности сети 500 кВ как системообразующей обеспечивали создание мощных ОЭС в других зонах страны и формирование ЕЭС на первом этапе ее развития. Дальнейшее развитие ЕЭС СССР потребовало освоения более высокого напряжения - 1150 кВ. Таким образом, формирование ЕЭС СССР осуществлялось в соответствии с исторически сложившимися условиями на основе применения двух систем напряжений: основной системы 110-220-500 кВ с внедрением напряжения 1150 кВ и системы 110 (150) -330-750 кВ для западной зоны страны. Развитие ЕЭС при- вело к совместному применению напряжения 750 и 500 кВ в центральной зоне европейской части СССР.

Энергетическая программа, разработанная и осуществляемая в нашей стране, была охарактеризована на июнь- ском (1983 г.) Пленуме ЦК КПСС как «крупнейший до- кумент перспективного значения, своего рода ГОЭЛРО в современных условиях». Проект Энергетической програм-мы был рассмотрен на заседании Политбюро ЦК КПСС в апреле 1983 г.

В Энергетической программе и в материалах ХXVII съезда КПСС намечены следующие научно обоснованные принципы и важнейшие мероприятия по росту и совершенствованию топливно-энергетического комплекса страны на период до 2000 г.: проведение активной энергосберегающей политики при одновременном увеличении доли электроэнергии в суммарном расходе энергоресурсов; коренное изменение структуры топливного баланса народного хозяйства благодаря росту добычи природного газа и угля (открытым способом); дальнейшее развитие электроэнергетики с одновременным совершенствованием структуры мощностей электростанций в результате опережающего развития атомных электростанций (АЭС).

Осуществление Энергетической программы рассчитано на два этапа. Первый этап завершится на рубеже 80-х и 90-х годов (около 1990г.), а второй-на рубеже XX и XXI веков (около 2000 г.). В число главных научно-технических задач первого этапа входит подготовка условий для широкого перевода экономики на энергосберегающий путь развития. Благодаря чисто организационным факторам (устранение наиболее очевидных источников потерь) можно получить только около 10 % возможной экономии энергоресурсов, остальное связано с проведением технических мероприятий. Они требуют разработки, изготовления и использования нового, более экономичного энергопотребляющего оборудования, внедрения новых менее энергоемких технологий, широкого применения приборов автоматического регулирования и контроля. Мероприятия по уменьшению расхода и потерь электроэнергии (см. гл. 12, 13) очень важны при переводе экономики на энергосберегающий путь развития. Основное содержание второго этапа Энергетической программы включает решение как производственных задач по обеспечению растущих энергетических потребностей страны, так и дальнейшую разработку научно-технических проблем, вызванных потребностями дальнейшего развития энергетики в XXI веке. В результате энергосберегающей политики к концу второго этапа Энергетической программы предполагается значительное сокращение общей потребности в топливно-энергетических ресурсах в результате снижения норм удельных расходов электрической и тепловой энергии, а также замещения органического топлива нетопливными энергоресурсами, т. е. ядерной и гидравлической энергией.

Оптимальная структура мощностей электростанций, предусмотренная Энергетической программой, может формироваться только на основе непрерывного развития и совершенствования ЕЭС СССР, т. е. усиления межсистемных электрических связей (линий сверхвысокого напряжения). На первом этапе реализации программы ЕЭС СССР будет развиваться путем строительства линий электропередачи (ЛЭП) переменного тока напряжением 750 и 1150 кВ и постоянного тока 1500 кВ. В ОЭС Юга и Северо-Запада, где сложилась система напряжений 150-330-750 кВ, в 12-й пятилетке сооружаются ЛЭП 750 кВ для усиления межсистемных связей и выдачи мощности крупных АЭС.

К 1990 г. предусмотрено завершить сооружение уникального энергомоста - ЛЭП 1150 кВ переменного тока Сибирь (Канско-Ачинский топливно-энергетический комплекс-КАТЭК)-Казахстан (Экибастуз)-Урал и при ступить к строительству первых участков магистрали Центр - Средняя Волга - Урал на этом напряжении, а также связи ЕЭС СССР с ОЭС Средней Азии. В 12-й пятилетке намечается ввести в действие около 2700 км ЛЭП 1150 кВ, что примерно в 3 раза больше, чем в 11-й пятилетке. В 1990 г. предусмотрено ввести в эксплуатацию первую в стране ЛЭП 1500 кВ постоянного тока Экибастуз- Центр длиной 2414 км. В последующие годы эта электропередача позволит создать оптимальный режим работы электростанций европейских районов страны и Сибири. После завершения строительства линии постоянного тока 1500 кВ возникнут также энергомосты Центр-Казахстан-Урал и Центр-Казахстан-Сибирь, которые существенно повысят надежность и маневренность всей ЕЭС СССР, а также позволят привлекать мощности сибирских ГЭС для удовлетворения потребностей европейских энергосистем в часы их максимальной нагрузки.

Одновременно со строительством ЛЭП сверхвысокого напряжения будут строиться распределительные сети напряжением 35 кВ и выше, что имеет большое значение для повышения надежности электроснабжения потребителей; и улучшения использования мощности электростанций.

На втором этапе реализации программы должно быть завершено формирование ЕЭС СССР с повышением ее маневренности и надежности. Создание сверхмощной межсистемной связи 1150 кВ переменного тока Центр-Средняя Волга-Урал-Экибастуз-Средняя Азия-Сибирь, а так- же работа ЛЭП 1500 кВ постоянного тока Экибастуз- Центр позволят обеспечить выдачу мощности крупных тепловых электростанций Экибастуза и КАТЭК в соседние районы, наиболее рационально использовать энергоресурсы отдельных регионов страны и более полно реализовать эффект снижения потребной установленной мощности электростанций за счет объединения энергосистем.

Важной задачей развития электроэнергетики является модернизация и демонтаж устаревшего и малоэффективного оборудования электростанций. Большие объемы демонтажа и модернизации устаревшего и малоэффективного оборудования предъявляют высокие требования к энергомашиностроению, к организации ремонтных работ, в ходе которых осуществляется модернизация, и к энергостроительству.

В Энергетической программе намечается создание материально-технической базы для использования новых нетрадиционных возобновляемых источников энергии. Главными из них в ближайшие десятилетия будут солнечная и геотермальная энергия, а также энергия биомассы, а в более отдаленной перспективе-ветровая и приливная энергия. Годовое производство энергоресурсов за счет этих источников будет невелико. Их значение в основном в создании научно-технических заделов для энергетики XXI века.

Целесообразность создания мощных объединенных энергосистем и ЕЭС СССР обусловлена их большими технико-экономическими преимуществами. С увеличением мощности объединения появляется возможность сооружения крупных электрических станций с мощными, более экономичными агрегатами. При увеличении числа связей нагрузок с разными станциями в энергообъединении повышается надежность электроснабжения потребителей, увеличивается возможность более полного и рационального использования всего имеющегося оборудования. При этом возможно снижение суммарной установленной мощности электростанций за счет уменьшения общего резерва и обменных передач мощности в момент максимума потребления между районами с большой разницей во времени и поэтому с неодновременным максимумом потребления. Например, разница во времени в 2 часа между Москвой и Уралом позволяет уже сейчас за счет обменных потоков уменьшить необходимую установленную мощность. В будущем при электрической связи районов с разницей до 4 часов это уменьшение мощности будет еще значительнее.

При выполнении Энергетической программы необходимо учитывать вопросы охраны окружающей среды. Существенное влияние на развитие энергосистем оказывают все возрастающие требования к ограничению неблагоприятных воздействий энергетических объектов на окружающую среду. Повышение экологических требований к электростанциям усложняет их размещение и как следствие приводит к удалению электростанций от центров потребления. Повышение экологических требований к электрическим сетям проявляется прежде всего в необходимости сокращения занимаемых ими земельных площадей. Из этого вытекают новые технические решения: широкое распространение многоцепных линий электропередачи (до четырех-шести цепей разных напряжений на одной опоре), внедрение оборудования с элегазовой изоляцией, расширение применения кабелей высокого напряжения.

В.2. ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ СИСТЕМЫ И ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СЕТИ

Производство (генерация), распределение и потребление электрической и тепловой энергии схематически показаны на рис. В.1,а. Электростанция производит (или генерирует) электрическую энергию, а теплофикационная электростанция - электрическую и тепловую энергию. По виду первичного источника энергии, преобразуемого в электрическую или тепловую энергию, электростанции делятся на тепловые (ТЭС), атомные (АЭС) и гидравлические (ГЭС). На ТЭС первичный источник энергии - органическое топливо (уголь, газ, нефть), на АЭС-урановый концентрат, на ГЭС-вода (гидроресурсы). ТЭС делятся на конденсационные тепловые станции (конденсационные электростанции - КЭС или государственные районные электростан-ции-ГРЭС), вырабатывающие только электроэнергию, и теплофикационные (ТЭЦ), вырабатывающие и электроэнергию, и тепло.

Рис. В.1. Схемы производства, распределения и потребления электрической и тепловой энергии

Кроме ТЭС, АЭС и ГЭС существуют и другие виды электростанций (гидроаккумулирующие, дизельные, солнечные, геотермальные, приливные и ветроэлектростанции). Однако мощность их невелика.

Электрическая часть электростанции включает в себя разнообразное основное и вспомогательное оборудование. К основному оборудованию, предназначенному для производства и распределения электроэнергии, относятся: синхронные генераторы, вырабатывающие электроэнергию (на ТЭС-турбогенераторы); сборные шины, предназначенные для приема электроэнергии от генераторов и распределения ее к потребителям; коммутационные аппараты - выключатели, предназначенные для включения и отключения цепей в нормальных и аварийных условиях, и разъединители, предназначенные для снятия напряжения с обесточенных частей электроустановок и для создания видимого разрыва цепи (разъединители, как правило, не предназначены для разрыва рабочего тока установки); электроприемники собственных нужд (насосы, вентиляторы, аварийное электрическое освещение и т. д.). Вспомогательное оборудование предназначено для выполнения функций измерения, сигнализации, защиты и автоматики и т. д.

Энергетическая система (энергосистема) (рис. В.1,а) состоит из электрических станций, электрических сетей и потребителей электроэнергии, соединенных между собой и связанных общностью режима в непрерывном процессе производства, распределения и потребления электрической и тепловой энергии, при общем управлении этим режимом.

Электроэнергетическая (электрическая) система (рис. В.1,б) - это совокупность электрических частей электростанций, электрических сетей и потребителей электроэнергии, связанных общностью режима и непрерывностью процесса производства, распределения и потребления электроэнергии. Электрическая система - то часть энергосистемы, за исключением тепловых сетей и тепловых потребителей. Электрическая сеть - это совокупность электроустановок для распределения электрической энергии, состоящая из подстанций, распределительных устройств, воздушных и кабельных линий электропередачи. По электрической сети осуществляется распределение электроэнергии от электростанций к потребителям. Линия электропередачи (воздушная или кабельная)-электроустановка, предназначенная для передачи электроэнергии.

У нас в стране применяются стандартные номинальные (междуфазные) напряжения трехфазного тока частотой 50 Гц в диапазоне 6-1150 кВ (см. табл. 6.4), а также напряжения 0,66; 0,38 (0,22) кВ.

Напряжение 0,22 кВ не рекомендуется для вновь про-ектируемых сетей. Для генераторов применяют номинальные напряжения 3-21 кВ.

Передача электроэнергии от электростанций по лини- ям электропередачи осуществляется при напряжениях 110-1150 кВ, т. е. значительно превышающих напряжения генераторов. Электрические подстанции применяются для преобразования электроэнергии одного напряжения в электроэнергию другого напряжения. Электрическая подстанция-это электроустановка, предназначенная для преобразования и распределения электрической энергии. Подстанции состоят из трансформаторов, сборных шин и коммутационных аппаратов, а также вспомогательного оборудования: устройств релейной защиты и автоматики, измерительных приборов. Подстанции предназначены для связи генераторов и потребителей с линиями электропередачи (повышающая и понижающая подстанции П1 и П2 на рис. В. 1,б), а также для связи отдельных частей электрической системы.

Классификация электрических сетей может осуществляться по роду тока, номинальному напряжению, выполняемым функциям, характеру потребителя, конфигурации схемы сети и т. д. По роду тока различаются сети переменного и постоянного тока; по напряжению: сверхвысокого напряжения - U _ном 330 кВ, высокого напряжения - U _ном = 3220 кВ, низкого напряжения- U _ном <1 кВ. По конфигурации схемы сети делятся на замкнутые и разомкнутые.

По выполняемым функциям будем различать системообразующие, питающие и распределительные сети. Системообразующие сети напряжением 330-1150 кВ осуществляют функции формирования объединенных энергосистем, объединяя мощные электростанции и обеспечивая их функционирование как единого объекта управления, и одновременно обеспечивают передачу электроэнергии от мощных электростанций. Системообразующие сети осуществляют системные связи, т. е. связи очень большой длины между энергосистемами. Режимом системообразующих сетей управляет диспетчер объединенного диспетчерского управления (ОДУ). В ОДУ входит несколько районных энергосистем-районных энергетических управлений (РЭУ).

Питающие сети предназначены для передачи электроэнергии от подстанций системообразующей сети и частично от шин 110-220 кВ электростанций к центрам питания (ЦП) распределительных сетей - районным подстанциям. Питающие сети обычно замкнутые. Как правило, напряжение этих сетей ранее было 110-220 кВ. По мере роста плотности нагрузок, мощности электростанций и протяженности электрических сетей увеличивается напряжение распределительных сетей. Так, в последнее время напряжение питающих сетей иногда бывает 330-500 кВ.

Районная подстанция имеет обычно высшее напряжение 110-220 кВ и низшее напряжение 6-35 кВ. На этой подстанции устанавливают трансформаторы, позволяющие регулировать под нагрузкой [РПН (см. гл. 5)] напряжение на шинах низшего напряжения. Эти шины - ЦП распределительной сети, которая присоединена к ним.

Сети 110-220 кВ обычно административно подчиняют- ся РЭУ. Их режимом управляет диспетчер РЭУ.

Распределительная сеть предназначена для передачи электроэнергии на небольшие расстояния от шин низшего напряжения районных подстанций к промышленным, городским, сельским потребителям. Такие распределительные сети обычно разомкнутые или работают в разомкнутом режиме. Различают распределительные сети высокого (U _ном>1 кВ) и низкого (U _ном<1 кВ) напряжения. В свою очередь по характеру потребителя распределительные се- ти подразделяются на промышленные, городские и сельскохозяйственного назначения. Ранее такие распределительные сети выполнялись с напряжением 35 кВ и ниже, а в настоящее время - до 110 и даже 220 кВ. Преимущественное распространение в распределительных сетях имеет напряжение 10 кВ, сети 6 кВ применяются при наличии на предприятиях значительной нагрузки электродвигателей с номинальным напряжением 6 кВ. Электрические сети 20 кВ применяются только в Латвийской энергосистеме. Напряжение 35 кВ широко используется для создания центров питания сетей 6 и 10 кВ в основном в сельской местности. Передача электроэнергии на напряжении 35 кВ непосредственно потребителям, т. е. трансформация 35/0,4 кВ, используется реже.

Для электроснабжения больших промышленных предприятий и крупных городов осуществляется глубокий ввод высокого напряжения, т. е. сооружение подстанций с первичным напряжением 110-500 кВ вблизи центров нагрузок. Сети внутреннего электроснабжения крупных городов - это сети 110 кВ, а в отдельных случаях к ним относятся глубокие вводы 220/10 кВ. Сети сельскохозяйственного назначения в настоящее время выполняют на напряжение 0,4-110 кВ, а также на 220 кВ при большой протяженности сельских линий в районах Сибири или Дальнего Востока.

На рис. В.2 показан упрощенный путь передачи электроэнергии от электростанций к потребителям, иллюстрирующий взаимосвязь системообразующих, питающих и распределительных сетей. На мощных электростанциях ЭС1 и ЭС2 электроэнергия трансформируется с повышением генераторного напряжения (U _ном1 = 18 кВ, U _ном2 = 20 кВ) до 500 кВ. Подстанции ПС1 и ПС2 - повышающие. Системообразующая сеть состоит из линий сверхвысокого напряжения 12, 14 и 24. (Линию, связующую узлы 1 и 2, будем обозначать двойным номером 12, как это делается при кодировании сети на ЭВМ). Линия 12-связь между ЭС1 и ЭС2, линии 14 и 24 предназначены для выдачи электроэнергии от ЭС1 и ЭС2. На подстанции системообразующей сети ПС4 электроэнергия трансформируется на U _ном = 220 кВ и поступает в питающую сеть. На станции небольшой мощности ЭС3 электроэнергия сразу трансформируется на 220 кВ и поступает в питающую сеть. Питающие сети содержат большей частью замкнутые контуры, что повышает надежность электроснабжения потребителей. Шины низкого и среднего напряжения районной подстанции ПС7 являются центрами питания (ЦП) распределительных сетей 6-35 кВ. Районные подстанции ПС4, ПС5, ПС6 образуют также ЦП распределительных сетей 10 кВ, которые условно показаны на рис. В.2 стрелками, направленными от шин ЦП.

Рис. В.2. Схема электрических сетей:

a - системообразующие; б - питающие; в - распределительные

От ЦП распределительных сетей электроэнергия либо подводится к распределительным пунктам (РП) электрических сетей и далее распределяется на том же напряжении между электроустановками потребителей, либо поступает в трансформаторные подстанции (ТП), где трансформируется на низкие напряжения и после этого распределяется между отдельными потребителями. Распределительная сеть, питающаяся от ЦП9, т. е. от шин 35 кВ ПС7, разомкнутая; РП1 и РП2 питаются по линиям 75 и 76. Хотя сеть 567 замкнутая, она обычно работает в разомкнутом режиме (линия 56 разомкнута). Это упрощает эксплуатацию и повышает надежность работы распределительной сети (см. подробнее § 6.11).

На рис. В.2 показан только один из возможных вариантов схемы передачи энергии. В действительности от шин каждой из подстанций отходит разное число других линий, условно показанных стрелками. Поэтому сети, особенно питающие и распределительные, в действительности значительно сложнее, чем на рис. В.2.

Следует отметить, что в имеющейся технической и учебной литературе отсутствует единая классификация электрических сетей. Более того, при классификации сетей используются разнообразные термины. В значительной мере различия в терминах и классификации объясняются разнообразием и сложностью электрических сетей.

В ГОСТ 24291-80 и в [10] электрические сети делятся на системообразующие и распределительные. Кроме того, в [10] выделяются промышленные, городские и сельские сети. Назначением распределительных сетей в соответствии с [10] является дальнейшее распределение электроэнергии от подстанций системообразующей сети (частично также от шин распределительного напряжения электростанции) до центров питания промышленных, городских и сельских электросетей. Первой ступенью распределительных сетей общего пользования являются сети 220, 330, 500 кВ, второй ступенью - 110 и 220 кВ; затем электроэнергия распределяется по сети электроснабжения отдельных потребителей. Легко убедиться, что термин «распределительные» сети в [10] имеет тот же смысл, что в вышеприведенном тексте термин «питающие» сети. Приведенная выше классификация сетей близка к данной в [10]. Разница в терминах отражена в табл. В.2.

Таблица В.2. Классификация электрических сетей

В учебной литературе, например в [1, 5] электрические сети подразделяются на местные и районные и, кроме того, на питающие и распределительные. К местным относят сети с номинальным напряжением 35 кВ и ниже, к районным - с номинальным напряжением, превышающим 35 кВ. Питающей линией называется линия, идущая от ЦП к РП или непосредственно к подстанции, без распределения электроэнергии по ее длине, например линии 75 и 76 на рис. В.2. Распределительной линией называется такая, к которой вдоль ее длины присоединено несколько трансформаторных подстанций или вводов к электроустановкам потребителей. Понятия «местная» [1, 5] и «распределительная» (§ В.2) сети (так же как «районная» [1, 5] и «питающая» в § В.2)
близки, но не совпадают, так как в последнее время напряжение распределительных сетей может быть 110 кВ и даже 220 кВ. Эти сети нельзя различать только по напряжению.

Разделение электрических сетей на системообразующие, питающие и распределительные будет использоваться в дальнейшем изложении как наиболее соответствующее целям учебного процесса.

В.3. СИСТЕМА ОБОЗНАЧЕНИЙ

Электрические сети переменного тока - трехфазные. Всюду, кроме гл. 11, будем рассматривать симметричную сеть при симметричных и синусоидальных токах и напряжениях. При этом можно рассматривать схему замещения и параметры режима только одной фазы. На рис. В.3, а приведена трехфазная схема замещения линии и приемника, соединенного в звезду, а на рис. В.3, б - схема замещения одной фазы. На рис. В.3, а, б _н - комплексное сопротивление одной фазы нагрузки. Из линии с сопротивлением _л к узлу нагрузки течет узловой ток I, равный фазному току приемника, соединенного звездой. Комплексное фазное напряжение узла обозначим U_ф, а междуфазное (линейное) - U, причем U=U_ф. Напомним, что номинальные напряжения электрических сетей - это междуфазные напряжения (см. § 6.5).

Рис. В.3. Пояснение к системе обозначений:

а, б - трехфазная и однофазная схемы замещения, в, г - векторные диаграммы токов, мощностей и напряжений активно-индуктивного и активно емкостного элементов сети

Междуфазное напряжение узла

= (В.1)

где- активная составляющая напряжения; - реактивная составляющая напряжения.

Ток линии (или узла)

= (В.2)

где - активная составляющая тока; - реактивная составляющая тока.

Полная мощность одной фазы

S_ф =_ф ^* (В.3)

где ^*- сопряженный комплекс тока.

С учетом (В.3) полная мощность трех фаз

_ф = 3_ф ^* =^* =P + jQ, (В.4)

где P и Q -активная и реактивная мощности трех фаз. Из (В.4) следует, что

P=, (В.5)

, (В.6)

где -угол между комплексами тока и напряжения (рис. В.З).

Ток в узле определяется из (В.4):

(В.7)

Из (В.7) квадрат модуля тока можно выразить так:

(В.8)

Соответственно потери полной мощности в сопротивлении линии _л равны

(В.9)

Индуктивный ток отстает от напряжения (рис. В.3,в), его реактивная составляющая имеет знак минус. Емкостей ток опережает напряжение, его реактивная составляющая берется со знаком плюс (рис. В.3, г).

Сопротивление элемента сети будем обозначать так:

, (В.10)

где r - активная составляющая; x - реактивная составляющая. Проводимость элемента

(В.11)

где g - активная составляющая проводимости; b- реактивная составляющая проводимости.

В выражениях (В.10) и (В.11) x, b применяются со знаком плюс для индуктивных элементов, со знаком минус - для емкостных.

Вопросы для самопроверки

1. Каковы основные этапы развития энергетики в СССР ?

2. Какие задачи ставят перед энергетикой XXVII съезд КПСС и Энергетическая программа?

3. Как определить понятия энергетических и электроэнергетических систем?

4. Каково назначение электрических сетей в энергосистемах и как их классифицируют?

ГЛАВА ПЕРВАЯ

КОНСТРУКЦИИ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ

1.1 КОНСТРУКТИВНЫЕ ЭЛЕМЕНТЫ ВОЗДУШНЫХ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ

Воздушные линии электропередачи (ВЛ) предназначены для передачи электроэнергии на расстояние по проводам. Основными конструктивными элементами ВЛ являются провода, тросы, опоры, изоляторы и линейная арматура. Провода служат для передачи электроэнергии. В верхней части опор над проводами для защиты ВЛ от грозовых перенапряжений монтируют грозозащитные тросы.

Опоры поддерживают провода и тросы на определенной высоте над уровнем земли или воды. Изоляторы изолируют провода от опоры. С помощью линейной арматуры провода закрепляются на изоляторах, а изоляторы на опорах. В некоторых случаях провода ВЛ с помощью изоляторов и линейной арматуры прикрепляются к кронштейнам инженерных сооружений.

Наибольшее распространение получили одно- и двух- цепные ВЛ. Одна цепь трехфазной ВЛ состоит из проводов разных фаз. Две цепи могут располагаться на одних и тех же опорах.

На рис. 1.1 приведена металлическая опора одноцепной линии. На работу конструктивной части ВЛ оказывают воздействие механические нагрузки от собственного веса проводов и тросов, от гололедных образований на проводах, тросах и опорах, от давления ветра, а также из-за изменений температуры воздуха. Из-за воздействия ветра возникает вибрация проводов (колебания с высокой частотой и незначительной амплитудой), а также пляска проводов (колебания с малой частотой и большой амплитудой). Указанные выше механические нагрузки, вибрации и пляска проводов могут приводить к обрыву проводов, поломке опор, схлестыванию проводов либо сокращению их изоляционных промежутков, что может привести к пробою или перекрытию изоляции. На повреждаемость ВЛ влияет и загрязнение воздуха.

В гл. 8 рассмотрен расчет ВЛ на механическую прочность, проводимый для того, чтобы ВЛ выдерживала действующие на нее механические нагрузки.

1.2 ПРОВОДА ВЛ И ТРОСЫ

На ВЛ применяются неизолированные провода, т. е. без изолирующих покровов. Наиболее распространены на ВЛ провода алюминиевые, сталеалюминиевые, а также из сплавов алюминия--АН, АЖ. Медные провода в настоящее время не используются на ВЛ без специальных технико-экономических обоснований. Обычно не рекомендуется применять на ВЛ стальные провода.

Рис. 1.1. Промежуточная металлическая опора одноцепной линии:

1- провода; 2 -изоляторы; 3 -грозозащитный трос; 4 - тросостойка; 5- траверсы, опоры; 6-стойка опоры; 7- фундамент опоры

Грозозащитные тросы, как правило, выполняются из стали. В последние годы грозозащитные тросы используются для организации высокочастотных каналов связи. Такие тросы выполняются сталеалюминиевыми.

Конструкции и общий вид неизолированных проводов приведены на рис. 1.2, а. Однопроволочный провод (рис. 1.2, б) состоит из одной круглой проволоки. Такие провода дешевле многопроволочных, однако они менее гибки и имеют меньшую механическую прочность. Многопроволочные провода из одного металла (рис. 1.2, в) состоят из нескольких свитых между собой проволок. При увеличении сечения растет число проволок. В многопроволочных проводах из двух металлов - сталеалюминиевых проводах (рис. 1.2, г)-внутренние проволоки (сердечник провода) выполняются из стали, а верхние - из алюминия.

Рис. 1.2. Конструкции проводов ВЛ:

а-общий вид многопроволочного провода; б-сечение однопроволочного провода; в, г - сечения многопроволочных проводов из одного и двух металлов; д - сечение пустотелого провода

Стальной сердечник увеличивает механическую прочность, алюминий же - токопроводящая часть провода. Полые провода (рис. 1.2,(3) изготовляют из плоских проволок, соединенных друг с другом в паз, что обеспечивает конструктивную прочность провода. У таких проводов больший по сравнению со сплошными диаметр, благодаря чему повышается напряжение появления коронирующего разряда на проводах и значительно снижаются потери энергии на корону. Полые провода применяются на ВЛ редко, они главным образом используются для ошиновки подстанций 330 кВ и выше. Для снижения потерь электроэнергии на корону ВЛ при U _ном 330 кВ каждая фаза ВЛ расщепляется на несколько проводов.