• Гідрологія і Гідрометрія
• Господарське право
• Економіка будівництва
• Економіка природокористування
• Економічна теорія
• Земельне право
• Історія України
• Кримінально виконавче право
• Медична радіологія
• Методи аналізу
• Міжнародне приватне право
• Міжнародний маркетинг
• Основи екології
• Предмет Політологія
• Соціальне страхування
• Технічні засоби організації дорожнього руху
• Товарознавство продовольчих товарів

ОНТОГЕНЕЗ НЕРВНОЙ СИСТЕМЫ.

Позначення трансформаторів та автотрансформаторів (тип) складається з двох частин: літерної та чисельної.

Літерна частина типу трансформаторів та автотрансформаторів може складатися з наступних літер:

1) для автотрансформаторів на початку позначення розташована літера «А»; її відсутність вказує на те, що це трансформатор;

2) друга літера вказує на кількість фаз трансформатора або автотрансформатора; може бути «О» (однофазний) або «Т» (трифазний);

3) при розщепленні обмоток НН на дві обмотки в типі трансформатора або автотрансформатора після позначення кількості фаз повинна бути розташована літера «Р»;

4) четверта літера вказує на тип системи охолодження трансформатора або автотрансформатора. Може приймати наступні значення:

– «С» – природне повітряне охолодження (так званий «сухий» трансформатор);

– «М» – природна циркуляція масла та повітря;

– «Д» – природна циркуляція масла та примусова циркуляція повітря;

– «МЦ» – примусова циркуляція масла та природна циркуляція повітря;

– «ДЦ» – примусова циркуляція масла та повітря;

5) п’ята літера вказує кількість обмоток; якщо вона відсутня, то трансформатор двообмотковий, а якщо «Т», то триобмотковий;

6) шоста літера «Н» вказує на наявність пристрою регулювання напруги під навантаженням (РПН).

Чисельна частина позначення трансформаторів та автотрансформаторів складається з наступних частин:

1) номінальна потужність, кВ·А;

2) номінальна напруга, кВ.

Приклад позначення трансформатора та автотрансформатора:

Запитання для самоперевірки:

Змістовий модуль 3. Втрати потужності та напруги в елементах електроенергетичних систем. Регулювання напруги

Лекція № 7. Втрати потужності та електроенергії в електричних мережах. Графіки навантажень

Втрати потужності в лініях та трансформаторах; визначення втрат електроенергії; графіки навантажень.

Втрати активної та реактивної потужностей в елементах електроенергетичних систем

Передача активних і реактивних потужностей по проводах і кабелях, а також перетворення електроенергії в трансформаторах супроводжується частковою втратою цих потужностей і енергії в ЛЕП і трансформаторах. Звичайно в електричних системах втрати складають від 10 до 15 % всієї енергії, яка передається споживачеві.

Втрати активної потужності на ділянці ЛЕП обумовлені активним опором проводів і кабелів і можуть бути знайдені за наступною формулою:

(7.1)

Втрати реактивної потужності на ділянці ЛЕП обумовлені індуктивним опором ЛЕП. Ці втрати знаходять за формулою:

(7.2)

Втрати активної та реактивної потужностей визначаються або по даним початку лінії, або по даним кінця лінії. Якщо напруга у вузлах мережі невідома, то вона приймається рівною номінальній напрузі мережі.

У трансформаторах перетворення й передача потужності супроводжується втратами в активному й реактивному опорах обмоток, а також втратами на вихрові струми й перемагнічування. Таким чином, втрати активної й реактивної потужностей можна розділити на два складові:

1) навантажувальні втрати (залежать від потужності, яка передається через трансформатор);

2) втрати холостого ходу (не залежать від потужності, яка передається через трансформатор, й присутні протягом усього часу, коли трансформатор підключений до мережі).

Навантажувальні втрати можна знайти за формулами, аналогічними формулам (7.1), (7.2):

(7.3)

(7.4)

Втрати ХХ можуть бути знайдені в досліді ХХ; звичайно вони наведені в довідкових даних.

Сумарні втрати в трансформаторах можуть бути знайдені за формулами:

; (7.5)

. (7.6)

Графіки електричних навантажень. Втрати електроенергії в елементах електроенергетичних систем

Основними споживачами в електричній системі є промислові підприємства, комунально-побутові споживачі міст та селищ, електрифікований транспорт тощо. Найбільш поширеними електроприймачами є асинхронні електродвигуни, потужність яких складає біля 50% від сумарної потужності навантаження. Решту навантаження складають: освітлювальне і побутове навантаження (близько 20%), синхронні двигуни (≈10%), печі та вентильні пристрої (≈10%). Крім того, значну частину складають також втрати потужності в мережах (≈10%).

Навантаження електричної мережі залежить від складу і режиму роботи її споживачів, тобто відрізняється в різні моменти часу. Характеристики навантажень відіграють важливу роль під час проектування й експлуатації електричних мереж, оскільки впливають на вибір обладнання й економічність його роботи.

Основними характеристиками навантаження споживача електроенергії є добові графіки, які характеризують зміну активної та реактивної потужності навантаження протягом доби.

На рисунку 7.1 наведені приклади добових графіків активного навантаження для різних споживачів:

Рисунок 7.1 – Добові графіки активного навантаження:

а – рівномірний; б – нерівномірний

Потрібно зазначити, що графіки реактивних навантажень можуть суттєво відрізнятися за конфігурацією від графіків активних навантажень. Крім того, графіки навантажень у вихідні дні можуть відрізнятися від графіків навантажень у робочі дні, а характер зміни навантаження впродовж доби часто буває випадковим.

Добові графіки навантажень можуть бути побудовані у вигляді ступеневих кривих на підставі результатів вимірювань споживання активної та реактивної енергії, які проводять через кожні 30 хвилин (або 1 годину) протягом доби.

Рисунок 7.2 – Добовий ступеневий графік активного навантаження

Кількісними показниками графіків є найбільша (Р_max) і найменша (Р_min) потужності навантаження (рис. 7.2).

У практичних розрахунках використовують півгодинні максимуми навантаження під час найбільш завантаженої зміни. Добові графіки будують для характерних періодів роботи споживача – зимового та літнього. Зимовий графік характеризується максимальним значенням найбільшої потужності, а літній – мінімальним значенням найменшої потужності. Таким чином, розрізняють режими максимальних та мінімальних навантажень.

На підставі добових графіків, побудованих для характерних періодів, можна побудувати річний графік навантаження за тривалістю:

Рисунок 7.3 – Річний графік навантаження за тривалістю

Користуючись річним графіком навантаження за тривалістю можна визначити кількість електроенергії, спожитої за рік:

, (7.7)

де Δt_i – інтервал часу, протягом якого споживається активна потужність P_i;

n – кількість інтервалів.

У загальному вигляді це можна записати:

. (7.8)

Аналогічно можна визначити кількість електроенергії, спожитої за добу, користуючись добовим графіком. Таким чином, спожиту електроенергію визначають за площею, обмеженою графіком навантаження.

Одним з найважливіших показників річного графіка навантаження за тривалістю є час використання максимального навантаження Т_М – це такий умовний час, за який споживання електроенергії за рік W_р при максимальному навантаженні Р_max було б таким самим, як і при реальному навантаженні протягом року. Т_М можна визначити з річного графіка навантаження за формулою:

. (7.9)

Час використання максимального навантаження визначений для різних типів споживачів та наводиться в довідниках.

При розрахунку втрат електроенергії при проектуванні й експлуатації електричних мереж використовується поняття часу максимальних втрат τ – це такий умовний час, протягом якого при максимальному навантаженні втрати електроенергії виходять такими ж, як і при реальному навантаженні протягом року. τ можна визначити за емпіричною формулою:

. (7.10)

Таким чином, розрахувавши τ можна визначити річні втрати електроенергії в будь-яких елементах електричних мереж:

– для ліній

; (7.11)

– для трансформаторів

, (7.12)

де ΔР_max – максимальні втрати потужності в елементі електричних мереж;

ΔР_xх – втрати холостого ходу трансформатору;

t_в – час включення трансформатору в електричну мережу.

Запитання для самоперевірки

Лекція № 8. Спад напруги в електричних мережах. Регулювання напруги в електроенергетичних системах

Спад напруги в лініях; векторна діаграма ділянки лінії; регулювання напруги

При передачі електроенергії по мережі в усіх її елементах окрім втрат потужності відбувається спад напруги, який є одним з показників роботи, що характеризують режим мережі. Спад напруги приводить до зміни рівня напруги у вузлах мережі й на затискачах електроприймача. При цьому напруга не повинні перевищувати рівнів, передбачені в ДСТ 13109-97.

Розрахунок спадання напруги на ділянці лінії

Спад напруги на ділянці лінії з симетричним навантаженням розглядається для однієї фази. Векторні діаграми будуються для фазних напруг, а від них, при необхідності, переходять до лінійних.

Визначимо напругу U₁ і потужність S₁ на початку радіальної трифазної ЛЕП за відомими значеннями напруги U₂ і потужності S₂ в кінці лінії. Параметри та схема заміщення лінії наведені на рис. 8.1:

Рисунок 8.1 – Схема заміщення лінії

Фазну напругу U_1ф на початку лінії визначимо за другим законом Кірхгофа:

, (8.1)

де U_2ф – фазна напруга в кінці лінії;

І₂ – розрахунковий струм навантаження лінії.

Векторна діаграма напруг ділянки лінії (рис. 8.2) будується виходячи з величини вектора фазної напруги в кінці лінії U_2ф, який суміщений з віссю дійсних величин. При активно-індуктивному характері навантаження вектор струму І₂ відстає від вектора напруги U_2ф на деякий кут φ₂, причому модуль струму та його фазу можна визначити за параметрами режиму в кінці лінії:

, (8.2)

Рисунок 8.2 – Векторна діаграма ділянки лінії

Спад напруги І₂r в активному опорі лінії збігається за фазою зі струмом навантаження І₂, а спад напруги І₂ jx в індуктивному опорі випереджає цей струм на 90°. Додавши спади на активному та індуктивному опорах з U_2ф згідно з рівнянням (8.1), отримаємо фазну напругу U_1ф на початку лінії.

Як видно з векторної діаграми, напруги U_1ф і U_2ф зміщені за фазою на кут δ, величина якого залежить від величини і фази вектора спаду напруги І₂Z в лінії. Цей вектор можна виразити через його поздовжню ΔU_ф і поперечну δU_ф складові:

, (8.3)

де

; (8.4)

. (8.5)

З урахуванням формули (8.1) фазну напругу на початку лінії можна виразити

, (8.6)

а її модуль розрахувати за теоремою Піфагора

. (8.7)

Оскільки розрахунок режиму переважно виконують в потужностях, то складові ΔU і δU вектора спаду напруги доцільно виразити через потужність навантаження. Тоді:

; (8.8)

. (8.9)

На практиці часто користуються поняттям втрати напруги, яку визначають як алгебраїчну різницю модулів напруг початку і кінця лінії. У лініях напругою до 110 кВ поперечна складова спаду напруги δU невелика, тому втрату напруги приблизно прирівнюють до поздовжньої складової ΔU.

У трансформаторах для визначення втрат напруг досить тільки однієї складової – поздовжньої. При необхідності можна врахувати також і поперечну складову. При цьому формули для визначення напруги такі ж, як і для лінії. Відмінністю при визначенні втрат або спаду напруг є те, що необхідно враховувати, до якої напруги приведений опір трансформатора. Якщо опір трансформатора приведений до напруги первинної обмотки, то у формули повинні бути підставлена номінальна напруга тієї мереж, до якої підключена обмотка ВН трансформатора й навпаки.

Регулювання напруги в електроенергетичних системах

Регулювання напруги в електричних мережах здійснюють з метою забезпечення технічних вимог щодо якості електричної енергії відповідно до чинних норм та підвищення економічності роботи електричних мереж.

Одним з показників якості електроенергії є відхилення напруги– різниця між поточним значенням напруги й номінальною напругою мережі :

. (8.10)

Відповідно до діючого ДСТ відхилення напруги на затискачах електроприймача не повинні перевищувати граничні норми 5% з інтегральною ймовірністю 95% на добу. В інший час доби відхилення напруги не повинне перевищувати граничні значення 10% (0,9U_ном...1,1U_ном ).

Безперервна зміна навантажень в електричних мережах приводять до безперервної зміни значень відхилень і втрат напруги, а отже, до зміни напруги у всіх вузлах електричних мереж. У районних мережах напругою до 220 кВ економічно вигідно працювати з найвищим можливим рівнем напруги для зниження втрат потужності. Для цих мереж установлюються граничні значення відхилень напруги за умовами роботи ізоляції. Для мереж 35-220 кВ V_гр<15%, для мереж 330 кВ V_гр<10%, для мереж понад 330 кВ V_гр<5%. Для забезпечення заданих значень напруг на затискачах електроприймачів використовуються наступні способи регулювання напруги:

1) регулювання напруги за допомогою генераторів електростанцій;

2) зміна коефіцієнтів трансформації трансформаторів і автотрансформаторів;

3) зміна величини опору мережі;

4) компенсація реактивної потужності.

Варто розрізняти зміну напруги та її регулювання. Під зміною напруги варто розуміти її коректування за допомогою єдиного заходу, проведеного на тривалий строк. Під регулюванням напруги розуміють зміна поточних параметрів систем (струму збудження, коефіцієнта трансформації, втрат напруги). Регулювання напруги може відбуватися автоматично й за певним законом. Найбільш ефективним методом регулювання напруги на шинах низької напруги понижувальних підстанцій (які є для споживачів джерелом електроенергії) є зустрічне регулювання напруги. За цим методом в режимі максимальних навантажень напруга на шинах джерела живлення підтримується вище номінальної напруги на 5%, а при необхідності аж до 10%. У період же мінімальних навантажень напруга знижується до номінального.

Регулювання напруги в центрі живлення призводить до зміни напруги в усій приєднаній мережі. Таке регулювання має назву централізованого. Всі інші види регулювання відносять до місцевого регулювання напруги, яке в свою чергу може бути груповим або індивідуальним. Групове регулювання здійснюють для групи електроприймачів, а індивідуальне – для окремих електроприймачів з метою стабілізації напруги.

Запитання для самоперевірки

Лекція № 9. Регулювання напруги в електроенергетичних системах

Регулювання напруги: методи, засоби

Регулювання напруги на електростанціях системи

Напругу на генераторних шинах електростанцій регулюють зміною струму збудження генераторів за допомогою автоматичних регуляторів збудження (АРЗ). Регулювання напруги на виводах генераторів допускається в межах ±5% від їх номінальної напруги. Цього діапазону регулювання напруги явно недостатньо для того, щоб забезпечити відхилення напруги на виводах електроприймачів в межах припустимих значень.

Сучасні електричні мережі характеризуються великою довжиною та великою кількістю проміжних трансформацій напруги. Сумарна величина втрати напруги в мережі при передачі електроенергії від джерел живлення до електроприймачів є досить значною. В результаті на затискачах електроприймачів напруга змінюється в широких межах, тому в таких умовах неможливо забезпечити необхідну якість електроенергії тільки за рахунок регулювання струму збудження генераторів електростанцій без застосування спеціальних регулювальних пристроїв. Крім того, важко узгодити припустимі рівні напруг віддалених і наближених споживачів.

Саме тому генератори електростанцій належать до додаткових засобів регулювання напруги. Як основні засоби регулювання вони застосовуються тільки при ізольованій роботі електростанцій.

Підвищувальні трансформатори на електростанціях напругою до 220 кВ теж належать до додаткових засобів регулювання напруги, оскільки мають обмежений діапазон регулювання напруги (±2·2,5%). З їх допомогою неможливо припустимі рівні напруг на виводах найбільш віддалених споживачів. Підвищувальні трансформатори напругою 330 кВ і вище виготовляють без пристроїв регулювання напруги. Тому основними засобами регулювання напруги в електричних мережах є трансформатори й автотрансформатори знижувальних підстанцій.

Регулювання напруги трансформаторами та автотрансформаторами

Трансформатори та автотрансформатори, якими можна регулювати напругу, мають, крім основного, кілька додаткових відгалужень. Перемикаючи ці додаткові відгалуження відбувається зміна кількості витків, що в свою чергу призводить до зміни коефіцієнта трансформації, а отже і до зміни величини напруги на виводах трансформаторів. Зазвичай регулювальні відгалуження виконують з боку обмотки ВН трансформатора (в автотрансформаторах – на лінійному виводі обмотки СН). Це призводить до зменшення витрат металу на відгалуження та полегшує роботу перемикальних пристроїв, оскільки обмотки вищої напруги трансформаторів розраховані на менші робочі струми.

Конструктивно трансформатори виконують двох типів:

– з перемиканням регулювальних відгалужень під навантаження (трансформатори з РПН);

– з перемиканням регулювальних відгалужень без збудження (трансформатори з ПБЗ).

Принципова схема трансформатора з РПН наведена на рис. 9.1:

Рисунок 9.1 – Принципова схема трансформатора з РПН

Обмотка ВН трансформатора з РПН складається з двох частин основної та додаткової, при чому в останній частина витків увімкнена узгоджено з основною (додатні номери), а частина – зустрічно (від’ємні номери). Таким чином, перемикаючи відгалуження додаткової частини обмотки, можна збільшувати або зменшувати коефіцієнт трансформації трансформатора.

Перемикальний пристрій складається з двох рухомих контактів 1 і 2, двох контакторів (контакти К1, К2) і реактора Р. Перехід з одного відгалуження на інше здійснюється шляхом послідовного перемикання контактів 1, 2 без розриву кола живлення обмотки ВН. Під час переходу, наприклад, на наступне нижнє відгалуження спочатку перемикають нижню вітку перемикального пристрою (при цьому її попередньо розмикають контактором К2 і після перемикання контакту 2 знову вмикають тим самим контактором), потім аналогічно перемикають верхню вітку. Здвоєний реактор Р виконує функцію обмеження вирівнювального струму, який протікає в замкненому контурі під час переходу з одного відгалуження на інше. У нормальному режимі струм навантаження обмотки ВН розподіляється порівну між двома витками реактора, а оскільки вони увімкнені зустрічно, то втрата напруги в реакторі незначна.

Контактори з реактором розміщують в окремому металевому кожусі, залитому трансформаторним маслом і закріпленому зовні бака трансформатора. Така конструкція полегшує ревізію контактів і заміну масла.

Трансформатори з РПН, встановлені на знижувальних підстанціях 35 кВ і вище, використовують для забезпечення зустрічного регулювання напруги. Вони характеризуються достатньо великим діапазоном регулювання напруги (наприклад, для трансформаторів з номінальною напругою 115 кВ передбачене регулювання напруги в межах ±9·1,78%).

Трансформатори з ПБЗ виготовляють з одним основним і чотирма додатковими відгалуженнями (рис. 9.2). Коефіцієнт трансформації трансформатора на основному виводі називають номінальним коефіцієнтом трансформації. Він визначається відношенням номінальних напруг ВН та НН:

. (9.1)

Рисунок 9.2 – Принципова схема трансформатора з ПБЗ

Використовуючи чотири додаткові відгалуження, можна змінювати коефіцієнт трансформації в межах ± 5% (±2·2,5%) від номінального значення К_т.ном.

На час перемикань регулювальних відгалужень трансформатори з ПБЗ повинні бути вимкнені з мережі. Такі перемикання здійснюють тільки при сезонній зміні навантажень. Оскільки трансформатори протягом тривалого часу працюють на одному з вибраних відгалужень, тобто з однаковим коефіцієнтом трансформації, то забезпечити вимоги зустрічного регулювання напруги на шинах НН неможливо, тому що напруга з боку вторинної обмотки у трансформаторів у режимі максимальних навантажень виявиться нижчою, ніж у режимі мінімальних навантажень у зв’язку з різною величиною втрат напруги в мережі.

Для регулювання напруги на окремих лініях чи підстанціях, де встановлені трансформатори без РПН, можна використати лінійні регулятори (або так звані вольтододатні трансформатори ВДТ). Принципова схема ВДТ зображена на рисунку 9.3:

Рисунок 9.2 – Принципова схема вмикання ВДТ

ВДТ складається з двох трансформаторів – послідовного 1 та живильного 2, розміщених в одному баці.

Первинну обмотку живильного трансформатора 2 приєднують до електричної мережі, причому ця обмотка може отримувати живлення від різних фаз мережі. Вторинна обмотка трансформатора 2 устаткована пристроєм РПН, за допомогою якого змінюють величину напруги, що підводиться до первинної обмотки трансформатора 1. При цьому змінюється величина додаткової ЕРС у вторинній (вольтододатній) обмотці трансформатора, увімкненій послідовно в лінію.

Лінійні регулятори є набагато дорожчими за трансформатори з РПН. При напрузі 6-10 кВ їх виготовляють у вигляді автотрансформаторів, які можуть вмикатися в будь-якій точці мережі.

Регулювання напруги зміною реактивного опору мережі

У повітряних ЛЕП з великими перерізами проводів реактивний опір х є значно більшим від активного опору r, тому втрата напруги в лінії значною мірою залежить саме від величини її реактивного опору.

Втрату напруги в лінії можна змінити, якщо в лінію послідовно увімкнути конденсатори (рисунок 9.3). При цьому здійснюється так звана поздовжня компенсація реактивного опору лінії, а такі пристрої мають назву УПК – установка поздовжньої компенсації.

Рисунок 9.3 – Схема заміщення повітряної ЛЕП з УПК

Втрата напруги в лінії з УПК може бути знайдена за формулою:

. (9.2)

Ефективність використання УПК для зміни режиму напруги залежить не тільки від величини індуктивного опору лінії, але й від реактивної потужності, що передається по лінії. УПК доцільно використовувати при низьких коефіцієнтах потужності (cos φ≤0,8).

Застосування УПК дає змогу поліпшити режим напруги в мережах, а в районних мережах – ще й підвищити пропускну здатність. Проте ці установки є досить дорогими та складними в експлуатації, тому що для них необхідно застосовувати спеціальний захист від перенапруг при коротких замиканнях у мережі.

Запитання для самоперевірки:

Семестровий модуль 2

Змістовий модуль 1. Режими роботи електроенергетичних систем та їх параметри

Лекція № 10. Компенсація реактивної потужності

Реактивна потужність: сутність, джерела, споживачі; компенсація реактивної потужності

Навантаження електроенергетичної системи разом з активною складовою містить також реактивну складову. Під навантаженням системи мають на увазі потужність, необхідна споживаючій частини системи в деякий момент часу. Таким чином, навантаження – активна та реактивна потужності, потреба в яких задовольняється генераторною частиною системи.

Активна потужність являє собою енергію, що споживається ланцюгом змінного струму за одиницю часу. Вона виражається добутком діючих значень напруги, сили струму й фазового зсуву між цими величинами на кут φ:

(10.1)

Добуток активної потужності та часу дає електроенергію, яка за допомогою фізичних еквівалентів може бути перетворена в інші види енергії (механічну, теплову, світлову та ін.). Активна потужність може біти отримана у результаті перетворення на електричних станціях первинних джерел енергії (ресурсів). Потоки активної потужності завжди спрямовані від генератора електростанцій у мережу.

Реактивна потужність необхідна споживачам електроенергії, які за принципом своєї дії використовують енергію магнітного поля.

Формула реактивної потужності по своїй структурі ідентична формулі активної потужності:

(10.2)

Крім того, у формулі повної потужності обидва компоненти рівноцінні:

. (10.3)

Однак фізично активна й реактивна потужності істотно відрізняються й подібність між ними тільки формальна.

Активна потужність є результатом добутку періодичних синусоїдальних величин U та I_а = І cosφ, які співпадають по фазі, а реактивна потужність – результатом добутку U та I_р = І sinφ, яки мають між собою зсув по фазі на 90°.

Рисунок 10.1 – Графіки миттєвих значень потужності при u та і, які співпадають по фазі (а) та мають зсув між собою по фазі на 90° (б)

У першому випадку перемножуються величини одного знака й синусоїда миттєвих значень потужності р розташована вище осі абсцис. При цьому потужність р є строго визначеною позитивною величиною. У другому ж випадку перемножуються величини як одного, так і різних знаків. А півперіоди результуючої синусоїди миттєвих значень потужності, що має подвоєну частоту, розташовуються поперемінно то вище, то нижче осі абсцис таким чином, що середнє значення потужності р за будь-який інтервал часу кратним півперіоду частоти дорівнює нулю.

Кількість магнітної енергії, що періодично запасається індуктивністю, пов'язане з характером зміни синусоїдального струму. Вона то накопичується в індуктивності до деякого максимального значення, то спадає до нуля. За один період змінного струму магнітна енергія двічі надходить від генератора в ланцюг і двічі вертається назад. Таким чином реактивна потужність є потужністю, якою обмінюються генератор і споживач. Вона не має фізичного еквівалента для перетворення в інші види енергії. Її фізичний зміст зводиться лише до того, що вона відображає швидкість зміни магнітного поля, наприклад: при передачі енергії з однієї обмотки трансформатора в іншу; при роботі електродвигуна з навантаженням на валу, де енергія статора передається ротору також за допомогою змінного магнітного поля. Якщо для одержання активної потужності необхідні витрати первинної енергії, то для одержання реактивної потужності таких витрат не потрібно. Однак, з іншої сторони, при обміні енергії між генератором і споживачем і назад в обмотках генератора виникають додаткові втрати активної потужності, покриття яких вимагають додаткових витрат первинної енергії.

З вищенаведеного, передача реактивної потужності до місця її споживання сполучена з активними втратами у всіх ланках передачі, які повинні покриватися активною енергією генератора, тому виникає проблема можливого зниження цих втрат.

У теорії змінних струмів розглядають два види реактивної потужності:

1) при відстаючому від напруги векторі повного струму;

2) при векторі повного струму, який випереджає вектор напруги.

Прийнято вважати, що ці два види реактивної потужності протилежні по напрямку (знаку) і при їхньому спільному розгляді вони компенсують ("знищують") один одного. При цьому мережа розвантажується від реактивної потужності.

У навантаженні електричних систем відстаюча (індуктивна) складова реактивної потужності переважає над випереджаючою (ємнісною), тому від генератора електростанцій вимагається генерація активної потужності та саме тієї реактивної відстаючої потужності, яка необхідна навантаженню. Для цього генератори розраховують на роботу з cosφ<1, що дозволяє їм видавати в мережу значну реактивну потужність і забезпечувати її регулювання.

Зазвичай, електроустановки, у яких вектор струму випереджає вектор напруги, називають джерелами реактивної потужності, а електроустановки, у яких вектор струму відстає від вектора напруги, називають споживачами реактивної потужності

До основних джерел реактивної потужності відносяться:

– синхронні генератори електростанцій;

– синхронні компенсатори (ненавантажений синхронний двигун в режимі перезбудження);

– синхронні двигуни;

– батареї конденсаторів;

– ЛЕП напругою 110 кВ та вище.

До основних споживачів реактивної потужності відносяться:

– асинхронні двигуни (~38% від загального споживання);

– трансформатори (~32%);

– вентильні перетворювачі (~10%);

– електротехнологічні установки (~8%);

– ЛЕП напругою 10 кВ та нижче (~7%);

– побутові споживачі (~5%).

Внаслідок передачі реактивної потужності по мережі виникають наступні несприятливі явища:

1) додаткові активні втрати в мережах споживача й енергосистеми;

2) зменшення рівнів напруги й стійкості вузлів системи;

3) збільшення встановленої потужності трансформаторів або недовикористання цієї ж потужності.

Саме тому для зменшення негативного впливу реактивної потужності на мережі використовується компенсація реактивної потужності (КРП) – встановлення додаткових джерел реактивної потужності в вузлових точках мережі. В теперішній час КРП виконується, в основному, для промислових споживачів.

У зв’язку із простотою установки, монтажу й експлуатації, а також у зв’язку з легкістю підключення в будь-якій точці системи найчастіше як пристрої для КРП використовують конденсаторні батареї різної напруги.

Можливі три види компенсації за місцем розташування:

1) індивідуальна – передбачає підключення нерегульованих конденсаторів до затисків електроприймача;

2) групова – здійснюється підключення автоматичної конденсаторної установки до шин ТП напругою 10 або 0,4 кВ, або до силових розподільчих шаф (СРШ), від яких живиться група електроприймачів;

3) централізована – здійснюється підключення конденсаторної установки до шинопроводів або до шин ГПП.

РИСУНОК

Кожен з цих видів має свої переваги та недоліки, тому для остаточного прийняття одного з видів потрібно виконання техніко-економічних розрахунків.

При виборі потужності конденсаторних установок сприятливим варіантом вибору є той варіант, при якому Q_ку ≤ Q_р. У випадку, якщо Q_ку>Q_р, частина реактивної потужності, яка генерується конденсаторною установкою, іде на повну компенсацію розрахункової реактивної потужності, а залишок передається в мережу енергосистеми. Такий режим є небажаним, тому що відбувається завантаження мереж енергосистеми реактивною потужністю з мереж споживачів. У випадку, коли дотримується Q_ку ≤ Q_р, відбувається найбільше зниження втрат активної потужності, зумовлених передачею реактивної потужності з мереж енергосистеми.

Плата за реактивну потужність визначається відповідно до діючою «Методикою розрахунків за перетоки реактивної потужності». За цією методикою плата за перетоки дорівнює

П = П₁ + П₂ – П₃, (10.4)

де П₁ – основна плата за споживання й генерацію реактивної потужності;

П₂ – надбавка за недостатнє оснащення мереж споживача засобами КРП;

П₃ – знижка плати за споживання й генерацію реактивної потужності у випадку участи споживачів в оптимальному добовому регулюванні режимів мережі на енергопостачальній організації.

П₁ обчислюється за формулою:

, (10.5)

де n – число точок розрахункового обліку реактивної потужності;

W_qn – споживання реактивної потужності в точці обліку за розрахунковий період (місяць);

W_qг – генерація реактивної потужності в мережу енергопостачальної організації в точці обліку за розрахунковий період;

k – нормативний коефіцієнт обліку збитків енергопостачальної організації від генерації в її мережу реактивної потужності в точці обліку за розрахунковий період;

D – економічний еквівалент реактивної потужності, що характеризує частину впливу реактивного перетікання в точці обліку за розрахунковий період, кВт/квар;

Т – середня вартість електроенергії за розрахунковий період, грн/(кВт·ч).

П₂ обчислюється за формулою:

, (10.6)

де С_баз – нормативне базове значення коефіцієнта стимулювання капітальних вкладень у засоби КРП у мережах споживача С_баз=1,0;

к_φ – коефіцієнт, що залежить від фактичного значення коефіцієнта потужності tgφ в середньому за розрахунковий період:

(10.7)

де W_р – споживання електроенергії за розрахунковий період;

W_qп - споживання реактивної потужності за той же період.

При розрахунку таблиць, у яких наведені значення к_φ, уведені зони нечутливості споживання реактивної потужності, які обмежені наступними значеннями коефіцієнтів потужності:

1) для промислових і прирівняних до них споживачів залізничного транспорту й міських мереж tgφ = 0,25 (cosφ=0,97). При всіх значеннях cosφ ≥ 0,97 к_φ=1;

2) для непромислових споживачів tgφ = 0,75 (cosφ=0,8).

Запитання для самоперевірки:

Лекція № 11. Розрахунок робочих режимів електричних мереж

Робочий режим мережі; схеми заміщення; методи розрахунків. Метод «В 2 етапи»

Робочий режим – умовний сталий електричний стан електричної мережі, зумовлений параметрами, до яких відносять значення струмів, напруг, повної або активної й реактивної потужностей при симетричному навантаженні й відсутності коливань напруг. Розрахунок робочих режимів електричних мереж виконується з метою оцінки технічних умов, перевірки допустимості показників режиму (значень напруг – за умовами роботи ізоляції; значень струмів – за умовами нагрівання проводів; значення потужності – за умовами роботи первинних генераторів, двигунів і інших джерел) та для забезпечення економічності роботи всієї енергосистеми або окремих її частин.

Параметри режиму визначають на підставі розрахункової схеми електричної мережі (схеми заміщення). Ряд параметрів схеми заміщення, наприклад, активна провідність ліній, активна те реактивна провідності трансформаторів та ін. залежать від параметрів режиму електричної мережі, тобто є нелінійними. Але у багатьох практичних розрахунках не лінійністю параметрів схеми заміщення нехтують і вважають схему мережі лінійною.

Методи розрахунку робочих режимів електричних мереж можна поділити на традиційні і формалізовані. Традиційні методи ґрунтуються на простому використанні основних законів електричних кіл і методів еквівалентних перетворень схем електричних мереж. Перевагою цих методів є їх простота і наочність. Оволодівши цими методами, можна перейти до більш досконалих універсальних методів розрахунку. Традиційними методами користуються при розрахунку простих розімкнених і замкнених електричних мереж.

Формалізовані методи розрахунку побудовані на основі теорії графів та елементах матричної і векторної алгебри. Конфігурація електричної мережі аналітично описується матрицею сполучень, яка враховує всі зв’язки між вузлами схеми. За допомогою цієї матриці на ЕОМ автоматично формуються рівняння стану мережі, після чого ці рівняння розв’язують одним з чисельних методів.

Таким чином, формалізація складання рівнянь стану дає можливість повністю автоматизувати на ЕОМ розрахунок електричних мереж будь-якої конфігурації. За допомогою формалізованих методів здійснюють розрахунок режимів складно замкнених мереж. Більш детально ці методи розглядаються в дисципліні «Математичні задачі енергетики».

Розрахунок режимів здійснюють як на стадії проектування, так і на стадії експлуатації. Точність розрахунку залежить від точності вихідних даних, методики розрахунку і припущень, що приймаються при розрахунку.

Розрахунок робочих режимів розімкнутих електричних мереж

Вихідними даними для розрахунків робочих режимів є:

1) схема заміщення з параметрами елементів мережі;

2) значення активного й реактивного навантажень вузлів мережі, до яких вони підключені, крім одного вузла, що називається розрахунковим балансуючим вузлом;

3) напруга джерела живлення.

Визначення значень струмів і напруг у різних точках мережі починають із побудови картини розподілу повної потужності, що називається потокорозподілом, тобто з визначення потужності на початку й наприкінці кожного елемента мережі з урахуванням втрат у його опорах і провідностях. Зміна навантаження в часі (графік навантаження) ураховується шляхом виконання розрахунку для двох характерних режимів (максимального й мінімального навантажень). Практичне застосування для розрахунку робочих режимів розімкнутих мереж знайшли два основних типи методу:

1) прямій (при якому невідомі величини визначаються в один крок);

2) ітераційний (при якому невідомі величини знаходять шляхом поступового переходу від більш грубих розв’язків до більше точного).

Основним методом розрахунку робочих режимів ділянок розімкнутої мережі є метод «В два етапи».

У реальних мережах, як правило, напруга відома в центрі живлення (на районній підстанції, де здійснюється зустрічне регулювання напруги, тобто спочатку мережі), а навантаження (підприємства, трансформаторні підстанції, споживачі) – у місцях підключення, тобто в середині або наприкінці мережі.

Рисунок 11.1 – Схема розімкнутої електричної мережі

Вихідними даними для розрахунку режиму методом «В два етапи» є:

1) схема заміщення з параметрами елементів мережі (рисунок 11.2);

2) навантаження наприкінці розімкнутої ділянки мережі й напруга в його початку.

Рисунок 11.2 – Схема заміщення електричної мережі

На першому етапі (нульова ітерація) невідома напруга на кожному елементі. Тому в якості першого наближення напруга у всіх точках ділянки ланцюга приймається рівним номінальній напрузі мережі й по ньому виконується розрахунок розподілу потужності на всій ділянці. Розрахунок починає виконуватися з кінця ділянки ланцюга, де відомі навантаження й ведеться в напрямку до джерела, де відома напруга.

Розрахунок починається з визначення втрат потужності у всіх елементах мережі при номінальній напрузі. Оскільки більшість розрахунків відноситься до мережі, до якого підключена обмотка ВН трансформатора, параметри приводяться до напруги цієї мережі.

Алгоритм виконання 1 етапу розрахунку:

1.1) визначаємо втрати потужності в трансформаторі:

;

;

1.2) визначаємо потужність S_т(1) перед трансформатором з урахуванням втрат потужності в трансформаторі:

;

1.3) визначаємо потужність в кінці лінії S”₍₁₎ з урахуванням реактивної потужності Q_с(1), яка генерується лінією:

;

1.4) визначаємо втрати потужності в лінії:

;

;

1.5) визначаємо потужність на початку лінії S’₍₁₎ з урахуванням втрат потужності в ній:

;

1.6) визначаємо потужність на початку ділянки мережі S₀₍₁₎ з урахуванням реактивної потужності Q_с(1), яка генерується лінією:

.

На цьому першій етап виконання розрахунку завершено. На другому етапі виконується розрахунок дійсних напруг в точках мережі та уточнюється потокорозподіл.

2.1) Оскільки напруга U₁ незмінна (джерело живлення), то втрати потужності в лінії також залишаються незмінними;

2.2) потужності на початку та в кінці лінії також залишаються незмінними:

;

;

2.3) у вузлі 2 напруга U₂ розраховується за формулою:

;

2.4) реактивна потужність, яка генерується в кінці лінії може бути уточнена за формулою:

;

2.5) уточнюємо потужність S_т(2) перед трансформатором з урахуванням реактивної потужності Q_с(2), яка генерується лінією:

;

2.6) уточнюємо втрати потужності в трансформаторі:

;

;

2.7) визначаємо напругу U₃ :

.

Розрахунок робочого режиму для режиму мінімальних навантажень проводиться аналогічно з урахуванням можливості зустрічного регулювання напруги на шинах джерела живлення, тобто якщо в режимі максимальних навантажень напруга джерела на 5% вище номінальної напруги мережі, що від нього живиться, то в режимі мінімальних навантажень напруга джерела живлення дорівнює номінальній напрузі мережі.

Запитання для самоперевірки:

Лекція № 12. Режими роботи нейтралі електричних мереж

Режими роботи нейтралі: визначення, види, схеми

Нейтраллю електроустановки називають загальну точку обмоток генератора або трансформатора, з’єднаних у зірку. Вид зв’язку нейтралей машин і трансформаторів із землею в значній мірі визначає рівень ізоляції електроустановок, вибір комутаційних апаратів, значення перенапруг і способи їхнього обмеження, струми при замиканні однієї з фаз на землю, умови роботи релейного захисту й автоматики, електромагнітний вплив на лінії зв’язку та ін. об’єкти.

Залежно від режиму нейтрали електричні мережі розділяють на 4 групи:

1) мережі з ізольованою (незаземленою) нейтраллю;

2) мережі з компенсованою (резонансно заземленою) нейтраллю;

3) мережі з ефективно заземленою нейтраллю;

4) мережі із глухо заземленою нейтраллю.

Режим роботи нейтралі визначається струмом замикання на землю. Мережі, у яких струм однофазного замикання на землю менше 500 А, називаються мережами з малими струмами замикання на землю (в основному це мережі з ізольованими або з компенсованими нейтралями). Якщо струм більше 500 А – мережі з великими струмами замикання на землю (мережі з ефективно заземленими й глухо заземленими нейтралями).

Мережі з ізольованої нейтраллю

Електричні мережі напругою 3-35 кВ відносять до мереж з малими струмами замикання на землю, тому вони працюють з ізольованою або компенсованою нейтраллю.

Рисунок 12.1 – Схема електричної мережі з ізольованою нейтраллю

У нормальному режимі роботи напруга фаз щодо землі U_A, U_B, U_C симетричні й дорівнюють фазній напрузі. Ємнісні (зарядні) струми фаз щодо землі І_СОА, І_СОВ, І_СОС також симетричні й рівні між собою:

, (12.1)

де С – ємність фази щодо землі;

ω – кутова частота;

U_ф – фазна напруга.

У нормальному режимі геометрична сума ємнісних струмів трьох фаз дорівнює нулю. У випадку металевого замикання на землю струми протікають через розподілені ємності фаз. Міжфазні ємності не враховуються, тому що при ушкодженні такого роду їхній вплив на струми землі є незначним.

При замиканні фази А на землю напруга неушкоджених фаз В и С щодо землі зростає в разів і стає рівним лінійній напрузі, оскільки потенціал поверхні землі в точці замикання стає рівним потенціалу ушкодженої фази. Ємнісні струми неушкоджених фаз також зростають в разів. Ємнісний струм замикання на землю ушкодженої фази буде дорівнює нулю, оскільки ємність відносно землі в цій фазі є закороченою. Струм у місці ушкодження буде дорівнює геометричній сумі струмів неушкоджених фаз, що спрямована в протилежну сторону.

Струм при однофазному ушкодженні в 3 рази більше, ніж струм у нормальному режимі:

.

Приблизно струм однофазного замикання можна визначити по наступних формулах:

– для повітряних мереж

; (12.2)

– для кабельних мереж

; (12.3)

де U_л – лінійна напруга;

l – довжина електричної мережі.

Під час замикання однієї фази на землю в мережі з ізольованою нейтраллю негайне вимкнення пошкодженої ділянки не є обов’язковим, тому що через місце замикання протікає невеликий ємнісний струм. Крім того трикутник лінійних напруг не спотворюються, тому споживачі, підключені на лінійні напруги, продовжують працювати нормально. Споживачі можуть продовжувати працювати протягом кількох годин, поки не будуть переведені на резервне живлення, що значно підвищує надійність електропостачання. Однак, ізоляція мережі відносно землі має бути розрахована на лінійну напругу, оскільки при однофазному замиканні на землю напруга неушкоджених фаз щодо землі збільшується у разів. Це обмежує область застосування цього режиму мережами напругою 35 кВ і нижче, у яких відносне подорожчання вартості ізоляції компенсується ступенем надійності.

У місці замикання фази на землю може виникати переміжна дуга, яка періодично гасне і запалюється знову. Така дуга супроводжується високочастотними коливаннями, що призводять до значних перенапруг у мережі, амплітуда яких відносно землі може досягати (2,2...3,2) U_ф. Тривала дія цих перенапруг може зумовити пошкодження ізоляції електрообладнання та перехід однофазних замикань на землю у дво- та трифазні короткі замикання. Тому мережі напругою 3-10 кВ, які мають залізобетонні та металеві опори на повітряних лініях, і всі мережі напругою 35 кВ зі струмом замикання на землю більшим 10 А мають виконуватися з компенсованою нейтраллю.

Мережі з компенсованою нейтраллю

З метою компенсації ємнісних струмів замикання на землю в нейтраль мережі вмикають заземлену дугогасну котушку (ДГК) або реактор (ДГР).

Рисунок 12.2 – Схема електричної мережі з компенсованою нейтраллю

У симетричній системі потенціал нейтралі дорівнює потенціалу землі, і струм через котушку не протікає. Під час замикання фази на землю напруги двох інших фаз відносно землі, як і в мережі з ізольованою нейтраллю, збільшується у разів, а напруга нейтралі U₀ відносно землі стає рівною фазній напрузі U_фС. Під дією цієї напруги через котушку протікає струм І_L, який замикається через місце пошкодження фази і накладається на ємнісний струм замикання на землю. Індуктивний та ємнісний струми мають протилежні напрями, внаслідок чого результуючий струм замикання на землю зменшується. Опір котушки вибирають таким, щоб індуктивний струм І_L дорівнював за величиною сумарному ємнісному струмові 3І_С, тоді результуючий струм у місці замикання фази на землю дорівнюватиме нулю (практично через місце замикання протікає невеликий залишковий струм, зумовлений активним опором і неточністю настроювання ДГК). При цьому дуга, що виникла в місці пошкодження фази, гасне і не відновляється. Одночасно зменшується до безпечного значення напруга дотику до опор.

Сумарна потужність дугогасних котушок у мережі може бути знайдена по формулі:

, (12.4)

де n – коефіцієнт, що враховує розвиток мережі;

І_с – повний струм замикання на землю;

U_ф – фазна напруга.

У мережах з компенсованої нейтраллю також допускається тимчасова робота із замкнутої на землю фазою до тих пір, поки не з’явиться можливість локалізувати ушкоджену ділянку оперативними перемиканнями.

Мережі з ефективно заземленою нейтраллю

Електричні мережі напругою 110 кВ і вище відносять до мереж з великими струмами замикання на землю. Їх виконують з глухозаземленою нейтраллю (рисунок 12.3). Коротке замикання на землю однієї з фаз спричиняє протікання великих струмів, які замикаються через заземлену нейтраль, при цьому лінія автоматично вимикається релейним захистом.

У нормальному режимі, крім струмів навантаження, у фазах лінії протікають ємнісні струми, але оскільки їх геометрична сума дорівнює нулю, то через заземлену нейтраль струм не протікає.

Рисунок 12.3 – Схема електричної мережі з глухозаземленою нейтраллю

Робота електричних мереж напругою 110 кВ і вище з ізольованою чи компенсованою нейтраллю не може бути обґрунтована у зв’язку зі значними ємнісними струмами замикання на землю й необхідністю значного підсилення ізоляції, яка має розраховуватися на лінійну напругу. Проте з метою обмеження струмів однофазних коротких замикань і здешевлення заземлювальних пристроїв підстанцій частину нейтралей трансформаторів напругою 110 кВ розземлюють (іноді в нейтраль трансформатора увімкнений розрядник або обмежувач перенапруг). Такі мережі називають мережами з ефективно заземленою нейтраллю.

Мережі з глухозаземленою нейтраллю

У мережах напругою 220 кВ і вище, застосовують глухе заземлення нейтралі всіх трансформаторів та автотрансформаторів.

Режим нейтралі в мережах напругою до 1000 В визначається в основному умовами безпеки обслуговування. Так, чотирипровідні мережі трифазного змінного струму напругою 380(220) В згідно з ПУЕ мають працювати з глухозаземленою нейтраллю.

Рисунок 12.4 – Схема чотирипровідної трифазної електричної мережі з глухозаземленою нейтраллю

При такому виді заземлення нейтраль трансформатора заземлюють і сполучають з нульовим проводом, який слугує для приєднання однофазних електроприймачів на фазну напругу (трифазні електроприймачі включають на лінійну напругу). Нульовий провідник служить також для виконання функції занулення, тому що до нього навмисно приєднуються металеві частини електроустановок, які нормально не перебувають під напругою, але які можуть виявитися під напругою у випадку аварії. При наявності занулення пробій ізоляції на корпус призведе до появи однофазного короткого замикання і спрацьовування захисту з відключенням установки від мережі. При відсутності занулення ушкодження ізоляції викличе на корпусі потенціал, який буде небезпечним для здоров’я й життя людей.

Ізоляція мереж з глухозаземленою нейтраллю відносно землі розраховують на фазну напругу.

Запитання для самоперевірки:

ОНТОГЕНЕЗ НЕРВНОЙ СИСТЕМЫ.

Развитие нервной системы человека, как и у всех позвоночных, начинается с первичной дифференциации клеток на наружной поверхности эмбриона – эктодермы и образование нейроэпителия в виде пластинки, которая почти сразу начинает трансформироваться в нервную трубку. Нейрогенез принято рассматривать в трех аспектах: гистогенез (созревание нервной ткани), морфогенез (образование центральных и периферических структур) и системогенез (особенности становления активности межструктурных взаимодействий на этапах созревания структур).

Созревание нервной ткани. В основе гистогенеза лежит деление – пролиферация и дифференциация нейроэпителиальных клеток на зачатки нейронов - нейробласты и зачатки глиальных клеток - спонгиобласты. Интенсивность пролиферации, особенно в первые недели, по некоторым данным может достигать 250тыс. клеток в минуту, при этом их возникает существенно больше, чем будет использовано в жизни. Часть возникающих нейробластов покидают места первичной локализации – происходит миграция, и объединение их в группы (агрегация) с определенной структурой и ориентацией друг относительно друга. Определяется это взаимодействием участков эктодермы и мезодермы, имеющих метаболические различия с характерными химическими градиентами концентрации некоторых веществ. Закономерности миграционных процессов генетически детерминированы, направлению перемещений способствуют отростки глиальных клеток, а средняя скорость миграции составляет около 0,1мм в сутки.

По достижению мест своей постоянной локализации нейробласты начинают созревать, превращаясь в нейроны - происходит их окончательная морфологическая дифференциация. При этом изменяется строение ядра, цитоплазмы, оболочки, а тело приобретает грушевидную форму. На заостренном конце возникает точка роста, из которой развивается аксон. Формирующиеся аксоны рядом расположенных клеток организуются в пучки, в которых выделяется аксон-лидер, определяющий направление роста к ткани-мишени со скоростью около 1 мм в сутки. Несколько позже начинается формирование дендритной зоны и установление специфических межнейрональных связей (синапсов), причем этот процесс носит двухсторонний характер, как с пре -, так и с постсинаптической стороны. Считается, что данный процесс определяется взаимными потребностями нейронов в продуктах метаболизма и недополучение соответствующих веществ может приводить их к гибели. Процесс пролиферации по времени ограничен, а по интенсивности весьма избыточен. Нейроны, не завершившие своего созревания и не установившие связей к определенному периоду – дегенерируют, и значительное число клеток исчезает, особенно в формирующемся спинном мозге (до 50%). Некоторые клетки (до 3%) совершают ошибочную миграцию и также дегенерируют.

Морфогенез центральной нервной системы.Процессы гистогенеза лежат в основе дифференциации первичной мозговой трубки в сложно организованные образования нервной системы, т.е. определяют особенности морфогенеза. Мозговая трубка, занимающая первично всю длину эмбриона, начинает дифференцироваться на туловищный и головной отделы. Также, за счет интенсивной миграции, возникают периферические вегетативные структуры и чувствительные спиномозговые ганглии. В головном отделе нервные клетки группируются в три первичных образования – мозговые пузыри: ромбовидный, средний и передний, а в туловищном отделе образуются группы ядерных скоплений и происходит его сегментация в соответствии с метамерией тела. На втором месяце эмбриогенеза структура мозговых пузырей усложняется, и появляются идентифицируемые отделы мозга: ромбовидный мозговой пузырь дифференцируется на продолговатый (medulla oblongata) и задний мозг; средний (mesencephalon) сохраняется как единое целое, но в нем за счет миграции элементов в дорсальном направлении формируется пластинка четверохолмия; передний дифференцир

Читайте також:

1. VII. Філо- та онтогенез органів виділення
2. В онтогенезі дитини
3. Захисні механізми організму, їх прояв на різних етапах онтогенезу
4. ІV. Філо- та онтогенез статевих органів. Класифікація маток ссавців.
5. ЛЕКЦИЯ № 12. Онтогенез
6. Онтогенез
7. Онтогенез деревних рослин
8. Онтогенез органів імунної системи
9. Основні види діяльності та їх розвиток в онтогенезі.
10. Особливості онтогенезу у рослин
11. Періодизація онтогенезу

Переглядів: 1278