Текст
В. А. КОЗЛОВ
ЭЛЕКТ
СНАБЖЕН]
ГОРОД»
6112.13
К 59
УДК 621.311
Козлов В. А.
К 59 Электроснабжение городов. Изд. 2-е перерабо-
танное.
280 с. с ил.
В книге рассматриваются вопросы р^циоцалцнодо построения
систем электроснабжения больших городов требования к надежно-
сти электроснабжения городских потребителей, технико-экономиче-
ские характеристики кабельных линий и трансформаторов, опти-
мальные варианты систем электроснабжения, особенности их пост-
роения и конструктивного выполнения.
Первое издание книги вышло в 1966 г. В настоящем издании
материал переработан с учетом последних достижений.
Книга предназначена для инженеров и техников, работающих
в области проектирования, сооружения и эксплуатации городских
систем электроснабжения, и может быть полезной студентам соот-
ветствующих специальностей.
6П2.13
к
30312—128
----------- 29—76
051(01)—77
© Издательство «Энергия», 1977
ПРЕДИСЛОВИЕ
Для питания потребителей, расположенных на тер-
ритории городов, создаются специальные системы
электрических сетей, которые по сравнению с элек-
трическими сетями энергетических систем имеют
свои характерные особенности. Наиболее полно эти
особенности выявляются при создании электриче-
ских сетей в больших городах. В настоящее время
такие сети образуют специфические системы электро-
снабжения городов.
Под системой электроснабжения города понима-
ется совокупность электрических сетей всех напря-
жений, расположенных на территории города и пред-
назначенных для электроснабжения его потребителей.
Различают электроснабжающие сети напряжением
35—НО кВ и выше и распределительные сети напря-
жением 0,38 и 6—10 кВ.
Учитывая беспрерывное развитие существующих
городов и появление новых, а также все увеличиваю-
щиеся масштабы электрической энергии, передавае-
мой через системы электроснабжения городов, во-
просы рационального построения таких систем все
шире обсуждаются на страницах отечественной и за-
рубежной литературы.
В настоящей книге в систематизированном виде
рассмотрены основные вопросы рационального вы-
полнения систем электроснабжения городов: опреде-
ление расчетных электрических нагрузок; надеж-
ность электроснабжения потребителей; технико-эко-
номические характеристики отдельных элементов
системы; определение оптимальных параметров этих
элементов (выбор величины, числа напряжении, ра-
циональной схемы электрических сетей и др.). Про-
1
з
ведены необходимые обобщения и сделана попытка
определить технико-экономические связи между от-
дельными сторонами проблемы с тем, чтобы выявить
общие тенденции наивыгоднейшего развития город-
ских систем электроснабжения.
Основное внимание уделено вопросам электро-
снабжающих сетей 35—110 кВ, которые наименее
разработаны. Городским распределительным сетям
0,4—10 кВ посвящена обширная литература, и в
данном случае они рассматриваются в плане общей
проблемы электроснабжения городов.
Во второе издание внесен ряд уточнений в реше-
ние рассматриваемых вопросов в свете новейших ис-
следований. Автор надеется, что читатели выскажут
свои соображения по содержанию второго издания
книги.
Замечания просьба направлять по адресу: 192041,
Ленинград, Д-41, Марсово поле, д. 1, Ленинградское
отделение издательства «Энергия».
ГЛАВА ПЕРВАЯ
ОСНОВНЫЕ ОПРЕДЕЛЕНИЯ И ИСХОДНЫЕ
ПОЛОЖЕНИЯ
1-1. Города как потребители электрической энергии
Большой город — это сложнейший механизм, за-
полненный многочисленными строениями и коммуни-
кациями.
Технический прогресс отраслей народного хозяй-
ства связан с беспрерывным развитием существую-
щих и появлением новых городов и поселков город-
ского типа. Одновременно происходит увеличение
общего количества городского населения страны.
Как видно из табл. 1-1, только за период с 1959
по 1970 г. городское население выросло на 36 млн.
человек. По данным Всесоюзной переписи на 15 ян-
варя 1970 г. в современных границах СССР прожи-
та б л и ц а 1-1
Рост городского населения
в России и СССР
Годы Всего населения, млн. чел. Городское население
млн- чел. в % ко всему населе- нию
1913 159 2 28,5 18
1940 194,1 63,1 33
1959 208,8 100,0 48
1970 241,7 136,0 56
вало 241 млн. 748 тыс. человек, из них 136 млн., или
56% составляло городское население.
Рост городского населения происходит за счет
естественного увеличения населения, преобразования
сельских поселений в городские и за счет перехода
5
населения в города из сельской местности. Переход
сельского населения связан со значительным ростом
промышленного производства и стал возможен бла-
годаря возросшему уровню механизации и повыше-
нию производительности труда в сельском хозяйстве.
По данным указанной переписи с 1959 по 1970 г.
общее число городов и поселков городского типа вы-
росло с 4619 до 5504, из них 1935 городов и 3569 по-
селков городского типа. Общее число городских по-
селений и количество проживающих в них жителей
указано в табл. 1-2.
Таблица 1-2
Количество городов и поселков
городского типа
Количество жителей, тыс. чел. Количе- ство городов Общее число’ жителей,- МЛН. ЧСЛ1.
Города:
до 10 423 2,5
10—20 548 7,9
20—50 555 17,3
50—100 188 13,0
100—500 188 38,0
500 и более . 33 37,3
Поселки:
до 5 1977 5,6
5—10 1176 8,1
10—20 372 4,8
20 и более 44 1.2
В Москве проживало 6 млн. 942 тыс., Ленинграде
3 млн. 513 тыс. и Киеве 1 млн. 632 тыс. жителей.
Еще шесть городов страны имели более миллиона
жителей. По сведениям ЦСУ СССР, в 1972 г. Минск
стал десятым городом с миллионным населением.
23 города имеют население более 500 тыс. жителей.
Степень концентрации населения в городах СССР
достаточно высока. В среднем население крупней-
ших городов составляет 1 млн. 120 тыс. человек,
население крупных и больших городов—202 тыс.
человек, средних — 69,5 тыс. человек.
Города являются крупными потребителями эле-
ктрической энергии, так как в них проживает не
только половина населения страны, но расположено
также большое количество промышленных предприя-
тий. Например, в Риге сосредоточено две трети про-
мышленных предприятий Латвийской ССР, в Минске
одна треть предприятий Белоруссии и т. д.
В зависимости от размера города для питания по-
требителей, расположенных на его территории, дол-
жна предусматриваться соответствующая система
электроснабжения. Для крупных городов, имеющих
современные и рационально выполненные электри-
ческие сети, характерно совместное использование
сетей различного назначения и различных напряже-
ний.
Система электроснабжения охватывает всех по-
требителей города, включая промышленные предпри-
ятия, электрифицированный транспорт и т. п.
Малые города и поселки городского типа доста-
точно часто располагаются вблизи крупных промыш-
ленных предприятий, имеющих самостоятельные
системы электроснабжения. Для питания таких посе-
лений создаются более простые системы электро-
снабжения, связанные с системами электроснабжения
прилегающих предприятий.
В качестве примера отметим некоторые показа-
тели Ленинграда. По ориентировочным данным на
долю промышленности приходится около 70% сум-
марного потребления, бытовых потребителей 11%,
электрифицированного транспорта, включая метро,
7%, водопровода и канализации 5% и потребителей
с мелкомоторной нагрузкой 7%.
Система электроснабжения города включает эле-,
ктрические сети 35—НО кВ, связанные с сетями
220—330 кВ энергосистемы. Некоторые крупные
заводы имеют самостоятельные системы электроснаб-
жения, с первичным напряжением 35—110 кВ. Для
электроснабжения основной массы потребителей ис-
пользуется распределительная сеть напряжением
6—10 кВ и сеть общего пользования напряжением
0,38 кВ.
Для городов, как и для страны в целом, характе-
рен беспрерывный рост электропотребления, что тре-
7
бует систематического развития электрических сетей.
Рост электропотребления связан не только с увеличе-
нием количества жителей и развитием промышлен-
ности, но также с беспрерывным проникновением эле-
ктрической энергии во все сферы жизнедеятельности
населения. Растет расход электрической энергии на
бытовые нужды и коммунальное хозяйство городов.
По имеющимся данным, городские жители в настоя-
щее время располагают электроприборами общей
установленной мощностью примерно 60 млн. кВт,
суммарное годовое потребление на коммунально-бы-
товые нужды достигло величины 65 млрд. кВт • ч.
Считается, что потребность городов (включая про-
мышленные предприятия, входящие в их системы
электроснабжения) составляет по Советскому Союзу
около 40% от всей вырабатываемой в стране электро-
энергии.
Приведенные данные показывают, что проблема
рационального выполнения систем электроснабжения
городов имеет большое народнохозяйственное значе-
ние.
1-2. Особенности планировки городов
В соответствии с действующими правилами и нормами, на-
селенные места подразделяются следующим образом:
Город
Крупный
Большой
Средний
Малый
Население, тыс. чел.
от 250 до'500
от 100 до 250
от 50 до 100
до 50
Население промышленных и курортных поселков определя-
ется местными условиями.
Население городов и других населенных мест в зависимо-
сти от участия в общественном производстве и характера трудо-
вой деятельности, относятся к следующим группам:
градообразующей, состоящей из трудящихся предприятий,
учреждений и организаций градообразующего значения;
обслуживающей, состоящей из трудящихся предприятий п
учреждений культурно-бытового и коммунального обслуживания,
административных и других учреждений, обслуживающих данное
населенное место;
8
несамостоятельной, состоящей из детей дошкольного и школь-
ного возраста, пенсионеров, инвалидов и лиц, занятых в домаш-
нем хозяйстве.
К предприятиям, учреждениям и организациям градообразу-
ющего значения относятся все промышленные, энергетические,
сельскохозяйственные предприятия и склады, за исключением
предприятии и складов, обслуживающих только жителей данного
населенного места; предприятия, учреждения и устройства внеш-
него транспорта (железнодорожного, морского, речного, воздуш-
ного, автомобильного и трубопроводного); административные,
общественные и хозяйственные учреждения внегородского или
внепоселкового значения; научно-исследовательские учреждения;
высшие и средние специальные учебные заведения; строительно-
монтажные и проектно-изыскательские организации; курортные
учреждения, больницы и другие лечебные учреждения внегород-
ского и внепоселкового значения.
Территория населенного места по назначению делится на
следующие зоны:
промышленную — для размещения промышленных, энергети-
ческих, сельскохозяйственных производственных предприятий
и связанных с ними транспортных и других объектов;
селитебную — для размещения жилых районов, микрорайонов,
общественных зданий и сооружений;
коммунально-складскую — для размещения складов, гаражей,
трамвайных и автобусных парков, автобаз и т. п., предназначае-
мых для обслуживания населенных мест;
внешнего транспорта — для размещения транспортных уст-
ройств и сооружений, вокзалов, станций, портов, пристаней;
мест отдыха населения, располагаемых в границах населен-
ного места.
Первой структурной единицей селитебной зоны является ми-
крорайон, на территории которого, кроме групп жилых домов,
размещаются учреждения и устройства повседневного обслужи-
вания населения. Численность населения микрорайонов (при обес-
печенности жилой площадью 9 м2 на 1 человека) принимается,
как правило, от 6 до 12 тыс. человек, а при смешанной застройке
с применением жилых домов высотой более 5 этажей — до 18 тыс.
человек.
Второй структурной единицей селитебной зоны является жи-
лой район, состоящий из нескольких микрорайонов, объединен-
ных общественным центром, в состав которого входят учрежде-
ния культурно-бытового обслуживания районного значения. Чис-
ленность населения жилого района — 24—36 тыс. человек. При
застройке зданиями высотой более пяти этажей, а также при
расчлененности городской территории жилые районы допускается
принимать с большей численностью населения, но не более
60 тыс. человек.
Планировка и застройка жилых районов должны обеспечи-
вать наиболее благоприятные условия для быта и отдыха
населения, воспитания и образования детей. С этой целью преду-
сматривается постройка необходимых коммунально-бытовых уч-
реждений. Такие учреждения размещаются с учетом создания
единой системы обслуживания населения городской территории
и пригородной зоны. При этом предусматриваются:
в группе жилых домов в радиусе обслуживания до 0,3 км —
детские ясли-сады и физкультурные площадки;
в микрорайоне в радиусе до 0,5 км — школы, предприятия
торговли и общественного питания, физкультурные площадки,
гаражи для индивидуальных автомобилей;
в жилом районе, как правило, в общественном центре в ра-
диусе обслуживания до 1,5 км — торговый центр или отдельные
предприятия торговли и общественного питания, клуб, кинотеатр,
библиотека, поликлиника, гаражи для автомобилей;
в населенном месте — здания советских, партийных и проф-
союзных организаций (в городах — в городском центре), один
или несколько торговых центров, рестораны, гостиницы, боль-
ницы, а также в зависимости от величины и значения города:
высшие учебные заведения, театры, Дома культуры, парки, депо
городского общественного транспорта и т. п.;
в пригородной зоне — учреждения, предназначенные для об-
служивания кратковременного и длительного отдыха населения
города, а также населения пригородной зоны: пансионаты, пио-
нерские лагеря, дома отдыха, санатории, спортивные базы, спе-
циализированные больницы.
Действующими нормами [30] устанавливается перечень и про-
пускная способность коммунально-бытовых учреждений, сооруже-
ние которых предусматривается в городе. В микрорайонах дол-
жны быть спортивные площадки из расчета 0,12 га на 1000 жи-
телей и зеленые насаждения 3 м2 на 1 человека. В жилом пайоне
зеленые насаждения принимаются по норме 5—7 м2 на жителя.
Размер селитебной зоны па 1000 жителей для пятиэтажной
застройки в зависимости от климатического района составляет 5—
10 га, для смешанной застройки 5—8 га, при норме 9 м2 жилой
площади на 1 человека. Плотность жилого фонда в пределах
2800—3200 и 3600—4200 м2/га, соответственно для 5-этажпой
и смешанной застройки. При этом площадь застройки жилой
территории микрорайона должна составлять 21 % в первом слу-
чае и 17%—во втором, что определяется минимальными сани-
тарными разрывами между жилыми и общественными зданиями.
Подобным образом нормируется сеть уличных проездов, пе-
шеходных тротуаров, организация транспортных средств, инже-
нерное обеспечение города водо-, газе- и теплоснабжением, кана-
лизацией, связью и т. п. Планировка и застройка промышленных
и коммунально-складских зон, а также зоны внешнего транспорта
решаются по местным градостроительным условиям.
Нормами [30] определяются также основные требования
к размещению в городе электросетевых сооружений, которые не-
обходимо принимать во внимание при проектировании городских
систем электроснабжения.
Тепловые электростанции должны располагаться за преде-
лами селитебной территории, преимущественно в промышленных
зонах, с обеспечением установленных санитарно-защитных раз-
рывов. Понижающие подстанции размещаются в промышленных
и коммунально-складских зонах. Размер территории для подстан-
ций принимается до 0,3 га.
Для питания крупных промышленных предприятий и цент-
ральных районов города рекомендуется использовать так пазьт-
10
Маемые глубокие вводы напряжениём 35 кВ и выше, с примене-
нием кабельных линий. Воздушные ЛЭП указанного напряжения
.должны размещаться за пределами селитебной территории.
В Правилах устройства электроустановок (ПУЭ) даны реко-
мендации по размещению в городе подземных коммуникаций,
включая кабельные линии электрических сетей всех напряжений,
с указанием области использования совместной канализации раз-
личного типа, для размещения в ней линий электро- и теплоснаб-
жения, связи и т. д. [32].
1-3. Общая характеристика систем
электроснабжения городов
Под системой электроснабжения города понима-
ется совокупность электрических сетей и трансфор-
маторных подстанций, расположенных на территории
города и предназначенных для электроснабжения его
потребителей.
Система ограничивается с одной стороны источни-
ками питания, с другой стороны — вводами электри-
ческих сетей к потребителям. В качестве источников
питания служат местные электростанции и понижаю-
щие подстанции напряжением 35—110 кВ и выше,
питание которых осуществляется в свою очередь от
электрических сетей энергосистем.
Основные показатели системы определяются мест-
ными условиями: размерами города, наличием источ-
ников питания, характеристиками потребителей и т. и.
Ниже рассмотрены три возможные системы элек-
троснабжения, применительно к разным размерам го-
рода и его историческому развитию.
Система электроснабжения малого города может
иметь вид, указанный на рис. 1-1. Для электроснаб-
жения города предусматриваются местная электро-
станция I и районная подстанция II, питающаяся от
энергосистемы. Обычно указанные источники питания
служат также для электроснабжения промышленных
предприятий, расположенных поблизости от города.
Питание городских потребителей осуществляется
с помощью распределительных сетей напряжениями
6—10 и 0,38 кВ, которые опираются на источники 1
и II. Распределительная сеть 6—10 кВ выполняется
по петлевой схеме; в нормальном режиме петли ра-
зомкнуты.
11
Трансформаторные подстанции TH с трансформа-
торами различной мощности питают распределитель-
ную сеть 0,38 кВ (сеть общего пользования), кото-
рая выполняется в зависимости от характера потре-
бителей. Для питания промышленных предприятий и
коммунально-бытовых потребителей могут предусмат-
риваться самостоятельные подстанции ТПП, пе свя-
занные с сетью общего пользования. В зависимости
Рис. 1-1. Система электроснабжения небольшого го-
рода
1 — питание; 2 — потребители
от ответственности потребителя ТП могут быть ав-
томатизированы, т. е. снабжены устройствами для
автоматического переключения питания потребителя
на резервную линию при внезапном выходе из ра-
боты основной линии.
Для осуществления параллельной работы электро-
станции города с энергосистемой предусматривается
специальная связь, в данном случае на генераторном
напряжении 6—10 кВ. В зависимости от мощности
источников питания она может осуществляться при
более высоком напряжении. Рассматриваемая связь
является элементом энергосистемы, так как с ее по-
мощью поддерживаются необходимые режимы ра-
боты станции с энергосистемой. По местным усло-
виям понижающая подстанция // может совмещаться
12
С электростанцией или вообще отсутствовать. Рас-
сматриваемая система электроснабжения характе-
ризуется наличием сетей только двух напряжений,
в частности, распределительных сетей 6—10 и 0,38 кВ.
Учитывая, что распределительная сеть 0,38 кВ — обя-
зательный элемент любой системы электроснабжения,
' 'ЗоВадснаясеть]
I I 6-10кВ ]
РТП2^
е-юкв
Распределительная
6-ЮкВ
35-110 кВ
В-ЮкВ
сеть
города
Ж
ш
6 10 кВ
РТЛЗ
6-10 кВ
\П
-35~110кВ
Энергосистема
Рис. 1-2. Система электроснабжения среднего города
в дальнейшем будем различать системы питания го-
рода только по числу используемых напряжений выше
1000 В. Так, например, указанная на рис. 1-1 система
может быть названа системой электроснабжения с од-
ним высоким напряжением.
По мере увеличения размеров города распредели-
тельная сеть 6—10 кВ становится недостаточной для
охвата всех потребителей, расположенных на его тер-
ритории. В систему электроснабжения вводятся до-
полнительные элементы, в частности питающая сеть
6—10 кВ, а также сети более высоких напряжений.
Пример такой системы для питания города сред-
него размера приведен на рис. 1-2. Здесь основные
источники питания — электростанция I, расположен-
13
пая на его территории, и районная подстанция 11,
связанная с энергосистемой. Сеть 35—НО кВ выпол-
няется в данном случае в виде кольца, охватываю-
щего город, по периметру которого располагаются
дополнительные подстанции Ill и IV на 35—ПО кВ.
Кольцевая сеть 35—ПО кВ предусмотрена не только
для питания города, но с ее помощью осуществляется
также параллельная работа городских электростан-
ций с энергосистемой, т. е. указанная сеть является
одновременно и элементом энергосистемы. Параметры
и режимы работы этой сети определяются совмест-
ными условиями, т. е., с одной стороны, обменом мощ-
ностью между городскими станциями и энергосисте-
мой и, с другой стороны, условиями питания город-
ских подстанций 35—ПО кВ.
В зависимости от местных условий сеть 35-110 кВ
может выполняться и по иным конфигурациям и схе-
мам.
На подстанции II предусматривается понижение
напряжения сети энергосистемы до 35 ПО кВ. Если
напряжение сети энергосистемы совпадает с напряже-
нием кольца, т. е. составляет 35—ПО кВ, па подстан-
ции предусматривается установка только трансформа-
торов со вторичным напряжением 6—10 кВ для пи-
тания потребителей, расположенных в районе города,
прилегающем к подстанции.
В зависимости от размеров и других условий го-
рода энергосистема может быть связана непосредст-
венно и с другими подстанциями, в данном случае
(рис. 1-2) с подстанциями III и IV. Мощности пони-
жающих подстанций достаточно разнообразны и для
рассматриваемой группы городов находятся в пре-
делах 5—25 МВ - А.
В схему распределительных сетей 6 10 кВ может
вводиться дополнительный элемент — питающие ли-
нии и распределительные пункты Р171 с проход-
ной мощностью в пределах 3—10 МВ-А. Построение
распределительных сетей характеризуется использо-
ванием схем, обеспечивающих большую надежность
электроснабжения потребителей, включая необходи-
мое число автоматических устройств для резервирова-
ния их питания.
14
В числе потребителей города встречаются также
крупные промышленные потребители, электроснабже-
ние которых осуществляется отдельными питающими
линиями 6—10 кВ и трансформаторными распреде-
лительными подстанциями РТП2. От РТП2 произво-
дится питание внутризаводской распределительной
сети 6—10 кВ.
Аналогично электроснабжение крупных комму-
нальных предприятий, как, например, главной водо-
проводной станции, трамвайных подстанций и т. д„
относящихся, как правило, к электроприемникам I ка-
тегории, также осуществляется с помощью самостоя-
тельных питающих сетей 6—10 кВ, опирающихся на
разные источники питания (РТПЗ).
Система, показанная на рис. 1-2, может быть на-
звана по числу использованных сетей высокого напря-
жения системой двух напряжений.
По мере дальнейшего увеличения размеров города
в систему его электроснабжения может быть введено
дополнительное напряжение, иначе говоря, использо-
вана система трех напряжений (рис. 1-3).
В отличие от рис. 1-2 система электроснабжения
крупного города характеризуется большим количе-
ством источников питания и их мощностью. Напри-
мер, мощность понижающих подстанций ПО кВ, свя-
занных с энергосистемой I и 11, возрастает до 50—
100 МВ-А и более, большее развитие получают сети
ПО кВ.
Электроснабжение центральных районов города
осуществляется за счет сетей промежуточного напря-
жения 35 кВ и городских подстанций 35/6—10 кВ.
Сеть 35 кВ выполняется, как правило, по радиальной
резервируемой схеме. Подстанции 35/6—10 кВ имеют
развитые распределительные устройства (РУ) 35 кВ
и их мощность может доходить до 30—40 МВ*А в за-
висимости от размеров города. В последнее время
эти подстанции часто выполняются по упрощенной
схеме, без РУ со стороны первичного напряжения
трансформаторов. В зависимости от мощности они
выполняются при напряжении кольца, т. е. НО кВ
(V на рис. 1-3).
Выполнение остальных элементов системы анало-
гично рассмотренному выше. Распределительная сеть
15
6—10 кВ характеризуется еще большей степенью ав-
томатизации. Электроснабжение крупных промышлен-
ных потребителей может осуществляться при более
высоких напряжениях чем 6—10 кВ. Например, на
рис. 1-3 приведена подстанция VI крупного предприя-
тия, питание которой производится непосредственно
от кольцевой сети 110 кВ.
Рис. 1-3. Система электроснабжения крупного города
Поскольку система электроснабжения крупного
города, содержит большое количество источников пи-
тания и сетей различных напряжений, точное опреде-
ление границ системы со стороны высокого напряже-
ния представляет определенные трудности, так как
некоторые ее элементы, как отмечалось при рассмот-
рении рис. 1-1 и 1-2, могут быть отнесены к элемен-
там энергосистемы.
Параметры кольцевой сети 110 кВ между подстан-
циями I и II определяются только условиями питангщ
16
потребителей города, если иметь в виду подстанцию
IV (рис. 1-3). С другой стороны, следует учитывать
условия энергосистемы, так как, кроме городских
подстанций III и VI, с кольцевой сетью связана
также электростанция VII.
Следует также подчеркнуть различное назначение
отдельных элементов системы в зависимости от сту-
пени напряжения. Если на высших ступенях (35—
НО кВ) элементы системы предназначаются во всех
случаях для питания всех потребителей рассматривае-
мого района города, то на низших ступенях (6—
10 кВ) элементы системы делятся по назначению.
Появляются городские распределительные сети, пи-
тающие и распределительные сети крупных потребите-
лей города (заводы, фабрики, тяговые подстанции
и т. д.).
К выполнению электрических сетей 6—10 кВ от-
дельных потребителей предъявляются специфические
требования, которым они должны удовлетворять при
любом характере системы электроснабжения города.
В зависимости от мощности потребителя можно ис-
пользовать для его питания и сети 35—110 кВ.
Из рассмотренного следует, что основные показа-
тели системы электроснабжения города определяются
его размерами, условиями энергосистемы, характери-
стиками потребителей и другими местными особен-
ностями.
Пользуясь рис. 1-2 и 1-3, уточним наименования
основных элементов системы. Электрическая сеть 35—
ПО кВ и выше, включая понижающие подстанции
этого же напряжения, называется электроснаб-
жающей сетью. Она включает сеть, связывающую
между собой источники питания и распределяющую
энергию между районами города, и сеть, использу-
емую для ввода высокого напряжения в центральные
районы или непосредственно к крупным потребите-
лям города.
Как следует из рис. 1-2 и 1-3, первая сеть выпол-
няется в виде кольца, охватывающего город, и по
этой причине может быть названа кольцевой
сетью. Вторая называется сетью глубокого
ввода. Согласно ПУЭ, глубоким вводом называется
система электроснабжения с прибпижением-вы
Производственн объединен
„ухтАтткгАЗ"
Сосногорское ЛПУМГ
то
17
напряжения к электроустановкам потребителей с наи-
меньшим количеством ступеней промежуточной транс-
формации и аппаратов. Схема кольцевой сети оп-
ределяется местными условиями и может быть доста-
точно сложной. Сеть глубоких вводов 35—НО кВ
независимо от особенностей города выполняется, как
правило, по простейшей схеме в виде двух взаимно
резервируемых радиальных линий 35—НО кВ. В си-
стемах с тремя напряжениями сеть промежуточного
напряжения 35 кВ при наличии кольцевой сети ПО кВ
и выше по существу является также сетью глубокого
ввода. Ее возникновение объясняется чисто историче-
скими условиями.
Соответственно указанному делению сетей можно
различать понижающие подстанции: первичные пли
опорные подстанции (/, II— рис. 1-3), соединяющие
энергосистему и генерирующие источники с кольце-
вой сетью; кольцевые подстанции (III, IV, VI — рис.
1-3) и подстанции глубокого ввода (V— рис. 1-3);
вторичные понижающие подстанции промежуточного
напряжения 35 кВ — при их наличии. Параметры,
схемы и конструктивное выполнение указанных под-
станций определяются их местом в системе электро-
снабжения города. Наиболее простые из них — под-
станции глубокого ввода (К- рис. 1-3), наиболее
сложные и мощные — первичные подстанции (/, II —
рис. 1-3).
Как следует из рассмотренного, городская распре:
делительная сеть в свою очередь представляет комп-
лекс следующих элементов: распределительных сетей
0,38 и 6—10 кВ и трансформаторных подстанций
(777). Системы электроснабжения крупных промыш-
ленных потребителей и в ряде случаев жилых райо-
нов имеют дополнительный элемент — питающую сеть
6—10 кВ п распределительный пункт (РП1 и РТП2,
рис. 1-2).
Согласно ПУЭ [32], распределительной линией, яв-
ляющейся элементом распределительной сети, назы-
вается линия, питающая ряд ТП от центра питания
или РП, или вводы к электроустановкам потребите-
лей. Питающей линией называется линия, питаю-
щая РП или подстанции от центра питания, без рас-
пределения электроэнергии по ее длине. Распредели-
t
гельным пунктом (PH) называется подстанция про-
мышленного предприятия пли городской электриче-
ской сети, предназначенная для приема и распределе-
ния электроэнергии на одном напряжении без ее пре-
образования и трансформации.
В порядке конкретизации действующей терминоло-
гии уточним понятие центра питания (ЦП), которым
называется распределительное устройство генератор-
ного напряжения электростанции или распределитель-
ное устройство вторичного напряжения понижающей
подстанции энергосистемы, к которому присоединены
распределительные сети данного района.
В заключение отметим, что анализ принципов по-
строения систем электроснабжения городов позволяет
установить основные задачи, возникающие при выборе
рационального осуществления таких систем. К ним
относятся: выбор схемы построения системы; вели-
чины напряжения сетей и количества трансформаций
энергии; определение оптимальных параметров основ-
ных элементов электроснабжающей и распредели-
тельных сетей.
Если принцип построения системы определяется
местными особенностями города, включая характе-
ристики источников питания, напряжением электри-
ческих сетей энергосистемы, географическим положе-
нием города и т. п., то решение остальных вопросов
допускает обобщенный подход, независимо от мест-
ных условий.
Все указанные вопросы рационального выполнения
городской системы электроснабжения имеют технико-
экономический характер, в связи с чем их решение
должно базироваться на использовании соответст-
вующей методики технико-экономических расчетов.
1-4. Исходные положения технико-экономических
расчетов
Проблема рационального построения и развития
любой системы электроснабжения имеет технико-эко-
номический характер. Следует различать два вида
задач, возникающих при оптимизации рассматривае-
мых систем. В первом случае на основе ряда возмож-
ных вариантов необходимо выбрать наивыгоднейший.
19
Вторая группа задач касается выбора оптимальных
параметров отдельных звеньев системы электроснаб-
жения.
Обе группы вопросов связаны между собою. В ряде
случаев выбор параметров отдельных элементов си-
стемы в пределах оптимальных значений гаранти-
рует наивыгоднейшие показатели системы в целом.
Иногда наивыгоднейшее решение приходится искать
на базе рассмотрения вариантов построения системы,
так как при ее компоновке возможно различное со-
четание звеньев системы. Из этого вытекает, что при
анализе вариантов параметры отдельных звеньев си-
стемы электроснабжения для каждого варианта дол-
жны приниматься в пределах оптимальных значений.
В противном случае возможно сравнение заведомо
нерациональных вариантов.
Поиск наивыгоднейшего или оптимального реше-
ния всегда должен производиться в интересах народ-
ного хозяйства. Последнее означает, что при оценке
количественных характеристик необходимо учитывать
только те составляющие затрат, которые опреде-
ляются непосредственными расходами народного хо-
зяйства.
Рассматриваемые варианты должны быть приве-
дены в сопоставимый вид для обеспечения одинако-
вой величины передаваемой мощности и качества
электрической энергии, а также одинаковой степени
надежности электроснабжения. При наличии соот-
ветствующих данных допустима технико-экономиче-
ская оценка качества электрической энергии и
надежности электроснабжения, что позволяет со-
поставлять варианты, отличающиеся по этим па-
раметрам.
Производство технико-экономических расчетов, не-
зависимо от вида решаемой задачи, базируется в на-
стоящее время на регламентированной методике [14].
В этой связи уточним исходные положения и количе-
ственные характеристики, используемые в дальней-
шем.
В качестве основного экономического критерия
принимается уровень приведенных затрат. При капи-
тальных вложениях, осуществляемых в течение од-
ного года, после которого ежегодные издержки произ-
20
водства постоянны в течение длительного времени,
приведенные затраты
3 = ЕкК + И,
где £п — нормативный коэффициент эффективности,
для объектов энергетики равный 0,12; £ — капиталь-
ные вложения; И— ежегодные издержки.
Минимальное значение приведенных затрат 3 со-
ответствует наивыгоднейшему решению. Следователь-
но, основная задача технико-экономического расчета
состоит в том, чтобы при рассмотрении конкретной
системы электроснабжения на основе сравнения ва-
риантов или при определении оптимального показа-
теля элемента или системы в целом, на основе обоб-
щенного подхода правильно рассчитать указанные
составляющие приведенных затрат.
Дополнительно отметим, что если приведенные за-
траты вариантов отличаются между собой на 5% и
менее, то варианты подлежат дополнительному срав-
нению по качественным показателям, как-то: усло-
виям дальнейшего развития системы электроснабже-
ния, удобствами ее эксплуатации, расходам проводни-
кового металла, надежности электроснабжения, если
последняя не поддается технико-экономической оцен-
ке, и т. п. По рекомендациям ПУЭ [32] преимущество
в таких случаях отдается системам электроснабже-
ния с повышенными напряжениями электрических
сетей.
При выполнении расчетов допускается не учиты-
вать затраты по звеньям системы электроснабжения,
повторяющиеся в сопоставляемых вариантах. Опре-
деление отдельных составляющих приведенных затрат
производится с некоторыми допущениями. Капиталь-
ные вложения в элементы системы электроснабжения
определяются по укрупненным показателям [18, 40].
При этом все стоимостные показатели по сравнива-
емым вариантам следует определять по одному и
тому же источнику.
Ежегодные издержки, связанные с эксплуатацией
электрических сетей, для каждого расчетного периода
складываются:
+ Як. р + Яэ+ Л5,3Э,
21
где Я/ — ежегодные издержки; Яр — амортизацион-
ные отчисления на реновацию; Як.р— то же, па ка-
питальный ремонт; Иа—расходы по текущей эксплуа-
тации сети; АЭг — потери электрической энергии;
Зя— удельные затраты на возмещение потерь энергии.
Рассматриваемые составляющие издержек опреде-
ляются в виде ежегодных отчислений от капитальных
вложений, поэтому можно записать
nf = p2K + A3z39,
где Рх=Рр+ Рк.р + Рэ- При этом рр, pK.v и рэ нормы
отчислений, соответственно, на реновацию, капиталь-
ный ремонт и текущую эксплуатацию. С учетом по-
следнего приведенные затраты получают вид
3=(£н + Р2)К+ДЗД.
Значения рр и рк. р принимаются в соответствии
с действующими нормами (табл. 1-3).
Таблица 1-3
Нормы ежегодных амортизационных отчислений, %
В том числе
Группа основных фондов Всего капиталь- ный ремонт ренова- ция
Силовое электротехническое обору- дование • и распределительные устройства Воздушные ЛЭ П На металлических или железобетон- ных опорах до 20 кВ То же, 35—220 кВ На опорах из пропитанной древеси- ны до 20 кВ . . . То же, 35—220 кВ Кабельные ЛЭП До 10 кВ со свинцовой оболочкой с алюминиевой оболочкой • • - с пластмассовой оболочкой • 35 кВ ПО кВ и выше Строительная часть подстанций . . 6,4 3,6 2,5 5,7 4,9 2,3 4,3 5,3 3,4 2,5 4,7 2,9 0,6 0,5 1,7 1,6 0,3 0,3 0,3 0,4 0,5 2,2 3,5 3,0 2,0 4,0 3,3 2.0 4,0 5,0 3,0 2,0 2,5
22
Значения рэ для определения издержек по теку-
щей эксплуатации не нормируются и принимаются по
справочникам. В табл. 1-4, с учетом данных табл. 1-3,
указаны суммарные издержки производства и отчи-
сления по эксплуатации (текущий ремонт и обслужи-
вание). Для подстанций и воздушных ЛЭП, располо-
женных в районах с загрязненной атмосферой, к зна-
чениям отчислений по текущей эксплуатации (табл.
1-4) добавляется до 0,5%; для кабельных сетей 6 кВ,
переведенных на напряжение 10 кВ, с использова-
нием действующего оборудования и кабелей 6 кВ, ве-
личина отчислений может увеличиваться до 2,5 раза
в зависимости от состояния действующих кабелей
6 кВ. При норме Др^3,3% составляющая отчислений
Таблица 1-4
Ежегодные отчисления от капитальных вложений
(издерж ки производства, % )
Напряжение, кВ Материал опор, оболочка кабеля Всего В том числе на текущий ремонт
Подстанции
До 10 10,4 4,0
35—150 9,4 3,0
220 и выше 8,4 2,0
Воздушные Л Э П
До 20 Металл или железобетон 3,9 0,3
35—220 То же 2,8 0,3
До 20 Пропитанная древесина 6,2 0,5
35 220 То же 5,4 0,5
Кабельные ЛЭП
До 10 Свинцовая 3,8 1,5
Алюминиевая 5,8 1,5
Пластмассовая 6,8 1,5
20—35 5,4 2,0
110—220 4,5 2,0
23
на реновацию в ежегодных издержках может не учи-
тываться.
В общем виде потери электрической энергии опре-
деляются
ДЭ=ДРпТвкл + ДРтт,
где ЛРП— потери мощности, не зависящие от вели-
чины нагрузки (потери холостого хода в трансформато-
Рис. 1-4. Зависимость времени
наибольших потерь т от про-
должительности использова-
ния максимума нагрузки Гмавс
рах и т. п.); ТЕКл — число
часов работы элемента
сети в году; ДРТ— потери
мощности, определяемые
максимальной нагрузкой
рассматриваемого эле-
мента сети; т — годовое
время наибольших потерь
мощности.
Годовое время по-
терь т может опреде-
ляться по графику рис.
1-4, в зависимости от
времени использования
максимума активной
МОЩНОСТИ Гмакс- Г рафик
построен при условии,что
коэффициент мощности
остается постоянным или его средневзвешенное зна-
чение за год изменяется в пределах 0,04 -0,05. По-
следнее характерно для большинства расчетных слу-
чаев. Время включения Твкл достаточно часто при-
нимается равным 8760 ч.
Затраты на возмещение потерь электрической
энергии будут
ДЭЗэ = ДЭ'Зэ + ДЭ'Х,
где ДЭ' и ДЭ"— потери энергии, не зависящие и за-
висящие от передаваемой мощности; 30' и 3 " — стои-
мости 1 кВт-ч потерь, определяемые в зависимости
от времени включения ТВкл и времени использования
максимальных потерь т, соответственно.
Удельную стоимость затрат Зэ определяют в настоя-
щее время по методу так называемых замыкающих
оценок. Соответствующие значения стоимости энер-
гии для характерных районов Советского Союза при-
ведены на рис. 1-5.'Согласно графикам рис. 1-5, зна-
чения Зэ определяются в зависимости от т//гм, где£м—
коэффициент попадания потери мощности в рассмат-
риваемом элементе сети в максимум нагрузки энер-
госистемы.
Рис. 1-5. Удельные при-
веденные затраты на
возмещение потерь элек-
троэнергии
1 — ОЭС Центра, Поволжья,
Юга, Закавказья, Северного
Кавказа, Северо-Запада,
Урала; 2 — ОЭС Средней
Азии, Дальнего Востока,
Северного Казахстана, За-
байкалья; 3—ОЭС Сибири
В зависимости от размеров города его система
электроснабжения, как отмечалось, может включать
несколько звеньев, имея в виду число ступеней транс-
формации электрической энергии. В этой связи сле-
дует различать звено генераторного напряжения,
звено распределительных сетей 6—10 кВ и звено элек-
троснабжающих сетей 35—ПО кВ. При этом в первом
случае распределение энергии производится непосред-
ственно от сборных шин 6—10 кВ электростанций без
трансформации энергии; для звена распределитель-
ных сетей 6—10 кВ, в зависимости от условий их
питания, возможны две-три дополнительных транс-
формации энергии и т. д.
Возможность нахождения рассматриваемой си-
стемы электроснабжения на разной ступени напряже-
ний будет сказываться на ее технико-экономических
показателях. В частности, кроме непосредственных
затрат на сооружение и эксплуатацию системы, сле-
дует учитывать дополнительные затраты, которые
25
могут потребоваться на вышестоящих ступенях на-
пряжения, связанных с потерями мощности в рас-
сматриваемой системе электроснабжения. При этом
имеется в виду, что для передачи потерь мощности
используется часть пропускной способности выше-
стоящих звеньев передачи энергии. Для выработки
энергии, идущей на возмещение рассматриваемых
потерь, необходимо затратить какую-то часть' мощно-
сти генераторов электростанций и тем самым умень-
шить полезную мощность источников питания.
Точный учет приведенных факторов встречает зна-
чительные трудности. В первом приближении такой
дифференцированный подход к системам электроснаб-
жения в зависимости от количества трансформаций
энергии может быть предусмотрен с помощью повы-
шающего коэффициента, учитывающего дополнитель-
ные потери электрической энергии в вышестоящих
звеньях передачи энергии. Значение этого коэффи-
циента
т
ky п=1+2 У
у 100
1
где АЭе.н — потери энергии в вышестоящих звеньях
передачи, %. При отсутствии конкретных данных мо-
гут приниматься следующие значения ky. п: на шинах
генераторного напряжения—-1,0; к потерям в сети
6—150 кВ—1,05 (при напряжении электроснабжаю-
щей сети 220 кВ и выше); к потерям в сети 6—35 кВ —
1,08 (при напряжении электроснабжающей сети
ПО—150 кВ); к потерям в сети 6—10 кВ— 1,10 (при
напряжении электроснабжающей сети 35 кВ).
Одним из существенных показателей любой си-
стемы электроснабжения является уровень надежности
питания потребителей, обеспечиваемой этой системой.
Надежность электроснабжения, как будет следовать
из дальнейшего, имеет технико-экономический харак-
тер и должна находить соответствующее отражение
при выполнении рассматриваемых расчетов.
По действующей методике оценка надежности учи-
тывается в составе приведенных затрат в виде веро-
ятного годового народнохозяйственного ущерба, ко-
торый определяется возможными перерывами электро-
26
снабжения. В таком случае выражение для приве-
денных затрат получает вид
3 = (£н + ^И + АЭЗэ + У-
где У — математическое ожидание ущерба, возникаю-
щего при нарушениях работы системы электроснаб-
жения.
В некоторых случаях при выполнении технико-эко-
номического расчета возникает необходимость в учете
фактора времени. Например, когда сооружение си-
стемы электроснабжения характеризуется размером
и порядком осуществления капитальных вложений,
очередностью ввода в эксплуатацию отдельных эле-
ментов системы, изменением передаваемой мощности
в течение рассматриваемого периода.
При этом обязательно приведение разновремен-
ных капитальных вложений и годовых издержек в со-
поставимый вид путем их пересчета к принятому рас-
четному году. В качестве года приведения обычно
принимается первый год рассматриваемого периода.
Формула приведенных затрат тогда имеет вид:
3 = (ВД + АЯУ) (1 + £н. „Г''-1’,
1
где К/ и Hi — капитальные вложения и ежегодные
издержки в году t; Т — расчетный период. Множи-
тель (1называется коэффициентом при-
ведения затрат (к первому году расчетного периода).
Его значения в зависимости от рассматриваемого пе-
риода указаны в табл. 1-5. Регламентированное зна-
чение Еп. п=0,08.
Возможно различное сочетание капитальных вло-
жений и сроков ввода в эксплуатацию отдельных эле-
ментов системы. Последнее усложняет расчеты. Если
очередность капитальных вложений можно устано-
вить в зависимости от конкретных условий строитель-
ства системы достаточно точно, то при расчете годо-
вых издержек и, в частности, стоимости потерь энер-
гии, необходимо учитывать реальный характер изме-
нения нагрузки системы, что представляет определен-
ные трудности.
27
Таблица 1-5
Показатели коэффициента приведения
t (1 + о.ов/ I t (1 + 0,08)Z 1
(1 -f-0.08)Z (1 -f- 0.08)Z
1 1,080 0,926 6 1,587 0,630
2 1,166 0,857 7 1,714 0,584
3 1,260 0,794 8 1,851 0,540
4 1,360 0,735 9 1,999 0,500
5 1,469 0,681 10 2,159 0,463
электроснабжения
города
характерен
Для систем
постоянный рост нагрузки, который может быть са-
мым разнообразным. Наиболее часто изменение на-
грузки во времени принимают с постоянной величиной
ежегодного увеличения.
где Si — расчетная нагрузка в расчетном году /; So—-
начальная нагрузка; р/100 — относительная величина
ежегодного роста, р — в %. Значения сложных про-
центов указаны в табл. 1-6.
В некоторых случаях увеличение нагрузки прини-
мают по другому закону в зависимости от конкрет-
Таблица 1-6
Значения сложных процентов
p, % | 1 —V при t, равном \ 100 )
5 6 7 8 10 15 20
3,0 1,16 1,20 1,23 1,27 1,34 1,55 1,80
3,5 1,19 1,23 1,27 1,31 1,41 1,68 1,99
4,0 1,22 1,26 1,31 1,36 1,48 1,80 2,19
4,5 1,25 1,30 1,36 1,42 1,55 1,94 2,42
5,0 1,28 1,34 1,40 1,47 1,63 2,08 2,65
6,0 1,34 1,42 1,50 1,59 1,79 2,39 3,20
7,0 1,40 1,50 1,60 1,71 1,97 2,76 3,87
8,0 1,47 1,60 1,71 1,85 2,16 3,17 4,64
10,0 1,61 1,77 1,95 2,14 2,60 4,16 6,71
28
пых условий. Строго говоря, кроме нагрузки, следует
учитывать изменение во времени и таких факторов,
как число часов использования максимума нагрузки,
коэффициент попадания в максимум и т. д.
Беспрерывный рост нагрузки городских систем
электроснабжения предопределяет необходимость их
соответствующего развития по мере увеличения пере-
даваемой мощности. Естественно, что система элек-
троснабжения может быть оптимальной только в том
случае, когда вопросы ее рационального построения
рассмотрены на достаточно длительный период. При
этом речь идет о возможности беспрерывного разви-
тия системы за счет добавления тех пли иных элемен-
тов, без ее переустройства в пределах рассматривае-
мого периода. Возможность поэтапного развития си-
стемы электроснабжения должна являться органиче-
ским свойством системы.
При таком подходе устанавливают период развития
системы, примерные уровни ее нагрузки на каждый
промежуточный этап, начальное решение системы и
порядок ее усиления при переходе от одного этапа
к другому, не связывая отдельные этапы с конкрет-
ными календарными сроками. Последующее развитие
системы производится по мере действительного увели-
чения передаваемой мощности. При этом могут быть
внесены необходимые коррективы в исходные решения
с учетом конкретных изменений в каждом узле
системы, появления новых видов электрообору-
дования, уточнения его стоимостных показателей
и т. п.
При таком подходе к построению системы технико-
экономические расчеты упрощаются, так как при-
веденные затраты определяются по ряду заданных
уровней нагрузки, в результате чего отпадает необхо-
димость в предсказании закона увеличения нагрузки
на период развития системы.
Таким образом рациональное выполнение системы
предполагает возможность ее поэтапного развития.
В идеальном случае капиталовложения в развитие
системы должны соответствовать фактическому росту
нагрузки, с тем чтобы система работала в условиях,
близких к оптимальному режиму. Технико-экономиче-
ская целесообразность такого поэтапного (/—V)
га
сооружении цояспяски рис. I G, где показано изменение
удельных приведенных пират системы при се соору-
жении частями, применится
Рис. 1-6. Пропускная способность
и приведенные затраты при обыч-
ном и поэтапном сооружении си-
стемы
1 — рост потребления энергии за
10 лет; 2 — пропускная способность
н А — приведенные затраты при обыч-
ном развитии; 3 и Б — то же, с выде-
лением первой очереди развития; 4 —
пропускная способность и В — приве-
денные затраты при поэтапном разви-
тии
ю к росту нагрузки.
Прямая 1 (рис. 1-6)
характеризует услов-
ное увеличение нагруз-
ки за рассматриваемый
период развития си-
стемы, равный 10 го-
дам. Если сооружение
осуществляется сразу
(по уровню нагрузки
к последнему году), то
пропускная способ-
ность системы будет
оставаться постоянной
(прямая 2 па рис. 1-6).
Изменение удельных
приведенных затрат
характеризуется кри-
вой А, из которой сле-
дует, что в первые
годы эксплуатации
удельные затраты до-
статочно велики, так
как они относятся к ма-
лой величине переда-
ваемой мощности. По
мере увеличения на-
грузки удельные за-
траты уменьшаются.
Выделение первой
очереди строительства
по уровню нагрузки 75% от расчетной приводит к по-
степенному увеличению пропускной способности сис-
темы (прямая <3, рис. 1-6) и снижению удельных затрат
па протяжении первого этапа (кривая Б). Дальней-
шее снижение удельных затрат имеет место при уве-
личении числа этапов (прямая 4). В этом случае из-
менение приведенных затрат во времени характеризу-
ется кривой В.
Уменьшение удельных затрат при постепенном на-
ращивании пропускной способности системы объяс-
ни
пне гея рассрочкой капитальных вложений и умень-
шением в связи с этим годовых эксплуатационных
расходов (за счет отчислений). При приближении
к расчетной нагрузке допускается небольшое превы-
шение удельных затрат, против затрат при единовре-
менном сооружении системы. На рис. 1-6 видно, что
это превышение (заштрихованный участок между кри-
выми А и В) перекрывается предшествующей эконо-
мией за рассматриваемый период (иезаштрихован-
иые участки между кривыми А и В). Таким образом,
целесообразность поэтапного сооружения системы
электроснабжения совершенно бесспорна. Это необ-
ходимо учитывать при проектировании конкретных
систем электроснабжения.
Кроме вариантных сравнений, имеется, как отме-
чалось, вторая группа технико-экономических задач,
когда оптимизируются отдельные параметры систем
электроснабжения. Решают такие задачи в общем
виде, допуская идеализацию системы, с учетом тех-
нико-экономических зависимостей, существующих ме
жду отдельными параметрами системы.
В качестве основного критерия рассматриваются
суммарные приведенные затраты системы, минималь-
ное значение которых определяет наивыгоднейшие по-
казатели искомого параметра или параметров. Такой
подход в большинстве случаев позволяет отказаться
от вариантных сравнений, так как выбор параметров
системы в пределах наивыгоднейшего значения яв-
ляется достаточной гарантией ее оптимального по
строения.
При решении рассматриваемых задач, для опреде-
ления наивыгоднейшего значения искомого параметра
х или параметров Xi, х2, х3,... необходимо установить
соответствующую зависимость капитальных вложений
системы как функцию K=F(x), а также аналогичную
зависимость годовых издержек H=f(x). Если указан-
ные функции определены, то всегда может быть най-
дено и оптимальное значение параметра х0. Для этого
достаточно найти минимум приведенных затрат
3 = EKF(x)+f(x),
для чего решить систему уравнений
dF (х) g/(x) _0
dxt н dxi дх}
31
Точность решения рассматриваемых задач опреде-
ляется достоверностью исходной модели системы, т.е.
насколько точно эта модель отражает технико-эконо-
мические зависимости между отдельными парамет-
рами реальных систем электроснабжения.
ГЛАВА ВТОРАЯ
ХАРАКТЕРИСТИКИ ЭЛЕКТРОПРИЕМНИКОВ
И РАСЧЕТНЫЕ НАГРУЗКИ
2-1. Общие положения
Важнейшей предпосылкой рационального выбора
системы электроснабжения является правильное оп-
ределение расчетных нагрузок, в зависимости от ко-
торых устанавливаются параметры всех элементов
системы.
Расчет нагрузок производят начиная от низших
ступеней к высшим ступеням системы, рассматривая
поочередно отдельные узлы электрических сетей.
При этом следует различать нагрузки, приведенные
к вводу конкретного потребителя, и нагрузки элемен-
тов системы.
Точность определения расчетной нагрузки устанав-
ливается характером решаемой задачи, в соответствии
с чем разрабатываются и используются те или иные
методы расчета. Не следует забывать, что в электри-
ческих сетях применяется стандартное оборудование,
параметры которого изменяются ступенями с доста-
точно большим шагом 1,4—1,6.
Величина расчетной нагрузки устанавливается на
какой-то заданный уровень производства или опреде-
ленный срок. Как правило, наибольшая точность
предъявляется к определению нагрузки на вводе по-
требителя. На стадии предварительных обоснований
нагрузки элементов системы электроснабжения го-
рода могут определяться по ориентировочным показа-
телям. В результате наряду с точными методами в
практике проектирования используются различные
приемы расчета нагрузки, имеющие оценочный ха-
рактер.
32
Рассматривая нагрузки потребителей, можно ука-
зан,, что проведенные исследования выявили общие
закономерности образования величины нагрузки раз-
личных групп потребителей п на этой основе позволили
разработать соответствующие методы расчета. Эти
методы касаются большого числа потребителей про-
мышленного характера и жилых домов. К сожале-
нию, точных способов расчета нагрузки потребителей
общественно-коммунального характера не имеется, и
такого рода расчеты производятся приближенными
методами.
Исследования показали, что нагрузка является ве-
личиной вероятностной и зависит от многих случай-
ных факторов, определяемых особенностями техноло-
гического процесса производства, организацией тру-
дового и бытового режимов населения и т. п. По этой
причине способы определения расчетных нагрузок
базируются на экспериментальном определении на-
грузки действующих электроприемников с последую-
щей обработкой результатов измерений методами ма-
тематической статистики и теории вероятностей.
Учитывая вероятностный характер нагрузки, в ка-
честве общих показателей отмечаются:
средний максимум нагрузки
п
V е
•q ~ ° макс i
‘-'макс ~ д ’
среднеквадратичное отклонение
р__1/ S (^макс t — ^макс) п
~ ' П—1
расчетный максимум нагрузки
‘’'макс — ^макс + (2'1)
где SMaKC i — величина измеренного максимума нагруз-
ки; п — число измерений; t — нормированное откло-
нение. При этом имеется в виду, что формирование
максимума нагрузки подчиняется нормальному за-
кону. Последнее является характерным для подавляю-
щего числа потребителей.
Из (2-1) следует, что нагрузка в общем виде оп-
ределяется двумя составляющими, которые оказыва-
2 В. А. Козлов
33
ют разнос влияние на выбор технических и экономи-
ческих параметров электрических сетей. В этой связи
очень существенно определение самого понятия мак-
симума нагрузки, так как в любом случае максималь-
ное значение нагрузки должно относиться к какому-то
промежутку времени. В зависимости от принятой про-
должительности будут изменяться оба показателя
нагрузки (2-1), т. е. значения среднего максимума
SMaKC и среднеквадратичного отклонения о, а следо-
вательно, и величина самого максимума нагрузки
^макс-
Для задач, возникающих при расчете систем элек-
троснабжения, различают [49] максимальные нагрузки
определенной продолжительности и максимальные
кратковременные нагрузки. Значения первых исполь-
зуются для выбора элементов системы по нагреву и
определения всех ее технико-экономических показате-
лей. Значения кратковременных нагрузок использу-
ются при расчете колебаний напряжений, условий са-
мозапуска двигателей и т. п.
Под расчетной нагрузкой по допустимому нагреву
понимается такая длительная неизменная нагрузка,
которая эквивалентна реальной изменяющейся на,-
грузке при наиболее сильном тепловом действии на
рассматриваемый элемент системы электроснабже-
ния. Тепловое действие может характеризоваться мак-
симальной температурой перегрева элемента системы
или величиной теплового износа его изоляции. Учи-
тывая неопределенность вопросов теплового старения
изоляции, в качестве исходной принимается расчетная
нагрузка по значению допустимого перегрева провод-
ников, используемых в системах электроснабжения.
Длительность интервала воздействия нагрузки,
в пределах которого устанавливается допустимая тем-
пература перегрева проводников, принимается равной
трем постоянным времени нагрева, имея в виду, что
за это время перегрев проводника, как правило, до-
стигает примерно 95% от установившегося значения.
Следовательно, можно записать, что Т'п. м=37'0, где
Тп_ м-—время продолжительности максимума нагруз-
ки, То — постоянная времени нагрева проводников.
Примерные данные рассматриваемых характери-
стик для кабельных линий приведены в табл. 2-1.
34
4. in проводов тех же сечений при их прокладке в воз-
духе То колеблется от 10 до 20 мин., а Т’п. м — от 0,5
до 1,0 ч; при прокладке в трубах значение То находит-
ся в пределах от 20 до 40 мин., а м — от 1,0 до
2.0 ч.
Таблица 2-1
Постоянные времени нагрева кабелей
Сечение кабеля. F, мм3 Напряже- ние. кВ В воздухе В земле
Т , 1 0* мин т п. м> ч Т . 0* мик т 2 п -м> ч
35—70 20 1,0 30 1,5
95—120 1 30 1,5 40 2,0
150—185 40 2,0 50 2,5
25—35 20 1,0 — —
50—70 6—10 30 1,5 — —
95—120 40 2,0 — 2,0
150—185 50 2,5 — 3,0
В электрических сетях промышленных предприя-
тий широко используются проводники м,алых и сред-
них сечений. По этой причине расчетная нагрузка
принимается равной ее вероятному максимальному
значению за интервал времени Тп. м = 30 мин. С целью
упрощения расчетов данный интервал принят одина-
ковым как для выбора проводов и кабелей любых
сечений, так и для трансформаторов. Аналогичная
продолжительность максимума использовалась при
разработке нормированных значений нагрузки жилых
домов 1461.
Строго говоря, если получасовой максимум на-
грузки является в какой-то мере обоснованным при-
менительно к внутренним проводкам и сетям потре-
бителей, то этого нельзя сказать относительно сетей,
находящихся на следующих ступенях системы элек-
троснабжения, где используются провода и кабели бо-
лее крупных сечений. Для таких сетей, как следует из
табл. 2-1, продолжительность максимума нагрузки
может быть принятой более 30 мин. По этой причине
следует учитывать возможность отнесения расчетной
нагрузки, определенной по тридцатимпнутной продол-
жительности к интервалу большей длительности [491.
2
35
Такой пересчет особенно целесообразен, когда выбор
сечения линий производится по условиям нагрева,
а также при выборе мощности трансформаторов.
В настоящее время при нормировании расчетных
нагрузок устанавливаются какие-то дискретные зна-
чения 5Максл получаемые тем или иным способом.
В частности, при вероятностном подходе, в зависимо-
сти от требуемой точности расчета, нагрузки опреде-
ляются величиной нормированного отклонения t. По-
следнее на основе исходных значений средней Змакс
и отклонения о позволяет установить максимум на-
грузки 5макс, который используется в последующих
расчетах. Естественно, что нормированные значения
нагрузок должны содержать элементы прогнозирова-
ния, так как системы электроснабжения проектиру-
ются на заданную перспективу.
Как отмечалось, основные элементы системы элек-
троснабжения города используются для совместного
питания различных групп потребителей, с характер-
ным для каждого из них графиком нагрузки. Точных
методов расчета нагрузки таких элементов не име-
ется. Как правило, прибегают к использованию при-
ближенных приемов, базирующихся на общей харак-
теристике электропотребления рассматриваемых групп
потребителей и значений нагрузки на их вводах.
Учитывая беспрерывный рост нагрузки, серьезное
значение приобретают вопросы ее прогнозирования и
установления оптимального срока такого прогнози-
рования. Решение этих вопросов представляет боль-
шие трудности. В качестве альтернативы может
рассматриваться разработка принципа поэтапного соо-
ружения системы электроснабжения на всех ее уро-
внях. При таком подходе к сооружению системы точ-
ное определение расчетной нагрузки необходимо
только на первом, начальном этапе, т. е. с использо-
ванием существующих методов расчета. Каждый по-
следующий этап развития системы привязывается нс
к конкретному значению расчетной нагрузки, а к ее
увеличению против исходной определенными ступе-
нями, например, увеличению в 1,5; 2,0; 2,5 раза и т. д.
В пределах каждого этапа можно вносить необходи-
мые коррективы в элементы системы электроснабже-
ния, сообразуя их параметры с действительным уров-
36
нем нагрузки. В результате отпадает необходимость
точного прогнозирования нагрузки и создаются дей-
ствительные предпосылки рационального использова-
ния системы электроснабжения, так как нагрузка
в этом случае может поддерживаться близкой к оп-
тимальной за счет своевременного введения в систему
дополнительных элементов или ее преобразования
в соответствии с принятым принципом поэтапного
развития системы.
2-2. Характеристики электроприемников
По характеру электропотребления и показателям
электрической нагрузки все потребители города раз-
биваются на следующие группы: потребители сели-
тебных зон, промышленные потребители, коммуналь-
ные потребители общегородского значения (водо-
провод, канализация, электрифицированный транс-
порт и т. д.), потребители пригородных районов.
Процесс потребления электрической энергии во
времени отражается суточными, сезонными и годо-
выми графиками нагрузки. Конфигурация графика
нагрузки промышленных потребителей определяется
особенностями технологического процесса данного
производства. Коммунально-бытовая нагрузка имеет
график с резкой неравномерностью, определяемой
осветительной нагрузкой.
Рассмотрение времени начала утренних и вечер-
них сумерек для географических широт СССР в за-
висимости от месяца года показывает, что изменение
продолжительности дня в течение года может быть
принято близким к синусоиде [18]. Это обстоятельство
позволяет с достаточной точностью считать, что вли-
яние осветительной составляющей на изменение
коэффициента суточной неравномерности графика бу-
дет выражаться кривой, также близкой к синусоиде,
имеющей крайние значения для июня и декабря. Учи-
тывая синусоидальный характер годовых графиков
нагрузок отдельных потребителей и групп потребите-
лей, можно найти аналитическую зависимость между
активными нагрузками каждого t месяца года и на-
грузками зимнего и летнего месяцев
П Р112 + Лб , Л12— Лв nt
р —---------fJL I--Lis-_£S_ cos-
" 2 2 2
37
гц' Pil2 нагрузка t-го часа в декабре; Р№— то же,
в шопе.
Значение нагрузки /-го часа суток /-го месяца
года с учетом годового роста мощности (динамики
развития нагрузки)
Р — Р
1 Идин 1 it
где k — коэффициент роста нагрузки.
Значения нагрузок декабря и июня при подсчете
Р« дин также преобразуются:
Рi 12 дин Pj 12^>
Р/ 6 ДИН 6
1 +fe
2
Таким образом, для каждого потребителя может
быть получено двенадцать месячных графиков элек-
тропотребления, в каждом из которых 24 значения
величины потребляемой мощности. Аналогичные по-
строения могут быть произведены при наличии «ха-
рактерных» суточных графиков реактивных нагру
зок. Из имеющихся графиков нагрузок определяются
отдельные параметры: хмаис — наибольшее (за вы-
бранный интервал времени) значение ординаты гра-
фика нагрузки;
-vcp = —— —среднее значение ординат графика;
2 2"?
= - -----квадрат среднеквадратического значения
ординат, где Xi— значение ординаты /-ой ступени гра-
фика, п — число ступеней;
у12 = и = *ср'сут- — плотность, соотвстст-
Ямакс12 ЯМаксб
вепно, зимнего и летнего суточных графиков;
Ti 9 ""I- Vfi i
= —плотность среднегодового графика
нагрузки;
12
V к
' t мак с
р = -----------коэффициент годовой перавномер-
12 Хмакс год
мости, где Xt макс и л'макс. год — соответственно, месяч-
ный и годовой максимум нагрузки;
Т’макс = *ср' г~~ • 8760 — продолжительность ИС-
Ямаксгод
38
о
пользования наибольшей нагрузки в течение года,
т. е. время, при котором потребитель, работая по-
стоянно с наибольшей активной нагрузкой /’макс, по-
треблял бы энергию, равную действительно получен-
ной им за год (число часов в году — 8760);
Л-2
т= -^Ккв- -8760 — время наибольших потерь мощпо-
хмакс
сти (время потерь), или время, за которое при передаче
энергии с наибольшей нагрузкой SMaKc потери энер-
гии в участке сети будут равны действительным по-
терям в нем в течение года.
Таблица 2-2
Параметры графиков нагрузок некоторых потребителей
электроэнергии
Вид нагрузки Рср’ % т макс» ч д2 1 ср. кв* % Т, Ч
Коммунально-бытовая нагрузка городов (Центр, Урал) .... 52,5 4600 3071 2700
Освещение квартир 33,0 2890 1760 1540
Освещение учреждений .... 30,3 2660 1443 1270
Бытовые приборы 65,6 5740 5117 4500
Мелкомоторная нагрузка . . . 59,0 5180 4327 3800
Городской транспорт 67,8 5920 5235 4600
Водопровод и канализация . . 99,2 8750 9906 8700
Освещение улиц (Центр, Урал) . 34,0 2980 2644 2320
Черная и цветная металлургия . 87,5 7650 7679 6700
Химия полунепрерывная .... 88,9 7820 7923 6930
Машиностроение тяжелое . . . 81,0 7100 6676 5810
Машиностроение прочее .... 72,3 6320 5611 4910
Текстильное производство . . . 79,9 7000 6575 5720
Пищевое производство 86,5 7560 7474 6530
Бумажное производство .... 90,2 7900 8142 7120
Механизированное строительство 69,4 6080 5185 4530
В частности, при наличии «характерных» графи-
ков активных нагрузок их средние значения за год
определяются:
24
р _ 1 V л12+л-8 .
СР 24 2
1
квадрат среднеквадратичного значения нагрузки
/ 24 24 24
/’ср. кв=3 3 Р] 12+2 2 Л 12р(-6+3 2 Р?6
192 \ 1 1 1
39
время использования максимума нагрузки
Тмакс = РСр-8760-10-2;
время потерь
т= Рср. кв- 8760- КГ4.
При этом принято РМакс=100%, coscp=l. Пара-
метры графиков нагрузки для отдельных коммуналь-
но-бытовых потребителей, а также потребителей про-
мышленного характера, имеющих аналогичный гра-
фик нагрузки с двумя выраженными максимумами,
приведены в табл. 2-2. Потребность отдельных потре-
бителей или группы потребителей в электрической
энергии определяется по расчетной максимальной на-
Таблица 2-3
Характеристика бытовых электроприборов
Прибор Установленная мощность, Вт Коэффициент мощности
Электроплитки ..... 180—2000 1,0
Плита «Кузбасс»:
ПЛИТКИ 600, 800. 1,0
духовка 1400 1,0
Плита ЧСШ-3.5/1-П:
конфорки 200, 800, 1,0
1200
духовка 800 1,0
Электрочайник 400—800 1,0
Электроутюг:
с регулятором 500—1000 1,0
с регулятором и увлажнителем 800—1100 1,0
Электрокамин 600—1500 1,0
Вентилятор . . 13—120 0,6—0,7
Кухонная машина 350 0,6 -0,7
Пылесос:
напольный 280—600 0,67—0,85
ручной 210—300 0,67 -0,85
Электрополотер 180—400 0,85—0,9
Стиральная машина:
привод 350—800 0,62—0,64
нагреватель 800—1600 0,95
Холодильник:
абсорбционный ... 50—120 1,0
компрессионный 110—160 0,5—0,6
Телевизор 150—180 0,95
Радиоприемник 30—100 0,95
40
1рузке в рассматриваемой точке системы электро-
снабжения Рмакс и продолжительности использова-
ния максимума нагрузки
9 = Р Т
L макс-1 макс*
Потребителями селитебных зон являются жилые
и коммунально-общественные здания. В зависимости
от способа преобразования электрической энергии
в этих зданиях различаются следующие электропри-
емники: электронагревательные приборы; технологи-
ческие установки; радиоприемники и аналогичные
приборы; прочие электроустановки. Показатели ос-
новных электроприемников жилых зданий приведены
в табл. 2-3. Насыщение современных квартир элект-
роприемниками зависит от материального уровня и
уклада жизни населения, от наличия приборов в про-
даже, от организации бытового обслуживания насе-
ления и т. д.
Таблица 2-4
Средние значения удельного расхода
коммунально-бытовых потребителей
Жилой сектор Общественный сектор
Вид потребления Удельный расход, кВт-ч;чел Вид потребления Удельный расход, кВт-ч/чел
Освещение квартир Бытовые приборы Приготовление пищи Кондиционирование Отопление .... Горячее водоснабже- ние 103 139 75 10 14 19 Освещение зданий Освещение улиц . . Мелкомоторная на- грузка Водопровод и кана- лизация .... Приготовление пищи Кондиционирование Отопление .... Горячее водоснабже- ние Прочее Итого . . . 89 26 112 116 58 5 5 3 48 460
Итого . . 360
Всего по коммунально-бытовому сектору 820
41
Расход электрической энергии коммунально-быто-
выми потребителями может быть определен по чис-
ленности населения на расчетный период и удель-
ному расходу энергии. Ориентировочные средние зна-
чения удельных расходов коммунально-бытового сек-
тора городов указаны в табл. 2-4.
Расход электрической энергии промышленными
потребителями может быть определен на основании
годового объема выпускаемой продукции и удельного
расхода на условное изделие. Для некоторых видов
производства расходы отмечены в [18 и 40].
2-3. Определение нагрузки промышленных
потребителей
Применяемые в настоящее время методы расчета нагрузки
промышленных предприятии могут быть разбиты на две груп-
пы [49]. Первая группа содержит точные методы, в которых рас-
четная нагрузка определяется на основе средней нагрузки с ис-
пользованием соответствующих коэффициентов пли с учетом рас-
сеяния расчетного максимума нагрузки от ее среднего значения.
Вторая группа включает приближенные методы, базирующиеся
на использовании показателя установленной мощности электро-
приемников, с введением уточняющего коэффициента, или на ос-
нове обобщающих показателей, связанных с технологическим
процессом предприятия.
Из первой группы отметим особенности регламентированного
метода расчета нагрузки с использованием так называемого ко-
эффициента максимума.
На основе изучения графиков нагрузки приемников с пере-
менным режимом работы было предложено суммарный график
нагрузки по продолжительности максимально нагруженной смены
заменить интегральной функцией распределения случайной ве-
личины. В качестве основных параметров этой функции исполь-
зовались значения эффективного числа приемников и их коэффи-
циента включения.
В результате указанной замены и применения теории веро-
ятностей получены выражения для расчетной максимальной на-
грузки и коэффициента максимума нагрузки в зависимости от
указанных параметров и тепловых характеристик проводников.
Показано, что при практических расчетах можно использовать
не значение коэффициента включения приемников, а значение
коэффициента использования, которое достаточно просто выяв-
ляется простейшими измерениями.
Как отмечалось, в качестве расчетной нагрузки групп прием-
ников принимается получасовой (30-минутный) максимум на-
грузки. Получасовой максимум принят для выбора всех элемен-
тов электроснабжения (проводников, трансформаторов, аппара-
туры). При определении нагрузок на всех ступенях системы элек-
троснабжения рекомендуется исходить из средних нагрузок за
42
максимально нагруженную смену предприятия. Эти нагрузки мо-
гут быть получены путем умножения установленных мощностей
элсктронриемппков на значения их коэффициентов использо-
вания.
Для перехода от средней к расчетной нагрузке вводится по-
нятие коэффициента максимума. В результате расчетная нагрузка
промышленного предприятия Рмакс на любой ступени электро-
снабжения определяется как
^макс = Лм^с. м = ЛмЛп^пом»
где /\'м — коэффициент максимума активной (реактивной) мощ-
ности; Рс.м — средняя активная (реактивная) мощность пред-
приятия за наиболее нагруженную смену; Ли — коэффициент ис-
пользования; Рном — номинальная активная (реактивная) мощ-
ность приемников предприятия, приведенная для электропремников
повторно-кратковременного режима к ПВ-1.
Значения всех отмеченных показателей должны приниматься
применительно к рассматриваемой ступени электроснабжения.
Номинальные мощности приемников принимаются в соответ-
ствии с требованиями технологического процесса предприятия.
Коэффициенты использования для групп приемников со сходным
режимом работы определяются заранее на действующих пред-
приятиях путем предварительного обследования и приводятся
в соответствующих справочниках.
В условиях действующего предприятия средняя нагрузка
за максимально загруженную смену определяется как частное
от деления потребления электрической энергии за максимально
нагруженную смену на ее продолжительность в часах. Под мак-
симально нагруженной понимается смена с наибольшим коэффи-
циентом загрузки, максимальное значение которого повторяется
не менее 5 раз в году.
В зависимости от элемента электроснабжения, для которого
определяется расчетная нагрузка, будут встречаться группы элек-
троприемников с разным режимом работы. В таких случаях оп-
ределяется групповой коэффициент использования активной (ре-
активной) мощности, который с достаточной для практических
расчетов точностью выражается следующим образом:
п
V р
ном
1
где п—число подгрупп электроприемников с разными режимами
работы, входящих в данную группу; Рс. м — средняя активная
(реактивная) мощность подгруппы за наиболее нагруженную
смену; РИОм— номинальная активная (реактивная) мощность
отдельных приемников каждой подгруппы, приведенная для элек-
троприемников повторно-кратковременного режима к ПВ-1.
Зная установленные мощности приемников (активные и ре-
активные) и коэффициенты их использования, можно рассчитать
среднюю нагрузку по каждому элементу электроснабжения. При
43
наличии разных групп приемников средняя нагрузка элемента
определяется как сумма средних нагрузок всех групп электропри-
емников.
Величина коэффициента максимума Дм для приемников всех
без исключения режимов работы определяется в зависимости от
группового коэффициента использования приемников, входящих
в группу, и их эффективного числа.
Под эффективным числом понимают такое число однородных
по режиму работы электроприемников одинаковой мощности,
которое обусловливает ту же величину расчетного максимума,
что и группа различных по мощности и режиму работы электро-
приемников. Его определяют как
где па — эффективное число приемников; РПом — номинальная
мощность приемников; п — число приемников.
Коэффициент максимума Л'м зависит от эффективного числа
приемников па и ряда коэффициентов, характеризующих режим
потребления электроэнергии данной группой приемников и яв-
ляется расчетной величиной. Для упрощения расчетов в [49] при-
ведены соответствующие таблицы и графики, с помощью которых
определяется значение Км-
Для элементов системы электроснабжения, которые имеют
постоянную времени нагрева 7'0>10 мин, т. е. для которых вре-
мя Тп.м может приниматься более 30 мин, коэффициент макси-
мума нагрузки пересчитывается по формуле
где Км' — пересчитанное значение коэффициента максимума, при
продолжительности 7,п.м>30 мин.
Наибольшие трудности возникают при определении эффек-
тивного числа приемников па. При наличии приемников одина-
ковой мощности эффективное число приемников /гэ равно факти-
ческому п. Если в группе пять и более электроприемников, то
допускается эффективное число приемников считать равным фак-
тическому, при условии, когда значение т, равное отношению
номинальной мощности наибольшего электроприемника группы
Еном, макс К МОЩНОСТИ Наименьшего приемника Дном. мип, не
превосходит значений, указанных в табл. 2-5.
В тех случаях, когда значение т не укладывается в пределы
табл. 2-5, а расчет по точной формуле затруднителен, эффектив-
ное число приемников определяют с помощью так называемого
относительного эффективного числа электроприемников, которое
равно
44
Т а Д л н ц а 2-5
Значения коэффициента использования
Групповой коэффициент использования Аи - - - 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 Свыше 0,8
т равно или меиее. . . 2.5 3.0 3,5 4.0 5,0 6,5 8.0 10.0 Не ограни- чивается
п, в свою очередь, зависит от величин:
И1 „ в Рном 1
П* “ '---- п Г л. =------
* и Р
ном
где «1 — число наибольших электроприемников в группе; РПом1—
суммарная номинальная мощность этих электроприемников;
Риом — суммарная поминальная мощность всей группы прием-
ников.
При этом выражение для относительного эффективного числа
в зависимости от указанных величии имеет следующий вид:
0,95
=----------------------
Р2 (1 — Р )2
1 — Я,
Таким образом, зная число и мощность наибольших приемни-
ков в группе, а также суммарное число и мощность приемников
и используя последнее выражение, можно определить относитель-
ное эффективное число па , а следовательно, и эффективное число
приемников
пэ = ппэ».
Для облегчения расчетов в [49] приводятся соответствующие
таблицы и графики.
При определении расчетных нагрузок на шинах трансформа-
торных подстанций применяют упрощенную методику расчета /гэ.
В частности, при большом числе питающих линий или при пита-
нии от одной подстанции нескольких цехов, расположенных
в разных зданиях, можно оперировать с мощностями условных
приемников. Для отдельных питающих линий, по которым ранее
были найдены значения 2_РПОм и па, мощности условных электро-
ирпемников принимаются равными:
р Рном
У — Пэ
Если отношение т наибольшего по мощности условного при-
емника к наименьшему для отдельных питающих линий будет
находиться в пределах данных табл. 2-5, то для подстанции
в целом величина ив будет равна сумме эффективного числа
приемников отдельных линий:
иэ = п32 -ф- пэз -ф- . . .
45
В противном случае величину пв находят указанным выше
способом. Рассматриваемый прием рекомендуется использовать
при расчете нагрузки на высших ступенях электроснабжения про-
мышленного предприятия. Для отдельных трансформаторов пли
подстанций, по которым были ранее найдены суммарные значе-
ния поминальных мощностей электроприемников ХРИОм и па,
определяются также мощности условных элсктропрпемников.
Если величина т находится в пределах табл. 2-5, то па для рас-
пределительной подстанции принимается равным сумме па от-
дельных трансформаторов или подстанции и т. д.
Таким образом, зная поминальные мощности и эффективное
число приемников, а также их коэффициенты использования,
можно определить величину расчетной нагрузки для любого эле-
мента системы электроснабжения промышленного предприятия
без применения каких-либо дополнительных понижающих коэф-
фициентов. Указанные расчеты ведутся параллельно для актив-
ных и реактивных нагрузок, что в итоге позволяет определить
полную мощность рассматриваемого элемента и системы элект-
роснабжения в .целом.
Приведенная методика не распространяется на специальные
установки, как, например, испытательные станции, контактную
сварку, промышленный электрический транспорт и т. д. Для оп-
ределения нагрузок отдельных мощных электроприемников
с фиксированным режимом работы должны использоваться ин-
дивидуальные показатели их работы.
Рассматриваемый метод пе лишен недостатков. Практически
применять метод сложно и трудоемко, особенно при определе-
нии величины коэффициента максимума. Вместе с тем нет уве-
ренности в необходимой точности расчетов нагрузки, так как
не известно точное значение коэффициента мощности за приня-
тый период расчетного тридцатиминутного максимума нагрузки.
В основу графиков и таблиц для определения 1\ш положен метод
упорядоченных диаграмм нагрузки, которые построены для ко-
эффициента загрузки электроприемппков, равного 0,8, что также
весьма условно. Исходной величиной рассматриваемого метода
является коэффициент использования Точность расчета в значи-
тельной мере зависит от степени достоверности числовых значе-
ний этого коэффициента, которые устанавливаются па основании
обследования действующих предприятий. Между тем расчетные
нагрузки определяются для систем электроснабжения новых
предприятий. Метод не содержит элемента прогнозирования на-
грузок и т. д. Наряду с уточнением рассмотренного метода по-
лучает дальнейшее признание так называемый статистический
способ [49], оспованный на оценке максимума нагрузки с исполь-
зованием теории вероятностей.
Из второй группы наибольшее распространение имеет метод
определения расчетной нагрузки с использованием коэффициента
спроса. В связи с этим отметим, что под коэффициентом спроса
Кс понимается отношение расчетной или потребляемой активной
мощности к номинальной (установленной) активной мощности
группы приемников. Тогда расчетная нагрузка определяется
п
Р макс — К с Р пом*
46
При этом величина Кс принимается постоянной, независимой
<> г числа электроприемнпков. Строго говоря, такое допущение
приемлемо лишь при достаточно высоких значениях коэффици-
ента использования электропрпемников и их количества. По су-
ществу этот метод является весьма приближенной оценкой вели-
чины нагрузки, а не способом ее расчета.
Значения коэффициента спроса в целом для различных групп
электроприемнпков, предприятий и отраслей производства опре-
деляются по опытным данным, а при проектировании принима-
ются по справочным материалам. В табл. 2-6 приведены значения
коэффициента спроса для характерных видов производства.
Таблица 2-6
Показатели нагрузки различных предприятий
Наименование производства Общезавод- ской коэффициент спроса Коэффициент МОЩНОСТИ в момент максимума Годовое число часов использования мак- симума нагрузки
реактив- ной активной
Химические заводы . . Заводы тяжелого маши- 0,28—0,48 0,82 6200 7000
нестроения 0,22 0,73 3770 4840
Заводы станкостроения Инструментальные за- 0,23 0,68 4345 4750
ВОДЫ Заводы шарикоподшип- 0,22 0,69 4140 4960
НИКОВ Заводы подъемно-транс- портного оборудова- 0,40 0,83 5300 6130
НИЯ 0,19 0,75 3330 3880
Автотракторные заводы Сельскохозяйственное 0,22 0,79 4960 5240
машиностроение . . 0,21 0,79 5330 4220
Приборостроение . . . 0,32 0,79 3080 3180
Авторемонтные заводы 0,20 0,65 4370 3200
Вагоноремонтные заводы Электротехнические за- 0,22 0,69 3560 3660
ВОДЫ Металлообрабатывающие 0,31 0,82 4280 6420
заводы . 0,3 0,87 4355 5380
В эту же группу входят способы расчета нагрузки по удель-
ным показателям производства. При заданном объеме выпуска
продукции и удельном расходе электроэнергии на единицу про-
дукции расчетная нагрузка может быть определена как
Р макс
ЭудМсМ
Т см
47
где эуд — удельный расход электроэнергии на единицу продук-
ции; Л1См — количество продукции, выпускаемой за смену; 7'см —
продолжительность наиболее загруженной смены.
В ряде случаев расчетная нагрузка может быть определена
по ее удельной плотности
Р — PF
где Ро — удельная нагрузка на 1 м2 производственной площади;
F — площадь размещения электроприемников, м2.
При решении вопросов развития системы электроснабжения
на определенную перспективу и отсутствии необходимых данных
следует базироваться на значениях 'существующей нагрузки. Для
ее определения на принятый расчетный срок можно воспользо-
ваться наблюдаемыми темпами увеличения электропотреблепия,
которые примерно соответствуют росту нагрузки при постоянном
числе часов использования максимума. Значение роста опреде-
ляется по отчетным данным предприятий.
2-4. Расчетные нагрузки коммунально-бытовых
потребителей
Определение расчетных нагрузок жилых зданий
базируется на методике [46]. В основе расчета ис-
пользуется нагрузка одного потребителя, в качестве
которого выступает семья или квартира, при посе-
мейном заселении домов. Для определения нагрузки
вышестоящих элементов системы электроснабжения
жилых квартир вводится понятие коэффициента од-
новременности.
Теоретические предпосылки рассматриваемого ме-
тода базируются на вероятностном подходе к вели-
чине расчетного максимума нагрузки. Разработке
нормированных значений нагрузки предшествовали
необходимые измерения в различных точках системы
питания жилых домов: на вводах в квартиры, на ле-
стничных стояках, вводах в дома, магистральных ли-
ниях низкого напряжения и сетевых трансформато-
рах. Результаты измерений обрабатывались методами
математической статистики: определялись распреде-
ление максимумов нагрузки и их характеристик
(в частности, средний максимум), среднеквадратич-
ные отклонения отдельных максимумов от их сред-
него значения, средние ошибки этих характеристик.
В результате было показано, что распределение
максимумов нагрузки согласуется с теоретическим
распределением. Наибольшие возможные максимумы
48
определялись, согласно (2-1), по правилу «три сиг-
ма», т. е. максимумы, вероятности которых менее
0,005, в расчет не принимались. Полученные таким об-
разом максимальные нагрузки, которые практически
имеют место 2—3 раза в год, были положены в ос-
нову соответствующих норм расчетных нагрузок для
жилых зданий.
Как указывалось, под величиной максимальной
нагрузки принималось значение максимума длитель-
ностью 30 мин, кроме вводов в отдельные квартиры,
где учитывались максимумы длительностью 15 мин,
из-за малых сечений проводов, применяемых в квар-
тирных сетях.
Периодические измерения, выполняемые в суще-
ствующих электрических сетях, позволяют системати-
чески корректировать нормированные значения на-
грузки. Действующие нормированные значения удель-
ной нагрузки при многоэтажной застройке для трех
вариантов электропотребления жилых квартир, опре-
деляемого видом очага для пищеприготовлення,
с квартирами посемейного- заселения жилой пло-
щадью около 30 м2, указаны в табл. 2-7.
Таблица 2-7
Удельные нагрузки квартир для расчета внешних
трехфазных сетей, кВт/квартиру
Количество квартир
X арактеристика
квартир
С газовыми плитами на
природном газе. . . .
С газовыми плитами на
сжиженном газе и
плитами на твердом
топливе .............
С электрическими пли-
тами ................
12 18 24
1,2 1,0 0,9
1,65 1,4 1,3
2,1 1,8 1,7
40 60 100 200 400 600 1000
0,7
1.0
1,4
0,59
0,9
1,2
0,49 0,45 0,42 0,41
0,8 0,67 0,62 0,6
1,1 0,88 0,82 0,79
0,39
0,57
0,76
Значения нагрузок являются приведенными, т. е.
установлены с учетом коэффициента одновременно-
сти, в зависимости от числа квартир. Поэтому рас-
четная электрическая нагрузка любого элемента
системы электроснабжения жилых домов, в завпси-
49
мости от числа квартир, питаемых от этих элементов,
равна
р —р п
где РКв — расчетная нагрузка рассматриваемого эле-
мента сети, кВт; п— число квартир, питаемых от дан-
ного элемента; Рквуд— удельная нагрузка по табл.
2-7, соответствующая числу квартир п, кВт/квартпру.
Нагрузки табл. 2-7 относятся к зимнему вечер-
нему максимуму. При определении величины утрен-
него или дневного максимума нагрузки учитываются
понижающие коэффициенты: для квартир с га-
зовыми плитами на природном газе—0,5, для осталь-
ных квартир —0,9. При определении расчетных на-
грузок жилых домов с комнатным расселением семей
в квартире к значениям табл. 2-7 вводятся следую-
щие коэффициенты: в жилых домах с плитами на га-
зовом и твердом топливе—1,5, с электрическими пли-
тами— 1,25.
Расчетные значения табл. 2-7 учитывают только
осветительную и бытовую нагрузку квартир, а на
вводе в жилые дома также осветительную нагрузку
общедомовых электропрнемников и нагрузку встроен-
ных в жилые дома торговых и общественно-комму-
нальных учреждений. В случае использования в квар-
тирах кондиционеров, электрических водонагревате-
лей и электрического отопления, расчетные нагрузки
жилых домов следует определять по особой методике.
Силовая нагрузка общедомовых электропрнемни-
ков, включая лифты, определяется самостоятельно,
с учетом соответствующих коэффициентов спроса и
мощности. В результате расчетная нагрузка, приве-
денная к вводу жилого дома, который не имеет встро-
енных учреждений, определяется как сумма нагрузки
квартир и силовой нагрузки общедомовых приемни-
ков
Р = р щ ь V Р
£ ж. Д 1 КВ “ 'Ч М 1 I
где Р)К.д —нагрузка жилого дома, приведенная к его
вводу; Рс— силовая нагрузка общедомовых устано-
вок; k„. м— коэффициент, учитывающий участие си-
ловых установок в максимуме нагрузки квартир, рав-
ный 0,9.
50
Для выбора параметров электрических сетей жи-
лых домов необходимо знать полную нагрузку. В об-
щем виде она равна
д = V(Л<в + К. м3 ?cf + (ЛоЛбФкв + К. м I /МйФе)2.
где tgqjKB и tgc — коэффициенты, характеризующие
нагрузку квартир и общедомовых электроприемни-
ков, соответственно. Значения коэффициента мощно-
сти приведены в табл. 2-8.
Таблица 2-8
Значения коэффициентов мощности электроприемников
жилых зданий
Наименование элсктроприемника Вечерний максимум нагрузки Дневные и утренние часы
Квартиры с плитами на природном газе 0,9 0,8
Квартиры с электрическими плитами и плитами на твердом топливе и сжижен- ном газе 0,95 0,85
Насосы водоснабжения, вентиляторов и других санитарно-технических уст- ройств 0,8 0,8
Лифтовые установки 0,6 0,6
Кроме домов, в жилых районах городов распола-
гаются учреждения и предприятия общественно-ком-
мунального характера, нагрузка которых определя-
ется, как правило, индивидуально, в процессе разра-
ботки проектов их внутреннего электрооборудования.
Нагрузки, приведенные к вводу указанных потреби-
телей, определяются преимущественно с использова-
нием метода коэффициента спроса, значения которого
принимают по опыту проектирования.
В [18] приведены ориентировочные значения на-
грузок для рассматриваемой группы потребителей
(магазины, школы, детские учреждения, больницы
и т. п.), в зависимости от их производственных пока-
зателей, а также значения коэффициентов мощности
и участия нагрузки рассматриваемых учреждений
в дневном и вечернем максимуме нагрузки электри-
ческих сетей.
51
Характер электропотребления, который опреде-
ляет величину расчетного максимума нагрузки и
время его наступления в течение суток, жилых и об-
щественно-коммунальных зданий является различ-
ным. Последнее при определении расчетных нагрузок
учитывается с помощью так называемого коэффици-
ента несовпадения максимумов, физическое содержа-
ние которого рассматривается далее. В результате,
например, при наличии в жилом доме встроенного
предприятия или учреждения расчетная нагрузка на
вводе в жилой дом получается равной
2L Д Рж. Д “Ь ^И. М^общ!
где — суммарная нагрузка на вводе жилого
дома с встроенным предприятием; Л>бщ~ нагрузка
предприятия; k„. м-—коэффициент участия максиму-
ма нагрузки встроенного предприятия в максимуме
нагрузки жилого дома.
Аналогичным образом определяется расчетная на-
грузка элемента системы электроснабжения, который
используется для питания смешанной нагрузки, т. е.
жилых домов и общественно-коммунальных пред-
приятий.
В общем случае полная расчетная нагрузка, при-
веденная к рассматриваемому элементу городской
электрической сети, должна определяться с учетом
коэффициентов участия — kHM и tg фОбщ, — характер-
ных для нагрузки каждого из рассматриваемых ком-
мунально-бытовых потребителей.
На стадии предварительных расчетов можно
пользоваться укрупненными нормативами, приведен-
ными в табл. 2-9, где указаны суммарные удельные
нагрузки современных жилых районов, приведенные
к шинам ТП, при обеспеченности жилой площадью
9 м2 на 1 человека. При определении суммарных на-
грузок учитывались нагрузки жилых домов и обще-
ственно-коммунальных учреждений, предусматрива-
емых в селитебных зонах городов при многоэтажной
застройке, согласно [30].
Расчетные нагрузки специальных силовых устано-
вок коммунального характера, как-то: водопровода,
канализации, электрифицированного транспорта,
АТС и т. д. определяются в соответствии с ведомст-
52
Таблица 2-9
Удельные расчетные нагрузки жилых и общественных
зданий, приведенные к шинам ТП, отнесенные к 1 м2
общей жилой площади, Вт/м2
Доля жилых домов повышенной этажности, % Микрорайон Жилой район
Дома с газовыми плитами Дома с электриче- скими плитами Дома с газовыми плитами Дома с электриче- скими плитами
0 12,0 21,1 13,4 22,8
20 12,4 21,6 13,8 23,3
50 13,1 22,2 14,5 23,9
100 14,2 23,2 15,6 25,0
венными указаниями. Достаточно часто используются
удельные показатели, характеризующие технологиче-
скую часть этих установок.
2-5. Определение расчетной нагрузки элементов
системы электроснабжения
Произвольное размещение потребителей па терри-
тории города предопределяет использование отдель-
ных элементов электрических сетей для совместного
питания различных потребителей. Результирующая
нагрузка таких элементов не может быть определена
простым суммированием нагрузок отдельных потре-
бителей. Следует учитывать характер электропотреб-
ления каждого из рассматриваемых потребителей.
При этом имеется в виду, что максимум нагрузки по-
требителей будет не в одно и то же время. Напри-
мер, максимум нагрузки промышленных потребите-
лей отмечается утром, в 11—12 ч, максимум бытовых
потребителей приходится на вечер, около 20 ч. При
расчете нагрузки это обстоятельство должно быть уч-
тено во избежание необоснованного удорожания си-
стемы. Несовпадение максимумов нагрузок отдельных
потребителей создает условия для более эффектив-
ного использования отдельных элементов электро-
53
снабжения. ПУЭ в § 1-2-17 рекомендуют электропи-
тание всех видов городских потребителей произво-
дить совместно, путем создания единой системы рас-
пределения энергии на всех ступенях электроснабже-
ния [32].
В результате при определении расчетных нагрузок
ТП, РП, распределительных и питающих линии 6—-
10 кВ, подстанций 35—ПО кВ и соответствующих
электрических сетей необходимо учитывать не только
величину нагрузки каждого индивидуального потре-
бителя, но также ее характер. Последнее может быть
произведено путем совмещения графиков нагрузки
всех потребителей рассматриваемого элемента элек-
троснабжения. Однако такой метод практически не
применяется из-за большой трудоемкости. К тому же
при проектировании не всегда достаточно известен ха-
рактер нагрузки одних потребителей, а других — ус-
тановлен весьма приближенно. Поэтому определение
расчетной нагрузки в таких случаях производится,
как правило, с использованием так называемого ко-
эффициента несовпадения максимумов. В литературе
встречаются иные названия, как, например, коэффи-
циент участия, разновременности максимумов и т. д.
Существо рассматриваемого коэффициента,
а следовательно, метода расчета результирующей на-
грузки с его использованием поясняется рис. 2-1, на'
котором приведены графики нагрузки двух потребите-
лей, с максимумами Рмакы и РмаКс2, а также совме-
щенный график нагрузки, имеющий максимум Рмакг-
Из приведенных характеристик видно, что результи-
рующий максимум нагрузки, который следует при-
нять в качестве расчетного, определяется как сумма:
Р — Р i ь р
2 макс 1 макс2 Тпн. м1 макс!»
где kKM — коэффициент несовпадения максимумов
нагрузки. Коэффициент k„M учитывает нагрузку рас-
сматриваемого потребителя в момент максимума на-
грузки потребителя, формирующего результирующий
максимум нагрузки данного элемента электроснабже-
ния. Рисунок 2-1 показывает, что несовпадение мак-
симумов выравнивает суммарный график нагрузки.
Чем больше смещение максимумов составляющих
нагрузок, тем эффективнее выравнивание суммарного
54
графика. Только при совпадении максимумов, т. е.
при коэффициенте несовпадения, равном единице,
совмещенный максимум будет равен сумме максиму-
мов составляющих нагрузок.
Последнее подтверждает целесообразность ис-
пользования элементов электроснабжения для пита-
ния потребителей с разным характером нагрузки.
Выравнивание суммарной нагрузки определяет мень-
шую пропускную способность рассматриваемого эле-
Рис. 2-1. График суммарной нагрузки
мента сети по сравнению с пропускной способно-
стью элементов при самостоятельном питании раз-
ных групп потребителей.
Значения коэффициента несовпадения опреде-
ляются характером нагрузки потребителей и могут ко-
лебаться в заметных пределах. Трудность точного
определения этих коэффициентов заключается в их
относительном характере (имеются в виду нагрузки
конкретных потребителей, между которыми рассмат-
ривается несовпадение). Например, максимум на-
грузки распределительных сетей до 1000 В опреде-
ляется, как правило, бытовой нагрузкой, поэтому
расчетные нагрузки на вводах таких потребителей,
как детские и лечебные учреждения, магазины и т. д.,
при отнесении этих нагрузок к рассматриваемому
55
элементу электроснабжения (магистральные липни
до 1000 В, трансформаторы) должны учитываться
с соответствующим коэффициентом несовпадения.
Значительно упрощаются расчеты, когда значения
коэффициентов несовпадения определены для утрен-
него и вечернего максимума. В этом случае в ка-
честве исходного принимается потребитель с макси-
мальной нагрузкой, по отношению к которому все
остальные учитываются с соответствующим коэффи-
циентом несовпадения. В сомнительных случаях сум-
марную нагрузку определяют для утреннего и вечер-
него максимумов и для последующих расчетов прини-
мают большую из полученных величин. Примерные
значения коэффициентов для некоторых городских
предприятий указаны в табл. 2-10.
Таблица 2-10
Коэффициенты несовпадения максимумов
Наименование предприятия Осветительная нагрузка Силовая нагрузка
вече- ром утром вече- ром утром
Продовольственные магазины 0,9 0,8 0,8 0,9
Столовые . , . . 0,9 0,8 0,8 0,9
Школы (односменные) 0,3 0,9 0,35 0,9
Промтоварные магазины . . . 0,8 0,8 0,8 0,8
Парикмахерские . 1,0 0,9 0,6 0,9
КБО и ателье 0,2 0,9 0,2 0,8
Детские ясли-сады ..... 0,9 0,9 0,3 0,9
Поликлиники 0,9 0,9 0,9 0,7
Больницы .... ... 1,0 0,8 0,5 0,9
Таким образом, определение расчетной нагрузки
отдельных элементов электроснабжения по рассматри-
ваемому методу зависит от правильного выбора коэф-
фициентов несовпадения максимумов для разных
групп потребителей. Особое внимание следует уде-
лять оценке коэффициентов на низших ступенях
электроснабжения, т. е. для элементов, расположен-
ных ближе к потребителю. На высших ступенях
ошибки в определении коэффициента несовпадения
будут в меньшей степени сказываться на значении
расчетной нагрузки.
56
При наличии значений /гн. Л1 расчет совмещенного
максимума может выполняться двумя способами.
В первом случае устанавливается потребитель, фор-
мирующий максимум нагрузки, и по отношению
к этому потребителю нагрузки остальных потребите-
лей учитываются с соответствующим коэффициентом
несовпадения, т. е. совмещенный максимум будет
равен:
^*макс. о ^н. м Гамаке 1 ^"н. м 2^*макс 2 3~ • • >
где Рмакс.о — максимум нагрузки основного потреби-
теля.
Рис. 2-2. Значения коэффициента несовпадения
максимумов
Во втором случае совмещенная расчетная на-
грузка определяется как сумма составляющих макси-
мумов с введением общего коэффициента несовпа-
дения:
п
РkH м Вмаксг-.
1
Значения k„.M принимаются по характеристикам
рис. 2-2 в зависимости от соотношения суммарных на-
грузок однотипных групп потребителей и коэффици-
ента несовпадения составляющей нагрузки. Напри-
мер, отношение суммарных нагрузок потребителей
равно 1,6. Если коэффициент несовпадения для на-
грузки с меньшим максимумом составляет 0,6, то,
согласно рис. 2-2, общий коэффициент максимума
равен 0,85.
57
Согласно рекомендациям МЭИ и МНШ1ТЭП оп-
ределение результирующей нагрузки питающих и рас-
пределительных линий 6—10 кВ производится сум-
мированием нагрузок ТП с учетом так называемого
коэффициента совмещения расчетных максимумов,
размер величины которого зависит от количества ТП,
присоединенных к рассматриваемому элементу рас-
пределительной сети 6—10 кВ (табл. 2-11).
Таблица 2-11
Значения коэффициентов совмещения расчетных максимумов
Состав потребителей Количество ТП
ДО 5 6—10 11—20 21—40 более 40
Жилые и общественные здания Смешанная однородная на- 0,90 0,89 0,87 0,86 0,85
грузка Смешанная неоднородная на- 0,85 0,75 0,72 0,68 0,67
грузка 0,78 0,70 0,65 0,63 0,62
Как правило, одновременно с расчетом активной
нагрузки определяют реактивную составляющую, что
в итоге позволяет установить полную нагрузку для
любого элемента системы электроснабжения. Такого
рода расчеты можно производить с упрощениями.
Одно из них определяется тем обстоятельством, что
коэффициенты мощности нагрузки характерных групп
городских потребителей незначительно отличаются
друг от друга. Следовательно, результирующая пол-
ная нагрузка рассматриваемого элемента системы
может определяться суммированием полных нагрузок
отдельных потребителей без учета активной и реак-
тивной составляющих этих нагрузок, т. е. с помощью
выражения
^рез ^макс! “F 2Лн. м^максп
где Зрез — результирующая полная нагрузка; Змакс1 —
полная нагрузка потребителя, формирующего макси-
мум нагрузки рассматриваемого элемента; kR,M и
3Макс i — показатели нагрузки остальных потреби-
телей.
58
Возможная ошибка от рассматриваемого допуще-
ния при наличии двух групп потребителей опреде-
ляется выражением
А = I l+k — 1 \ 100 %,
\ I 1 + k2 + 2k cos (<Pi — <p2) у
где Д — величина ошибки, %; k — отношение нагру-
зок рассматриваемых групп потребителей; coscpi
и cos фг — коэффициенты мощности нагрузки потреби-
телей. Максимальная ошибка будет наблюдаться при
равенстве нагрузок, т. е. при /г = 1. Если принять
крайний случай, полагая cos<pi = 0,95 и cosq)2=0,75,
то значение ошибки составит Д = 3%. Последнее под-
тверждает рассматриваемое допущение, поскольку
реальные системы электроснабжения имеют различ-
ные сочетания значений нагрузки и их коэффициен-
тов мощности.
Для городских распределительных сетей 6—10 кВ
полные нагрузки определяются с использованием
средних значений коэффициента мощности для сети
в целом. Значения таких коэффициентов для вечер-
него максимума принимаются:
0,9—в микрорайонах и районах, где жилые дома и обществен-
ные предприятия оборудованы газовыми плитами;
0,91 — в микрорайонах и районах, где жилые дома оборудованы
газовыми плитами, а общественные предприятия — элек-
троплитами;
0,94 — в микрорайонах и районах, где жилые дома и обществен-
ные предприятия оборудованы электроплитами.
Для иллюстрации на рис. 2-3 показан пример оп-
ределения расчетных нагрузок элементов городской
системы электроснабжения. Нагрузка каждого потре-
бителя выражается в кВ-А с использованием соответ-
ствующего коэффициента мощности.
В частности, для жилого дома coscp = 0,92, для
продовольственного магазина 0,75, столовой 0,97,
школы 0,95.
Коэффициенты несовпадения максимумов полагая,
что максимум распределительной сети имеет место
вечером, приняты следующие: для продовольственного
магазина /еп.м=1,0, столовой 0,8, школы 0,3. Расчет
нагрузки элементов распределительной сети 6—10 кВ
выполнен с применением коэффициента 0,9.
59
Рис. 2-3. Расчетные нагрузки по элементам системы
Как следует из рис. 2-3, к шинам 10 кВ ЦП, кроме
нагрузки городской распределительной сети, равной
9693 кВ-А, присоединена сеть промышленных пред-
приятий с расчетным максимумом 37 600 кВ А. Рас-
чет результирующей нагрузки ЦП выполнен примени-
тельно к утреннему максимуму, что учитывается коэф-
фициентом несовпадения 0,6 применительно к на-
грузке распределительной сети.
60
ГЛАВА ТРЕТЬЯ
НАДЕЖНОСТЬ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
3-1. Исходные положения и классификация
электроприемников
Невзирая на многочисленные работы, проблема на-
дежности электроснабжения не имеет законченного
решения. Ряд принципиальных положений, включая
само определение надежности, остаются дискуссион-
ными.
До недавнего времени проблема надежности огра-
ничивалась вопросами обеспечения передачи потреби-
телю заданного количества электрической энергии
в рассматриваемый промежуток времени. С этой
целью изучались закономерности появления различ-
ных нарушении в системе электроснабжения, на ос-
нове которых имеется возможность получить показа-
тели надежности. Эти показатели в совокупности
с величиной народнохозяйственного ущерба позво-
ляют в принципе оптимизировать надежность, что яв-
ляется решением проблемы.
Последние работы расширяют поставленную проб-
лему. В понятие надежности включают не только ко-
личественные показатели подаваемой энергии, но
также ее качественные характеристики, имея в виду
обеспечение требуемого уровня напряжения, частоты
и т. п. В общем виде указанное определение пред-
ставляется достоверным, так как надежность можно
рассматривать как характеристику качества электро-
снабжения.
Такой подход значительно расширяет проблему
надежности. Если рассмотреть технические мероприя-
тия, обеспечивающие количественные и качественные
характеристики поставляемой энергии, то можно
утверждать, что решение вопросов, связанных с обес-
печением этих характеристик, может произво-
диться в подавляющем числе случаев независимо
друг от друга. При этом имеется в виду, что средства,
обеспечивающие количественные показатели подавае-
мой энергии, являются основными элементами (линии,
трансформаторы) системы электроснабжения. Эти
61
элементы определяют технико-экономические показа-
тели системы при ее оптимизации.
Между тем средства, обеспечивающие качествен-
ные характеристики энергии и прежде всего уровни
напряжения, не являются основными элементами си-
стемы электроснабжения. Если в первом случае в ре-
зультате учета необходимой степени резервирования
электроснабжения определяется глобальный оптимум
системы, то во втором случае речь идет о решении
частной задачи, например о выборе рационального
способа регулирования напряжения при заданных оп-
тимальных параметрах системы электроснабже-
ния [23].
В связи с отмеченным в дальнейшем, рассматри-
вая вопросы надежности, ограничиваемся проблемой
обеспечения потребителей необходимым количеством
электрической энергии в соответствии с заданным гра-
фиком ее потребления, т. е. вопросами выбора рацио-
нальной степени резервирования электроснабжения.
Такой подход широко отражен в литературе [46].
Требуемый уровень надежности электроснабжения
промышленных потребителей определяется особен-
ностями их технологического процесса. При этом
в случае технико-экономической оценки надежности
следует учитывать условия резервирования в техноло-
гической части предприятий, т. е. рассматривать си-
стему электроснабжения и технологический процесс
как единое целое.
Однако методика такого рода расчетов не разра-
ботана и вряд ли она будет касаться вышестоящих
ступеней систем электроснабжения, предназначенных
для питания совокупности потребителей.
При решении поставленной проблемы возможны
два подхода, в частности, расчет надежности на ос-
нове натуральных показателей и оптимизация надеж-
ности с использованием стоимостных характеристик,
путем сопоставления затрат на надежность с предот-
вращением народнохозяйственного ущерба, возникаю-
щего из-за перерывов электроснабжения.
Следует подчеркнуть, что регламентированная ме-
тодика расчета надежности, как на основе натураль-
ных показателей, так и с использованием стоимостных
характеристик, невзирая на многообразие опублпко-
62
ванных работ, до настоящего времени отсутствует.
Но этой причине при проектировании систем электро-
снабжения следует использовать соответствующие ре-
комендации ПУЭ и других нормативных документов
|32, 42, 43].
Согласно ПУЭ [32], выбор надежности электро-
снабжения регламентируется применительно к элек-
тропрпемникам потребителей. При этом под потреби-
телем понимается предприятие или организация, име-
ющие комплекс электроприемнпков, в то время как
приемником называется электрооборудование (элек-
тродвигатель, преобразователь, светильники и т. и.),
потребляющее или преобразовывающее электро-
энергию.
Все виды электроприемииков по надежности их
электроснабжения делятся ПУЭ на три категории.
При создании системы электроснабжения конкретного
потребителя, питание каждой группы электропрпем-
ников должно рассматриваться самостоятельно. Учи-
тывая многообразие электроприемииков, классифика-
ция их в ПУЭ не может не носить общего характера.
Последнее порождает определенные затруднения при
установлении категорий некоторых электроприемни-
ков. Основным условием рационального решения во-
просов электроснабжения потребителей является под-
робное знание технологии производственного процесса
потребителей, а также последствий нарушения пита-
ния отдельных электроприемииков и потребителей
в целом.
Практика проектирования показывает, что необхо-
димо критически оценивать требования технологов
к надежности электроснабжения отдельных электро-
приемников. При этом следует учитывать степень ре-
зервирования в технологической части потребителей.
Встречаются случаи, когда заведомо завышаются тре-
бования к надежности электроснабжения с целью пе-
рестраховки резервных технологических связей, имея
в виду недостаточный уровень эксплуатации произ-
водственного процесса.
К I категории относятся электроприемники, нару-
шение электроснабжения которых может повлечь за
собой опасность для жизни людей, повреждение уни-
кального оборудования, расстройство сложного тех-
63
нологического процесса, нарушение особо важных
элементов городского хозяйства (ПУЭ, § 1-2-27).
Электропрпемникп I категории должны обеспечи-
ваться электроэнергией от двух независимых источни-
ков питания, и перерыв их электроснабжения может
быть допущен лишь на время автоматического ввода
резервного питания. При этом не выдвигается требо-
вание об использовании в качестве второго независи-
мого источника питания обязательно источника, при-
надлежащего энергосистеме (электростанции, пони-
жающей подстанции). При небольшой мощности
приемников в качестве такого источника могут быть
использованы передвижные электростанции, аккуму-
ляторные батареи и т. д., а также связи па низшем
напряжении от ближайшего пункта, имеющего неза-
висимое питание (ПУЭ, § 1-2-28).
Решение этого вопроса обязательно должно под-
крепляться соответствующими технико-экономиче-
скими. расчетами.
Следует отметить, что независимым называется
источник питания данного объекта, на котором сохра-
няется напряжение при исчезновении его на других
источниках (ПУЭ, § 1-2-7). К числу независимых
источников питания относятся распределительные
устройства двух электростанций или подстанций,
а также секции сборных шин электростанции или под-
станции при одновременном соблюдении следующих
условий:
1) каждая из секций, в свою очередь, имеет пита-
ние от независимого источника;
2) секции не связаны между собой или имеют
связь, автоматически отключаемую при нарушении
нормальной работы одной из секции.
Таким образом, один центр питания в ряде слу-
чаев можно рассматривать не как один, а как не-
сколько независимых источников питания, по числу
секций РУ 6—10 кВ центра питания. Количество сек-
ций, которые могут рассматриваться в качестве неза-
висимых источников, определяется местными особен-
ностями центра питания. Эти особенности необходимо
каждый раз тщательно анализировать, во избежание
необоснованного удорожания систем электроснабже-
ния приемников I категории.
64
К 11 категории относятся приемники, перерыв
и электроснабжении которых связан с массовым не-
доотпуском продукции, простоем рабочих, механизмов
п промышленного транспорта, нарушением нормаль-
ной деятельности значительного количества городских
жителей. Для приемником II категории допустимы пе-
рерывы электроснабжения на время, необходимое для
включения резервного питания действиями дежурного
персонала. Их питание может предусматриваться от
одного источника. Ввод резервного питания может
осуществляться неавтоматически. Допускается пита-
ние рассматриваемых приемников по одной воздуш-
ной ЛЭП, учитывая их высокую надежность, и от од-
ного трансформатора, при наличии централизованного
резерва последних.
Для приемников III категории, к которым отно-
сятся все остальные электроприемники, допускаются
перерывы электроснабжения на время, необходимое
для ремонта или замены поврежденного элемента си-
стемы электроснабжения, но не свыше одних суток.
Определяющим фактором, влияющим на выбор
системы электроснабжения конкретного потребителя,
является удельный вес электроприемников разных ка-
тегорий. Например, по проекту одного из крупных ме-
таллургических заводов приемников первой категории
было 15%, второй — 80% и третьей —5%. Следова-
тельно, схема питания, объем резервных элементов,
используемые средства автоматики и другие вопросы
системы электроснабжения данного завода должны
быть выполнены с учетом указанного распределения
приемников по категориям. В частности, резервное
питание от второго независимого источника должно
быть предусмотрено только для нагрузок первой кате-
гории, т. е. на 15% суммарной потребляемой мощно-
сти завода. Приемники третьей категории, мощность
которых составляет 5%, резервным питанием могут
не обеспечиваться и на случай нарушений нормаль-
ного режима работы системы электроснабжения за-
вода можно предусматривать их автоматическое от-
ключение.
При дифференцированном подходе к электроснаб-
жению приемников разных категорий могут возник-
нуть трудности при осуществлении системы их
3 В. А. Козлов
65
совместного питания, так как электроприемниКИ
всегда смешаны на территории предприятия и их
разделение может быть затруднено. Поэтому в каж-
дом конкретном случае следует искать рациональные
решения для местных условий.
Особое внимание следует уделять электроприем-
никам I категории, системы питания которых явля-
ются наиболее дорогими. Электроснабжение приемни-
ков должно сохраняться при повреждении любого
элемента системы, включая выход из работы одного
нз источников питания. При использовании источни-
ков энергосистемы необходимо дублирование всех
элементов системы электроснабжения, начиная от
ввода к приемнику, включая РУ 6—10 кВ источников.
Особые требования при этом предъявляются
также к конструктивному выполнению сетевых соору-
жений.
С целью обоснованного отнесения приемников к I
категории следует тщательно анализировать послед-
ствия возникновения нарушений в системе их элек-
троснабжения для народного хозяйства, учитывая
весьма редкие случаи выхода из работы источников
питания. Также тщательно следует производить вы-
бор независимого источника питания, имея в виду
возможность использования для этих целей автоном-
ных источников.
Для приемников II категории, согласно ПУЭ, пре-
дусматривается резервное питание, автоматический
ввод которого не является обязательным. Между тем
известно, что основная часть затрат при сооружении
резервного питания потребителей определяется стои-
мостью осуществления основных резервных элемен-
тов: линий, трансформаторов и т. д. Затраты на соз-
дание автоматических устройств для ввода резервного
питания, как правило, незначительны. Поэтому пред-
ставляется целесообразным использовать такие уст-
ройства в системах электроснабжения приемников
II категории во всех случаях, если применение этих
устройств не требует дополнительных резервных эле-
ментов в системе электроснабжения, по сравнению
с использованием ручного ввода резервного питания.
Последнее значительно увеличивает надежность элек-
троснабжения потребителей.
66
При создании системы электроснабжения и рас-
смотрении условий резервирования на разных ступе-
нях системы, следует различать отдельный приемник
и совокупность приемников одной категории. Это об-
стоятельство касается приемников III категории, так
как при их большом объеме и значительной мощно-
сти в составе рассматриваемого потребителя они
в ряде случаев могут относиться по надежности элек-
троснабжения к приемникам II категории. При этом
имеется в виду, что совокупность приемников требует
более высокой надежности электроснабжения, так как
перерывы в их питании будут равным образом связа-
ны с массовым недоотпуском продукции, простоем ра-
бочих и другими признаками, характеризующими при-
емники второй категории.
При использовании в системах электроснабжения
кабелей не всегда могут быть выполнены требования
ПУЭ о допустимом времени отключения приемников
III категории, так как ремонт кабелей может продол-
жаться более суток, что предопределяет резервирова-
ние кабельных линий. Последнее увеличивает надеж-
ность электроснабжения приемников.
Для промышленных потребителей в ПУЭ дано
только общее определение категорий электроприем-
ников. Конкретная классификация с отнесением при-
емников к той или иной категории по надежности
электроснабжения, содержится в общестроительных
правилах и нормах отдельных отраслей промышлен-
ности. При отсутствии такой классификации катего-
рирование следует производить, учитывая технологи-
ческий процесс потребителя и последствия из-за воз-
можного нарушения его электроснабжения.
Перечисление электроприемников общественно-
коммунального характера содержится в [43]. В дан-
ном случае категорируются не только отдельные элек-
троприемники, а также комплексы приемников. На-
пример, школы и детские учреждения, жилые дома
выше 5 этажей и т. и. являются в целом приемниками
II категории.
При решении вопросов электроснабжения прием-
ников I категории рассматриваемой группы потреби-
телей также рекомендуется учитывать технологию
производства учреждений и последствия для жизни
3*
67
города при нарушениях их электроснабжения. В ча-
стности, к приемникам I категории больниц относятся
только операционные помещения, что позволяет
в ряде случаев отказаться от использования для элек-
троснабжения больниц второго независимого источ-
ника электроснабжающей организации, так как элек-
тропромышленностью выпускаются специальные
бестеневые светильники, предназначенные для осве-
щения операционного поля при хирургических опера-
циях. Они имеют блок аварийного питания, включаю-
щий аккумулятор, реле напряжения и зарядное уст-
ройство. При исчезновении напряжения в основной
сети светильник автоматически переключается на пи-
тание от аварийного блока. Система электроснабже-
ния операционных усложняется, если в них имеются
средства реанимации больных.
Согласно § VII-2-12 ПУЭ, к приемникам I кате-
гории зрелищных предприятий в зависимости от их
пропускной способности принадлежат аварийное ос-
вещение и пожарные насосы. При этом аварийное ос-
вещение предназначается только для эвакуации лю-
дей при очень сниженных требованиях к освещенности
основных проходов. В результате величина нагрузки
рассматриваемых предприятий, которая относится
к приемникам I категории, составляет часть суммар-
ной. При таком подходе система электроснабжения
зрелищных предприятий значительно удешевляется.
При рассмотрении потребителей общегородского
значения к приемникам I категории следует относить
только те объекты, остановка которых ведет к рас-
стройству жизни всего города, имея в виду централь-
ные канализационные и водопроводные станции, АТС,
радио и телевизионные станции. Питание сходных по
технологии приемников, остановка которых затраги-
вает только часть города, можно предусматривать от
одного источника, т. е. относить эти приемники ко II
категории. Учитывая достаточно ответственный харак-
тер таких установок и их малочисленность в составе
города, можно рекомендовать в системах их электро-
снабжения использовать автоматический ввод резер-
вного питания.
При рассмотрении условий электроснабжения го-
родского электрифицированного транспорта и радио-
68
трансляционных узлов необходимо учитывать воз-
можность резервирования указанных объектов по
внутренним коммуникациям. В частности, преобразо-
вательных подстанций по тяговой сети, усилительных
станций по резервной трансляционной сети. В резуль-
тате питание от двух источников может потребо-
ваться только для некоторых тяговых и усилитель-
ных подстанций.
Для приемников II категории рекомендации ПУЭ
допускают упрощения систем их электроснабжения.
Например, возможен отказ от резервирования транс-
форматоров и воздушных ЛЭП, использование в ава-
рийных случаях временных перемычек на стороне
низшего напряжения шланговым проводом, протя-
женностью до 50 м. Такими проводами, как правило,
оснащены дежурные бригады городских сетей.
В районах новой застройки города, как правило,
потребители I категории составляют 10—15%, II ка-
тегории—50—60% и III категории—20—40% суммар-
ной, т. е. мощность потребителей I и II категорий
составляет от 60 до 80% суммарной нагрузки района.
В таких условиях может быть рациональна полная
автоматизация городских распределительных сетей
6—10 кВ. Согласно [43 § 4.31], такие сети допустимы
в том случае, когда их применение приводит к уве-
личению приведенных затрат пе более чем на 5%.
Использование данной рекомендации позволяет обос-
новать осуществление распределительных сетей по
совершенным схемам, путем сравнения их технико-
экономических показателей с показателями петлевых
сетей. В заключение отметим, что чем выше рассмат-
риваемая ступень системы электроснабжения, 'тем
большие требования предъявляются к надежности
питания. Так, например, совокупность городских по-
требителей с общей нагрузкой от 400 кВ-А до
10 MB-А относится к приемникам II категории, выше
10 МВ-А — к приемникам I категории.
3-2. Расчеты надежности
Расчет надежности, как правило, производится с рядом уп-
рощении, рассматривая состояние каждого отдельного элемента
системы электроснабжения, как простое случайное событие. Счи-
69
тается, что потоки таких событий (отказ, восстановление) яв-
ляются ординарными, т. е. вероятность совмещения двух или
более событий в один и тот же момент времени настолько мала,
что такое совмещение является невозможным. Принимается
также, что рассматриваемые потоки относятся к потокам без
последствия, т. е. для любых неперекрывающихся интервалов
времени число событий, появляющихся в одном из них, не за-
висит от числа событий, появляющихся в другие интервалы.
Ординарные потоки без последствия называются пуассонов-
скими потоками. При этом считается, что потоки рассматривае-
мых событий, применительно к электрическим сетям, являются
стационарными, т. е. вероятностный режим потока не изменяется
во времени. Это предположение представляется обоснованным,
в том числе для городских сетей, которые выполняются преиму-
щественно с помощью кабельных линий, для которых практиче-
ски отсутствует период приработки, а также сезонная нестацио-
нарность.
В результате определяются следующие показатели надежно-
сти. Закон Пуассона
Pk = ^k\~ ехр < = ехр < —
где Pk(t)—вероятность иметь k — событий за время f; со — па-
раметр потока отказов или удельная повреждаемость оборудова-
ния, представляющая собой математическое ожидание числа от-
казов на единицу оборудования в единицу времени; X — интен-
сивность потока отказов.
Из условия стационарности и ординарности потока следует
w = X=const. Вероятность отсутствия события за время t, рав-
ная /’о(0==ехР(—wf), будет являться вероятностью безотказной
работы элемента электроснабжения R(t) в случае рассмотрения
потока отказов.
В свою очередь вероятность отказа элемента
Q (0 = 1 — /?(/) = ! — ехр ( — со/).
Средняя наработка на отказ или среднее время безотказной
работы (периодичность отказов) представляет собой математиче-
ское ожидание времени работы между отказами и будет равна
Тср = М [7] = — = — .
р Xю
В свою очередь математическое ожидание числа отказов на
интервале времени t
а = cot
Поток восстановлений характеризуется аналогично с пото-
ками отказов.
Из приведенных соотношений следует, что основные показа-
тели отказов оборудования описываются экспоненциальным за-
коном. Поток восстановлений характеризуется аналогично.
Каждая система электроснабжения состоит из ряда элемен-
тов» по этой причине ее состояние относится к сложным случай-
70
пым событиям. Такие события называются несовместными, если
никакие два из них не могут появиться вместе, и наоборот, сов-
местными, если они могут появиться одновременно. Например,
одновременное отключение двух трансформаторов для планового
ремонта следует считать несовместными событиями. В то же
время совместными событиями можно рассматривать наложение
ремонтных работ на одном из элементов системы с внезапным
выходом в данной системе другого элемента и т. д.
Если возможность появления одного события зависит от
того, произошло или не произошло другое событие, то такие со-
бытия называются зависимыми. Если вероятность одного собы-
тия не изменяется от того, произошло или не произошло другое
событие, то такие события называются независимыми. В систе-
мах электроснабжения события, как правило, независимые.
Для определения вероятности сложных событий пользуются
теоремами сложения и умножения вероятностей простых собы-
тий. При этом суммой п событий называется сложное событие,
характеризующееся появлением хотя бы одного из п рассматри-
ваемых событий.
Вероятность суммы п несовместных событий равна сумме
вероятностей этих событий
п п
р(А)= 2 р ио. гдс А = Z Ai-
i 1 i 1
Откуда вытекает, что сумма вероятностей противоположных со-
бытий равна единице. Противоположными событиями называются
два несовместных события, образующих полную группу случай-
ных событий
Р (Л) = 1 — р(Д),
где, например, Р(А)—вероятность безотказной работы, Р(А)—
вероятность отказа.
Произведением п событий называется сложное событие, за-
ключающееся в совместном появлении всех п событий. Вероят-
ность произведения независимых событий равна произведению
вероятностей этих событий:
п п
Р (А) = П Р (Ai), где А = П А(.
i=l i=l
Вероятность события А}, вычисленная при условии, что
произошло событие Аг, называется условной вероятностью собы-
тия At и обозначается P(At/Az). Для зависимых событий веро-
ятность произведения двух событий At и Аг равна произведению
вероятности одного из них Л] на условную вероятность второго Аг,
вычисленную в предположении, что первое событие произошло
Р (AtAz) = Р (ДД Р (А2/Аг) = Р (Л2) Р (AJAJ.
При расчетах надежности наряду с вероятностью возникно-
вения нарушений электроснабжения учитывается длительность
возникшего нарушения. В связи с этим отметим, что каждый эле-
мент системы электроснабжения может находиться в одном из
71
трех состояний: в рабочем, в нерабочем из-за его повреждения
и в нерабочем по причине его планового отключения. Относи-
тельная длительность каждого режима, применительно к годо-
вому промежутку времени, будет равна
8760
Рис. 3-1. Системы электроснаб-
жения
где tj — длительность /го режима в часах, определяемая по
средним значениям продолжительности планового отключения
элемента, или отключения из-за его внезапного повреждения.
Время нахождения элемента
электрической сети в любом
из указанных состояний раз-
лично. Кроме того, это же
время зависит от показате-
лей каждого из рассматри-
ваемых элементов. Поэтому
при выполнении расчетов
надежности электроснабже-
ния необходимо учитывать
совокупные показатели эле-
ментов, имея в виду интен-
сивность отказов каждого
из рассматриваемых элемен-
тов и соответствующую
данному элементу интен-
сивность его восстановле-
ния. Только при таком под-
ходе возможно определение важнейшего показателя надежно-
сти — вероятной длительности нарушения режима работы элек-
трической сети.
На примере двух систем рис. 3-1 рассмотрим ход расчета
надежности питания потребителей. Для системы рис. 3-1, а вы-
вод из работы или повреждение любого из ее элементов (линей-
ных ячеек В1 и В2, линии Л и трансформатора Тр) всегда будет
связан с нарушением электроснабжения потребителей. При долж-
ной организации эксплуатации рассматриваемая система должна
выводиться в плановый ремонт для одновременного ремонта
всех ее элементов. Обозначим среднее время такого ремонта тпп.
Вероятная длительность нарушения электроснабжения по
причине повреждения отдельных элементов системы определится
следующим образом:
а) нз-за повреждения линии Л
тл — сол/тЕ. л,
где <Вл — параметр потока отказов или удельная повреждаемость
линии рассматриваемого типа; I — ее длина; тв.л—среднее время
восстановления повреждения линии как математическое ожида-
ние времени отыскания и устранения возникшей неисправности
линии;
б) из-за повреждения выключателей В1 и В2, полагая их
характеристики отказов идентичными
Тв — ^СОв^в. в»
72
где сов — параметр отказов выключателей; тв.в — среднее время
восстановления их повреждений;
в) из-за повреждения трансформатора
Ттр = ®трТв. тр»
где Ютр и Тв.тр — аналогичные показатели надежности трансфор.
матора.
Считая, что все отмеченные события являются несовместными,
то вероятное суммарное время нарушения электроснабжения по
всем указанным причинам будет равно сумме продолжительно-
стей перерывов, т. е. будет составлять
Тиар = 'сп. л + тв + Ттр -
Если суммарное время нарушений отнести к рассматривае-
мому периоду времени, то оно будет являться вероятностью не-
рабочего состояния системы, т. е. будет являться характеристи-
кой отказа системы QC1]CT (О-
Таким образом вероятность нарушения рассматриваемой си-
стемы электроснабжения, указанной на рис. 3-1, а, составит
При этом имеется в виду, что расчеты надежности приво-
дятся к одному году, а 8760 число часов в году.
В свою очередь вероятность безотказной работы рассматри-
ваемой системы будет равна
^СИСТ (1) — 1 Qchct (1) •
Количество отказов системы электроснабжения по всем рас-
смотренным причинам
7-си ст = 1 + 4 2сов 4" ®тр-
Средняя наработка на отказ или среднее время безотказной
работы системы
Т - 1
1 ср. сист —•
Ас и ст
Из определенных показателей надежности важнейшим пред-
ставляется вероятное время тпар, так как на его основе может
быть рассчитан вероятный недоотпуск электрической энергии по-
требителям, и, далее, вероятный народнохозяйственный ущерб,
в зависимости от характеристики потребителей.
При анализе системы электроснабжения рис. 3-1, б будем
считать, что пропускная способность каждой отдельной цепи
системы соответствует суммарной нагрузке потребителей, питае-
мых от Тр1 и Тр2, при этом выключатель ВЗ оборудован устрой-
ством АВР. В этом случае выход любой из цепей не будет при-
водить к нарушению электроснабжения.
Учитывая, что цепи аналогичны по составу оборудования, по-
казатели надежности каждой цепи будут идентичны, т. е. можно
считать <21(1)=<2г(1); тНар1=ТнаР2, где индексы 1 и 2 относятся
К одной и другой цепи системы.
73
Представим тнар в виде двух составляющих тнар=тпл+тав,
где тап=Тл4-Ттр + Тв — время, обусловленное повреждениями от-
дельных элементов каждой цепи.
Если считать, что повреждения цепей являются независи-
мыми событиями, то вероятность нарушения электроснабжения
в рассматриваемой системе будет равна произведению вероятно-
стей нарушений каждой цепи
> __ / Тцар1 | / Тнар2 \
смет == I------I I------I
\ 8760 / \ 8760 )
87502 + 2тП1Птав + -
Первый член тпп2 характеризует вероятность нахождения
обеих цепей в плановом ремонте, второй член 2тплтав представ-
ляет вероятность совпадения планового ремонта одной цепи
с повреждением второй, и третий член тав2 является вероятность
одновременного выхода обеих цепей по причине повреждения их
элементов.
Одновременное нахождение цепей в ремонте — события не-
совместные, следовательно, показатель Т„л2 из рассмотрения мо-
жет быть исключен и вероятность нарушения электроснабжения
в данном случае будет равна
Qciict (1) —
тав “Ь ^пл^ав
87602
Система рис. 3-1, б может быть выполнена воздушными ЛЭП
на двухцепных опорах или одноцепными воздушными и кабель-
ными линиями, проходящими по одной трассе. В таком случае
можно учитывать вероятность одновременного повреждения ли-
ний как зависимые события. Эта вероятность будет равна
„ 2 Сус (1) <Пл/тв. л
8760
Сал (1)
где Qyc(l)—условная вероятность повреждения одной линии,
при условии, что на другой линии повреждение уже произошло.
Коэффициент 2 учитывает, что любая из линий может быть пов-
реждена.
В таком случае полная вероятность нарушения электроснаб-
жения в системе рис. 3-1,6 составит
Свист (1)
"^ав “Ь 2тплТав
87602
I 2 Qyc (1)
®лЧ.л
8760
Определение всех остальных показателей надежности рас-
сматриваемой системы электроснабжения представляет опреде-
ленные трудности. При этом используются методы в зависимо-
сти от необходимой точности такого рода расчетов. Ориентиро-
вочные показатели надежности отдельных элементов приведены
в табл. 3-1.
В заключение отметим следующее. Как указывалось, до на-
стоящего времени отсутствуют какие-либо регламентированные
показатели надежности систем электроснабжения, в том числе
74
Показатели надежности
Таблица 3-1
Наименование элемента Повреждаемость, 1 или км-год ! (10-2) элемент-год Длительность перерывов, ч
при вне- запном наруше- нии плано- вого
Кабельные линии: 110 кВ, среднего давления 0,016 72 48
35 кВ 3,2 20 12
10 кВ .... 4,5 10 6
6 кВ 3,3 10 6
1 кВ 15 10 5
Воздушные линии ПО кВ на металлических опорах 2,0 6 40
на железобетонных опо- рах 0,6 15 60
Воздушные линии: 35 кВ 2,2 4 20
6—10 кВ 20 2,5 12
1 кВ 30 2,5 6
Трансформаторы двухобмоточ- ные 110 кВ: до 10 МВ А 3,3 50 15
до 100 МВ Д . . 5,6 60 25
Трансформаторы: 35 кВ 3,0 50 15
6—10 кВ 1,0 10 8
Ячейки РУ линейные с выклю- чателями: ПО кВ 35 кВ 4,0 15 10
6—10 кВ Ячейки РУ с отделителями 1,6 5 4
РУ 6—10 кВ ТП (в целом) 0,1 4 8
То же, РП . 1,5 6 12
Отказы устройств релейной за- щиты и автоматики .... 4 4 4
Распределительные резервиро - ванные сети (с ручным вво- дом резерва) до 10 кВ ... — 1,5 —
75
показатели повреждаемости оборудования. Точность приводимых
в литературе данных в этом отношении остается неопределенной
и, кроме того, данные по одному и тому же оборудованию отли-
чаются между собой. Следовательно, расчеты надежности сле-
дует выполнять, базируясь на какой-нибудь один источник пока-
зателей. Это обстоятельство следует учитывать при анализе
результатов расчетов надежности, выполненных разными авто-
рами.
Из-за неопределенности исходных данных расчеты надежно-
сти имеют только ориентировочный характер. По этой причине
при расчетах следует использовать возможные упрощения и кри-
тически оценивать порядок получаемых показателей надежности.
В зависимости от характера решаемой задачи и параметров
рассматриваемой системы электроснабжения, можно оперировать
с укрупненными показателями, характеризующими элемент си-
стемы в целом, а не с показателями надежности каждого вида
оборудования, входящего в данный элемент. Например, учиты-
вать надежность целиком линейной ячейки РУ, а не показатели
разъединителей, выключателя, сборных шин и т. п. В суммарных
показателях можно не принимать во внимание составляющие,
определяемые произведением вероятностей отказа. Из-за высокой
надежности электрооборудования такого рода составляющие яв-
ляются элементами повторного счета и т. д.
3-3. Критерии и оптимизация надежности
Рассмотренные методы расчета показателей надежности соз-
дают основу для решения вопросов определения ее рациональ-
ного уровня, в зависимости от характеристик потребителя и его
системы электроснабжения. При этом могут быть отмечены два
подхода к решению этой задачи.
В том случае, когда экономические последствия перерывов
электроснабжения пе поддаются стоимостному выражению, вы-
бор оптимального уровня надежности может базироваться на
использовании натуральных показателей последней. В частности,
закон Пуассона может быть записан
Р (П, п) = ехр~г/,
п!
где Р(П, п)—вероятность иметь П перерывов; П — ожидаемое
число перерывов; и — число перерывов электроснабжения.
Надежность электроснабжения может определяться вероят-
ностью не иметь перерывов за расчетный срок
Н = Р(П, 0) = ехр-Л.
Реальная надежность любой системы электроснабжения бу-
дет находиться между «абсолютной надежностью» (77=1) и «аб-
солютной ненадежностью (77=0), т. е. в пределах 0^77^1. По-
казатель Н может быть регламентирован и использован для
оценки надежности систем, в зависимости от характеристики по-
требителя и показателей его системы электроснабжения. Реали-
76
зацпя критерия Н может осуществляться в виде заданного чйсла
перерывов и их длительности, величины педоотпущенной электро-
энергии в заданный период и т. п.
К сожалению, до настоящего времени не существуют ка-
кие-либо регламентированные в этом отношении натуральные
показатели, которые могли бы быть использованы в качестве
критериев надежности. Это обстоятельство не случайно, по-
скольку достоверность исходного материала, указанного в табл.
3-1, на основе которого могут устанавливаться рассматриваемые
критерии, остается неопределенной. По этой причине все расчеты
на основе статистических показателей, как отмечалось, могут но-
сить только сравнительный характер и выбор рационального
уровня надежности производится на основе общих соображений.
Второй подход базируется на технико-экономической оценке
надежности и возможен для тех потребителей, для которых из-
вестны стоимостные показатели ущерба, возникающего при пере-
рывах электроснабжения. В таком случае представляется воз-
можным сопоставить рациональность дополнительных затрат на
резервные элементы с величиной ущерба, предотвращаемого бла-
годаря вводу в систему электроснабжения этих резервных эле-
ментов. При таком подходе можно говорить об оптимизации на-
дежности электроснабжения, имея в виду определение ее наи-
выгоднейшего уровня для интересов народного хозяйства.
Оптимизация надежности в таком случае базируется на кри-
терии приведенных затрат, в состав которых включается значе-
ние вероятного годового ущерба из-за перерыва электроснабже-
ния. Рациональность системы определяется уравнением
3„ = Е„К + И + У = min,
где Зн — приведенные затраты с учетом ущерба; У — ожидаемый
народнохозяйственный ущерб из-за перерывов электроснабжения.
Отметим весьма важное обстоятельство, что величина У
в составе приведенных затрат должна отражать народнохозяй-
ственный ущерб, а не ущерб какого-то потребителя. По-
следнее означает, что величина У должна учитывать только те
затраты, которые непосредственно песет народное хозяйство, вы-
званные простоем рассматриваемого потребителя при наруше-
нии электроснабжения. Значения У необходимо относить к од-
ному году.
Таким образом, для оптимизации надежности необходимо
располагать показателями ущерба. Отметим некоторые особен-
ности его определения. В самом общем виде народнохозяйствен-
ный ущерб из-за перерывов электроснабжения определяется не
только расстройством технологического процесса потребителей,
но также и изменением режима электроснабжающей организа-
ции, так как из-за отключения потребителей меняется режим ра-
боты источников питания и электрических сетей, а следова-
тельно, технико-экономические показатели выработки и передачи
электроэнергии. Возникающий по этой причине ущерб называется
системным. Вопросы его определения недостаточно изучены
и в дальнейшем не рассматриваются. Нс учитывается также
ущерб, возникающий по причине различного рода ограничений
в электроснабжающей системе из-за дефицита мощности, топлива
и т. п.
77
При этих предпосылках речь идет только об ущербе, опреде-
ляемом расстройством технологического процесса потребителей.
Принято различать две составляющие такого ущерба: прямой
ущерб — Уп и дополнительный ущерб — Уд. Следовательно, сум-
марный ущерб из-за перерыва электроснабжения будет равен У=
связанные с про-
возник-
поломкой инстру-
и приспособлений,
включает затраты,
стоем рабочих,
шей
мента
браком продукции, пор-
чей сырья, расстрой-
ством технологического
процесса. Эта
ущерба может
определена непосред-
ственным калькулирова-
нием затрат примени-
тельно к каждому кон-
кретному потребителю.
Доп о лнительн ый
ущерб Уд определяется
недовыпуском продукции,
который возникает в ре-
зультате перерыва элек-
троснабжения. Этот
ущерб связан с потерями
для народного хозяйства
из-за уменьшения отчис-
лений в государственные
фонды пли с затратами
на оплату сверхурочных
работ для восполнения
недовыработанной про-
дукции. Принятой ме-
тодики определения этого
вида ущебра не имеется,
определяются особенно-
стями технологического процесса потребителей. Величина ущерба
зависит от времени перерыва электроснабжения. Следует также
учитывать, что фактический простой некоторых потребителей
превышает длительность перерыва, так как необходимо время
на восстановление технологического процесса, восстановление
поврежденных во время перерыва приспособлений и оборудова-
ния и т. п. Следовательно, прямой ушерб равен
Прямой ущерб
=УП+УЛ.
Рис. 3-2. Характеристики ущерба
станкостроительного завода
1 — от брака продукции; 2 — от поломки
инструмента; 3 — от простоя рабочих; 4 —
от расстройства процесса; 5 — прямой
ущерб; 6 — удельный прямой ущерб; 7 —
суммарный ущерб; 8 — удельный суммар-
ный ущерб
Характеристики прямого ущерба
часть
быть
Уп — Уоп Уц- э 'г Уц. техн>
где Упп—составляющая прямого ущерба, определяемая самим
фактом внезапного перерыва электроснабжения и не зависящая
от его длительности и длительности перерыва технологического
процесса; Уп.э — составляющая, определяемая длительностью пе-
рерыва электроснабжения; Уп.техн — то же, длительностью пере-
рыва технологического процесса.
Для иллюстрации на рис. 3-2 показано влияние перерыва
электроснабжения на величину и структуру прямого и суммар-
78
иого ущербов станкостроительного завода [10]. Суммарный ущерб
в данном случае включает потери народного хозяйства из-за не-
довыработки продукции, в виде затрат на сверхурочные работы
для компенсации недовыработанной продукции. Как видно, изме-
нение величины ущерба имеет ряд точек, в которых скорость
нарастания ущерба изменяется.
Если величину ущерба отнести к определенному времени
и величине недоотпущенной электроэнергии за это время, то
можно говорить об удельном значении народнохозяйственного
ущерба с выражением его в рублях на I/кВт-ч. Такой прием
достаточно распространен при расчетах надежности. Значения
удельных ущербов, определенных в последнее время по ряду про-
изводств [10], указаны в табл. 3-2.
Таблица 3-2
Показатели удельного ущерба, руб/(кВтч)
Наименование предприятия Время перерыва, ч
0,5 1 2
Станкостроительный завод 0,74 0,44 0,28
Машиностроительный завод . ... 0,92 1,09 0,66
Завод металлоконструкций ... 0,16 0,18 0,18
Судостроительный завод . . . 0,12 0,12 0,12
Электромашиностроительный завод . . 0,36 0,46 0,30
Кабельный завод . 2,5 1,2 0,74
Металлургический завод 1,83 1,13 ТО,64
Химический комбинат . 0,37 0,29 0,27
Завод химического синтеза . 1,14 1,19 1,13
Текстильная фабрика ..... 0,43 0,36 0,32
Меланжевый комбинат 1,88 0,99 0,63
Завод ячеистого бетона 0,36 0,35 0,33
Завод железобетонных изделий 1,35 0,69 0,36
Комбинат термоизоляционных и гипсовых
изделий .... . . 0,19 0,21 0,32
Наличие удельных ущербов позволяет определить математи-
ческое ожидание ущерба для рассматриваемого потребителя
в виде
У —
где у0 — значение удельного ущерба, руб/кВт • ч; тнар — ожидае-
мое время перерыва электроснабжения, ч/год; 17 — вероятностная
характеристика перерывов, перерыв/год; Sp — расчетная электри-
ческая нагрузка предприятия. Учитывая сменность производства,
расчетная нагрузка определяется
о __ с ^макс ______
Ср — омакс ~ ’ — Лер. мСмакс.
8760
79
где Smhkc — максимальная нагрузка; Аср.м — среднегодовой ко-
эффициент заполнения графика нагрузки потребителя.
Таким образом при наличии удельных ущербов и вероятно-
стных характеристик системы электроснабжения имеется возмож-
ность определить оптимальный уровень надежности. Для иллю-
страции рассмотренного подхода к оценке надежности и опреде-
ления влияния числовых характеристик на условия резервирова-
ния на разных ступенях
системы электроснабже-
ния рассмотрим при-
мер электромашино-
строительного завода,
схема питания которого
представлена на рис. 3-3.
Система включает
питающую линию 10 кВ
длиной 3 км, выпол-
ненную кабелем ААБ
3X240 мм2, распредели-
тельную подстанцию
с двумя трансформато-
рами по 630 кВ-A и
четыре цеховые подстан-
ции с трансформато-
рами по 630 кВ-А. Пита-
ние цеховых трансформа-
торов производится по
кабельным линиям 10 кВ
длиной по 0,5 км. Мак-
симальная мощность
предприятия 3000 кВ-А.
С учетом коэффициента
заполнения графика 0,7
расчетная мощность за-
вода составит 2100 кВ-А.
Ожидаемое число
повреждений питающей
линии 10 кВ в год, при
которых должны работать защитные устройства на ЦП, будет
равно:
Яп=0,045X3,0=0,135,
где 0,045 — удельная повреждаемость кабельных линий
(табл. 3-1); 3,0 — длина линии, км.
Время ликвидации повреждения по табл. 3-1 может быть
принято равным 10 ч. Положим, что суммарный ущерб состав-
ляет 1,43 руб/(кВт-ч). Тогда годовой ущерб из-за повреждения
питающей линии 10 кВ будет равен
Уп=1,43Х2100ХЮХ0,135«4060 руб.
Годовой ущерб при повреждении на шинах 10 кВ РП завода
при времени ликвидации аварии 6 ч составит
Урп= 1,43X2100 X 6X0,015=270 руб.,
где 0,015 — удельная повреждаемость РП (табл. 3-1).
8Q
Годовой ущерб при повреждении трансформатора может быть
определен как:
Ут= 1,43X0,01X10X400=57 руб.,
где 400 — расчетная нагрузка одного трансформатора, кВ-А;
10 — время замены трансформатора, ч.
Ожидаемое число повреждений одной кабельной линии, иду-
щей к цеховому трансформатору, будет равно:
Пр л = 0,045X0,5=0,0225;
следовательно, ожидаемый годовой ущерб при повреждении ка-
бельной линии к цеховому трансформатору:
Урл = 1,43 X400X10 X 0,0225^129 руб.,
где 10 — время ликвидации повреждений, ч.
Ожидаемое число повреждений, при которых будет рабо-
тать релейная защита в РП на отходящих кабельных линиях
10 кВ и перемычках 10 кВ к трансформаторам, будет равно:
ЯР=6ХО,01 +4X0,0225=0,15,
где 0,01—повреждаемость трансформаторов (табл. 3-1).
Число отключений РП из-за отказов релейной защиты со-
ставит
Ярз=0,15 X 0,04= 0,06,
где 0,04 — доля отказов релейной защиты (табл. 3-1).
Ожидаемый ущерб со временем ликвидации 4 ч из-за отка-
зов релейной защиты на РП, составит
УРз= 1,43X0,006 X4X2100=72 руб.
Определим период, за который можно ожидать выход из
строя РП, как наиболее тяжелый вид аварии в системе электро-
снабжения завода. Для этого необходимо определить ожидаемое
число повреждений в год, которые будут приводить к отключе-
нию РП. К ним относятся: повреждения питающей линии 10 кВ,
распределительного устройства РП и повреждения на отходящих
от РП линиях 10 кВ, которые могут сопровождаться отказами
релейной защиты. Ожидаемое число повреждений
П,=0,135+0,015+0,006=0,156.
Таким образом, период, за который в среднем можно ожи-
дать один перерыв питания РП, равен:
Tcvi — —-— = 6,4 года.
Р 0,156
Суммарное число повреждений за год в сйстеме составит:
П2=0,156+0,15=0,306,
откуда период, за который можно ожидать аварийное состояние
в системе электроснабжения завода, будет
Т’спа = —-— = 3,3 года.
Р 0,306
Из величины ущерба видно, что наибольшие убытки прино-
сит повреждение питающей линии 10 кВ. Определим целесооб-
разность сооружения резервной линии 10 кВ, включаемой дежур-
ным персоналом (штриховая линия, рис. 3-3).
Ожидаемое число повреждений в питающих линиях с уче-
том отказов релейной защиты будет равно:
ГЛ/=0,75 X 0,045 X 6+ 0,04 (0,75 X 0,045 X 6) = 0,21,
где 0,75 учитывает однополюсные замыкания, отключаемые в дан-
ном случае без перерывов питания завода.
При времени ликвидации аварийного состояния 1,0 ч ожи-
даемый ущерб при повреждениях в питающей сети 10 кВ будет
равен:
Уп'=2,15X2100X1,0X0,21=915 руб.,
где 2,15 руб/(кВт-ч)—удельный ущерб при времени аварии
1,0 ч. Все остальные виды ущерба будут те же самые.
Следовательно, введение резервной линии 10 кВ приведет
к снижению ожидаемого годового ущерба в размере:
Уп—Ул'=4060—915 = 3450 руб.
Без расчета приведенных затрат, целесообразность второй
линии 10 кВ можно оценить следующим образом.
Если принять стоимость кабельной линии ААБ 3X240 мм2
равной 7000 руб/км, то сооружение резервной линии 10 кВ уве-
личит первоначальные вложения в рассматриваемую систему на
3X7,0 = 21000 руб. В то же время снижение суммарного ожидае-
мого ущерба за срок окупаемости составит 3450X8,3=28 635 руб.
Таким образом, рациональность сооружения резервной линии
в данном случае не вызывает сомнений.
Определим целесообразность автоматизации питающих ли-
ний 10 кВ. При наличии селективной защиты ожидаемый ущерб
будет определяться причинами отказа в ее работе и составит:
Ура'= 1,43X2100X0,04(0,75 X 0,045X6) Х4,0=35 руб.
Следовательно, снижение годового ущерба за счет введения
в схему питающей сети автоматического ввода резерва
Уп'—Урз'=915—35=880 руб.,
т. е. сооружение рассматриваемых устройств вполне целесооб-
разно.
Для удешевления системы электроснабжения иногда реко-
мендуется автоматически отключать часть нагрузки на период
аварийного состояния. Предположим, что в нашем случае при
повреждении питающей сети 10 кВ отключается один трансфор-
матор 630 кВ• А, что позволит использовать кабели сечением
не 240 мм2, а 185 мм2 и снизит стоимость сооружения питающих
линий 10 кВ на (7000—6500) Хб = 3000 руб.
Общее число повреждений, при которых будет отключаться
трансформатор 630 кВ - А, равно:
/7П'+/7Рп+Дрз=0,21 + 0,015 +0,006= 0,231,
где 77рП — удельная повреждаемость РП,
82
Время отключения трансформатора при повреждении кабс
лен 10 кВ будет 10 ч, при повреждении шин РП и отказах ре-
лейной защиты — 4 ч. Тогда суммарный ущерб составит:
1,43 X0,21X10 X 400 + (0,015+0,006) 1,43 Х4 X400 =1214 руб.
Ожидаемый ущерб за срок окупаемости будет 1214X8,3 =
= 9900 руб., т. е. дополнительные вложения в питающую сеть
10 кВ за счет ее выполнения кабелями сечением 3 X 240 мм2 целе-
сообразны. Следовательно, автоматическое отключение части при-
емников при повреждении внешнего электроснабжения предприя-
тий не всегда оправдывается. Аналогичным образом можно ус-
тановить целесообразность резервных линий 10 кВ для питания
цеховых подстанций и т. п.
При расчете примера не учитывались наложения поврежде-
ния одной линии 10 кВ на ремонт другой и одновременного пов-
рехкдения линий. Отметим вероятностные характеристики таких
режимов. Вероятность повреждения одной линии составит
0,045-3-10 , ел ,
-—’--------— = 1,54 10 вероятность нахождения линии в ре-
8760
g
монте --------- =8,8 ЮЛ Тогда вероятность совпадения пов-
8760
реждения одной линии с ремонтом второй будет 2-1,54-10-4Х
Х8,8-10-4 = 2,70 10“7.
Как видно, исключение из рассмотрения такого случая вполне
допустимо. Учет одновременного повреждения линий не представ-
ляется возможным из-за отсутствия каких-либо статистических
данных о возможности таких случаев.
Приведенный пример показывает один из возможных путей
технико-экономической оценки надежности. К сожалению, прак-
тическая реализация такого рода упрощенных расчетов до на-
стоящего времени не находит практического использования. От-
метим основные причины этого.
Исследования показывают, что величина ущерба зависит нс
только от особенностей технологического процесса, но определя-
ется и другими характеристиками потребителей. В этой связи
приведем данные [10], где указаны значения ущербов родствен-
ных предприятий. Составляющие ущерба характеризовались ко-
эффициентами и относились к электрическим характеристикам
предприятий. В результате для двух однотипных текстильных
фабрик, имеющих сравнимые значения производственных показа-
телей и потребления электроэнергии, указанные коэффициенты
составили: 13,5 и 0,08 руб/кВт и 0,15 и 0,09 руб/(кВт-ч), соот-
ветственно. Следовательно, усредненный подход к оценке ущерба
не только в пределах промышленности, но даже для однотипных
предприятий неприемлем.
В последних работах отмечается, что величина ущерба имеет
вероятностный характер, так как одинаковые по продолжитель-
ности перерывы электроснабжения могут приводить к разным зна-
чениям ущерба, поскольку совпадение перерыва возможно с той
или иной частью технологического процесса. В результате необ-
ходимо выявление закона распределения ущерба и его средних
значений.
83
Показатели надежности П и "^нар, как отмечалось, также за*
висят от местных условий, в которых работает рассматриваемая
система электроснабжения. Например, согласно официальным
данным, средняя повреждаемость кабельных линий 6—10 кВ на-
ходится в пределах 4 повреждений в год на 100 км длины ли-
ний. При этом в отдельных электроснабжающих организациях
она колеблется от 1,5 до 20 и более повреждений. Аналогичное
положение с временем ликвидации перерывов электроснабжения.
Последнее предопределяется уровнем эксплуатации электрических
сетей. Обращает на себя внимание, что рассматриваемые показа-
тели не остаются постоянными и со временем изменяются.
Приведенные соображения позволяют сделать общий вывод
о том, что в настоящее время решение вопросов оптимизации
надежности с необходимой строгостью не представляется воз-
можным.
ГЛАВА ЧЕТВЕРТАЯ
ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ
кабельных линий
4-1. Общая характеристика кабелей
В условиях современного города ограниченность свободного
пространства и большая плотность застройки значительно сокра-
щают возможности сооружения воздушных линий. Поэтому элек-
трические сети городов, предназначенные для передачи и распре-
деления энергии, выполняются преимущественно с использованием
подземных кабельных линий, хотя сооружение и эксплуатация
кабельных линий обходятся всегда дороже воздушных. В за-
висимости от местных условий соотношение стоимостей воз-
душной и кабельной линий при одинаковой пропускной способ-
ности может достигать 1 : 10, что определяется большой стои-
мостью самого кабеля и земляных работ, связанных с его про-
кладкой.
Пропускная способность кабеля меньше (на единицу сечення)
по сравнению с воздушными линиями. Это уменьшение обуслов-
ливается температурными ограничениями, вытекающими из осо-
бенностей конструкции кабелей. Хотя повреждение кабелей обыч-
но бывает довольно редко, ремонтные работы весьма трудоемки
и требуют больших затрат материалов. Определение места по-
вреждения может потребовать значительного времени. Сооруже-
ние кабельных сетей, как правило, приводит к необходимости со-
здания резервных линий.
Вместе с тем применение подземных кабельных линий содер-
жит ряд преимуществ. С помощью кабелей может быть осуще-
ствлено пересечение уличных магистралей значительным числом
электрических линий любого напряжения, а также возможна про-
кладка этих линий вдоль магистралей. Для сооружения этих ли-
ний требуется ограниченная территория.
Важнейшим аргументом в пользу применения подземных ка-
белей является полная гарантия электрических сетей от много-
84
численных случайных повреждений и атмосферных воздействий,
которым подвержены воздушные линии. В условиях города ис-
пользование кабельных линий довольно часто является един-
ственно возможным решением.
Согласно ВСН 97—75, в районах жилой застройки более 5
этажей для сетей всех напряжений рекомендуется использовать
подземные кабельные линии; вместе с этим в ВСН 97—75 допус-
кается при возможности применять в системах электроснабжения
воздушные линии вместо кабельных, если этому не препятствуют
условия трассы.
Конструктивные особенности кабелей, используемых в си-
стемах электроснабжения городов, отличаются большим разно-
образием. Традиционными считаются кабели с бумажно-масля-
пой изоляцией, со свинцовой оболочкой. На рис. 4-1 показана
примерная классификация кабелей. Не все типы кабелей находят
равноценное применение.
В Советском Союзе в сетях 6—35 кВ в основном применя-
ются кабели с бумажно-масляной изоляцией с вязкой пропит-
кой. В последние годы в сетях ПО кВ некоторых крупных горо-
дов введены в эксплуатацию маслонаполненные кабельные линии
среднего давления. В Москве находится в работе кабельная ли-
ния 220 кВ высокого давления.
В системах электроснабжения зарубежных городов исполь-
зуют кабельные линии различных конструкций. В городах США
в сетях низкого напряжения применяют преимущественно одно-
жильные кабели с бутил-каучуковой и неопреновой изоляцией.
По имеющимся сведениям, только в сетях напряжением 69—
138 кВ эксплуатируются кабельные линии общей протяжен-
ностью около 2400 км. Кабельные линии высокого давления в се-
тях напряжением 69 кВ составляют 69%, в сетях 138 кВ —
82%. Линии 345 кВ выполняются только с использованием ка-
белей высокого давления.
Наряду с маслонаполненными кабелями в зарубежной прак-
тике широко применяются газонаполненные кабели и кабели
давления. Использование газа в качестве среды, создающей дав-
ление, по сравнению с маслом значительно упрощает вспомога-
тельные устройства и, в частности, подпитывающую аппаратуру.
Применение ряда дефицитных материалов для изготовления
кабелей всех напряжений ставит задачи совершенствования су-
ществующих и поиска новых конструктивных решений с целью
снижения стоимости кабелей. Определяющей тенденцией в этом
отношении является замена медных жил и свинцовых оболочек
на жилы и оболочки из алюминия, с использованием в сетях
до 1000 В алюминиевой оболочки в качестве четвертого провода.
Для дальнейшего снижения стоимости кабелей отказываются от
применения защитных металлических оболочек. При этом предус-
матривается покрытие алюминиевой оболочки антикоррозийными
синтетическими пленками. Практика применения таких кабелей
в отечественных городах при прокладке в земляных траншеях
показала, что покрытие из одного слоя не гарантирует достаточ-
ной защиты алюминиевой оболочки от коррозийного повреж-
дения.
Традиционные кабели с бумажно-масляной изоляцией, невзи-
рая на их долголетнее и преимущественное использование
85
Рис. 4-1. Основные типы кабелей.
в электрических сетях, имеют ряд существенных недостатков.
В частности, технологический процесс изготовления таких кабелей
достаточно сложный и малопроизводительный, герметизация ка-
белей требует использования металлической оболочки, кабели
имеют ограничения при вертикальных прокладках, относитель-
ную сложность концевых устройств, большую массу и т. д.
Этих недостатков удается избежать при использовании изо-
ляции из искусственных материалов. Последние годы характери-
зуются интенсивными разработками такого рода кабелей. Наи-
более перспективным считается использование для изоляции по-
лиэтилена, необходимые электрические характеристики которого
получаются специальными методами технологической обработки
исходного материала.
В зарубежных странах кабели с пластмассовой изоляцией
все более вытесняют традиционные конструкции. В ФРГ и Фран-
ции доля кабелей напряжением до 1000 В с синтетической изо-
ляцией и оболочками достигла 73—74%, кабелей 6 кВ — до 60%.
В воздушных сетях до 1000 В все большее применение находят
так называемые самоподдерживающие кабели с искусственной
изоляцией. Отмечаются заметные успехи на пути разработки ка-
белей напряжением 35—110 кВ и выше. Последние конструкции
напряжением 110 кВ показывают, что такие кабели могут быть
дешевле, чем маслонаполненные кабели с бумажной изоляцией.
Ряд такого рода кабельных линий находится в эксплуатации.
Наибольшие трудности возникают при их изготовлении из-за
весьма высоких требований к обеспечению большой чистоты .хи-
мического состава изоляции в процессе ее производства.
В последнее время проводятся интенсивные работы по созда-
нию принципиально новых конструкций кабельных систем, с про-
пускной способностью в 4-10 раз выше, чем пропускная спо-
собность рассмотренных выше кабелей. Необходимость создания
таких передач определяется беспрерывным увеличением электро-
потребления, характерным для современного общества. По этой
причине возникает необходимость в транспортировке больших ко-
личеств электрической энергии. Выполнение этой задачи с по-
мощью воздушных ЛЭП сталкивается с рядом затруднений и
обусловливает поиск альтернативных технических решений. По-
добная задача является в настоящее время актуальной и для ряда
крупнейших городов мира.
Одним из направлений этих работ является разработка ли-
ний электропередачи в трубах со сжатым газом (ТСГ). Однофаз-
ный элемент такого рода передачи состоит из двух концентри-
чески расположенных металлических труб, из которых внутренняя,
изготовленная из алюминия и поддерживаемая изоляторами, вы-
полняет роль токопровода. Внешняя труба является кожухом и
обеспечивает герметичность элемента. В качестве изолирующей
среды, кроме поддерживающих токопровод изоляторов, служит
газовая смесь на основе элегаза, находящаяся в трубопроводе
под избыточным давлением до 15-103 Па (15 кгс/см2=15 ат).
Известные достоинства элегаза определяют высокую, пропускную
способность электропередачи.
Вторым направлением является разработка криогенных си-
стем электропередачи, к которым относятся кабели с токоведу-
щими жилами, охлажденными до температуры ниже 100 К- При
охлаждении алюминия до температуры жидкого азота (77 К)
его проводимость увеличивается примерно в десять раз; при
температуре жидкого водорода (20 К) — примерно в 500 раз по
сравнению с проводимостью при обычной температуре.
Конструктивно использовать указанный эффект можно путем
создания циркуляции сжиженного газа вокруг или внутри токо-
провода, охлаждая провод до требуемой температуры. На этой
основе разрабатываются два типа передачи. В первом случае,
при так называемой криорезистивной передаче, токопроводящая
часть сохраняет некоторое сопротивление. Во втором случае
токопровод охлаждается до температуры жидкого гелия (4,12 К)
и преобретает свойство сверхпроходимости. Такие передачи на-
зываются криогенными. Ведущиеся в настоящее время исследо-
вания показывают возможность практического осуществления рас-
сматриваемых систем и их экономическую целесообразность при
передаче мощности в пределах 2000—5000 МВ-А.
4-2. Экономическое сечение кабельных линий
Важнейшим критерием рационального построения
электрических сетей является экономическая плот-
ность тока, значения которой регламентируются ПУЭ
[32].
Экономическая плотность тока /э устанавливает
оптимальное соотношение между затратами цветного
металла и потерями электрической энергии в линии.
Нормированные значения плотности тока определя-
ются в соответствии с конъюнктурой народного хозяй-
ства. По мере ее изменения нормированные значения
плотности также меняются. Действующие значения
/э указаны в табл. 4-1.
Экономическое сечение определяется
р I макс
/э
где /макс — расчетный максимум нагрузки, А; /э — нор-
мированное значение экономической плотности тока
(по табл. 4-1), А/мм2.
Если имеются сведения о характере увеличения
расчетной нагрузки по этапам рассматриваемого сро-
ка, то экономическое сечение, согласно методике
Энергосетьпроекта, равно
/э
83
Таблица 4-1
'Экономические плотности тока, Л/ммг
Наименование проводников Продолжительность использо- вания максимума нагрузки, ч
1000 до 3000 3000 до 5000 5000 до 8700
Голые провода и шины: медные 2,5 2,1 1.8
алюминиевые: Европейская часть СССР, За- кавказье, Забайкалье и Дальний Восток .... 1,3 1,1 1,0
Центральная Сибирь, Казах- стан, Средняя Азия . . Кабели с бумажной и провода с ре- зиновой и полихлорвиниловой изоляцией с жилами: медными 1,5 1,4 1,3
3,0 2,5 2,0
алюминиевыми: Европейская часть СССР, За- кавказье, Забайкалье и Дальний Восток .... 1,6 1,4 1,2
Центральная Сибирь, Ка- захстан, Средняя Азия 1,8 1,6 1,5
Кабели с резиновой и пластмассовой изоляцией с жилами: медными 3,5 3,1 2,7
алюминиевыми: Европейская часть СССР, Закавказье, Забайкалье и Дальний Восток .... 1,9 1,7 1,6
Центральная Сибирь, Казах- стан, Средняя Азия . . 2,2 2,0 1,9
ПЯТОМ
где /максб — расчетный максимум нагрузки на
году работы сети. При этом коэффициент
a = ]/0,15 + 0,25(/1 + 0,3)2 + 0,35(iH6 + 0,l)2, где
ц = ,MaKci—отношение расчетной нагрузки первого
Iмаксб j
года эксплуатации сети к пятому году; 1нб = ”акс'н—
' макс»
— отношение наибольшего значения нагрузки к ее
значению пятого года. Величины а в зависимости от
89
ii и tH6 приведены на рис. 4-2. Выбор сечений по эко-
номической плотности тока не касается сетей промы-
шленных предприятий напряжением до 1000 В при
использовании максимума нагрузки до 4000—5000 ч,
а также осветительных сетей промышленных предпри-
ятий, жилых и общественных зданий, проверенных по
потере напряжения.
Выбор сечения по экономической плотности тока
производится только для условий нормального ре-
жима работы электри-
ческой сети с округле-
нием в сторону мень-
шего стандартного се-
чения. При этом увели-
чение числа линий
выше необходимого по
условиям надежности
электроснабжения, в
целях удовлетворения
экономической плотно-
сти тока, должно про-
изводиться на основа-
нии технико-экономи-
Рис. 4-2. Значения расчетного ко- ческого расчета. Во из-
эффициента а бежание увеличения
числа линий допуска-
ется превышение нормативных величин табл. 4-1. Зна-
чения экономических токов для кабелей с бумажной
изоляцией на основе табл. 4-1, применительно к Ев-
ропейской части СССР, Закавказью, Забайкалью и
Дальнему Востоку, указаны в табл. 4-2.
Разработка нормированных значений базирова-
лась на ряде предпосылок. В частности, изменение
стоимости линии в зависимости от ее сечения прини-
малось непрерывным, значения плотности тока опре-
делялись для широких диапазонов изменения времени
использования максимума нагрузки, для конкретных
данных стоимости энергии, первоначальных вложений
в ЛЭП и т. д. В связи с этим выбранные по экономи-
ческой плотности тока сечения кабелей могут не от-
вечать условию минимума приведенных затрат. По
этой причине при выполнении сравнительных расче-
тов, выявлении общих технико-экономических законо-
90
Таблица 4-2
Экономические токи для кабелей с бумажной
изоляцией, медными и алюминиевыми жилами, А
Сечение жилы, мм3 Число часов использования максимума нагрузки, ч
1000—3000 3000—5000 5000—8760
медь алюминий медь алюминий медь алюминий
25 75 40 62 35 50 30
35 105 56 87 49 70 42
50 150 80 125 70 100 60
70 210 112 175 98 140 84
95 285 151 237 132 190 113
120 360 192 300 168 240 144
150 450 240 375 210 300 180
185 — 296 465 260 370 220
мерностей, проектировании сети на длительные сроки
выбор сечения должен производиться по критерию
приведенных затрат, а также по так называемым эко-
номическим интервалам [6], с учетом дискретного из-
менения параметров линий и конкретных условий их
прокладки, стоимостных характеристик, показателей
нагрузки и т. п.
В связи с этим отметим общие положения, связан-
ные с выбором экономического сечения линий.
Определение экономической плотности тока произ-
водится по минимуму приведенных затрат, связанных
с передачей энергии по линии. Эти затраты, отнесен-
ные к 1 км линии, в зависимости от расчетного тока
I равны:
Зл = (рл + Ен) Кл + 3l2Rr39 • КГ3, (4-1)
где Зп — приведенные затраты линии, руб.; Кл — сто-
имость сооружения линии, руб/км; рл— отчисления
на амортизацию, ремонт и обслуживание линии; Ен —
нормативный коэффициент эффективности; R— сопро-
тивление линии, Ом/км; Зэ — затраты на покрытие
потерь энергии, руб/(кВт-ч); т — время использова-
ния максимальных потерь, ч.
Принимая необходимые значения всех входящих
в (4-1) коэффициентов, можно определить зависи-
мость приведенных затрат от величины тока, для при-
91
пятого сечения линии, которое характеризуется пара-
метрами Кл и R. Для примера на рис. 4-3 приведены
экономические характеристики линий, выполненных
кабелем 6 кВ марки АСБ для условных исходных
данных: т=2000 ч; рл = 0,05; Зэ=0,01 руб/(кВт-ч)
и при средних значениях Кл. Рассматриваемые харак-
теристики представляют семейство параболических
кривых, точки пересечения которых устанавливают
Рис. 4-3. Экономические характеристики кабельных линий 6 кВ
зону экономического использования сечений в зави-
симости от величины передаваемой мощности. Оги-
бающая этих зон соответствует минимальным приве-
денным затратам, связанным с передачей электриче-
ской энергии при заданном характере ее потребле-
ния и стоимостных характеристиках энергии и ка-
бельной линии. Как видно, для каждого сечения в за-
висимости от величины передаваемой мощности име-
ется зона наивыгоднейшего его использования. При-
менение кабельных линий другого сечения в этой зоне
передаваемых мощностей всегда будет приводить
к увеличению затрат на передачу энергии.
Увеличение затрат при использовании сечения,
отличного от наивыгоднейшего, в данном случае мо-
жет быть оценено по крывым рис. 4-3. Например,
рассмотрим условия экономической передачи тока
92
200 А. Согласно рис. 4-3, наивыгоднейшее сечение
в этом случае составляет 150 мм2, приведенные за-
траты равны 1,58 тыс. руб/км. Если рассматриваемую
передачу выполнить кабелем сечением 120 мм2, то
это вызовет увеличение приведенных затрат до
1,64 тыс. руб/км или они возрастут до 104%. При
использовании сечения 95 мм2 затраты составят
114% и т. д. Варианты выбора сечения линий с от-
клонением от наивыгоднейшего в большую сторону не
рассматриваются из-за их очевидной нецелесообраз-
ности, так как одновременно с увеличением затрат
возрастает расход проводникового металла.
Приведенные значения подтверждают необходи-
мость выбора ближайшего меньшего стандартного се-
чения при расчете линий по экономической плотности
тока. В частности, выбор сечения 120 мм2, вместо на-
ивыгоднейшего 150 мм2, увеличивает приведенные за-
траты на передачу энергии до 104%, однако при этом
уменьшается расход проводникового металла на 25%.
Таким образом, каждому сечению соответствует
определенная зона экономических токов, в интервале
которой приведенные затраты, связанные с передачей
энергии по кабельной линии данного сечения, нахо-
дятся в пределах минимального значения. Наличие
этих интервалов определяется дискретным измене-
нием сечений кабелей. Общие условия существования
экономических интервалов определяются по [6]. Зна-
чение тока, который является границей между эко-
номическими интервалами, устанавливается из равен-
ства: Q _
'-'л!-^л2,
где индексы 1 и 2 относятся к кабельным линиям
смежных сечений. Подставляя сюда значение Зп по
(4-1), можно получить величину граничного тока
41-2, при котором одинаково рационально использо-
вание кабелей смежных сечений, в виде
j _____1 Рл Ч~ Ек . Ал,)2-103 (4-2)
Значения граничного тока, помимо расчета по
(4-2), могут быть получены из экономических харак-
теристик кабельных линий. Например, непосредствен-
но из кривых рис. 4-3 для рассмотренной передачи
93
энергии имеем: для смежных сечений 95 и 120 мм2
величина граничного тока составляет 143 А, для се-
чений 120 и 150 мм2 она равна 151 А и т. д. Эти дан-
ные подтверждаются расчетом по формуле (4-2). Ее
анализ показывает, что характеристики расчетных
затрат линий смежных сечений пересекаются в том
случае, когда КЛ2>Кль a Ri>Rz. Указанные соот-
ношения не соблюдаются, если подкоренное выраже-
ние (4-2) оказывается отрицательным. В этом случае
характеристики 3Л1 и Зл2 не имеют точки пересече-
ния, т. е. одно из сравниваемых сечений является бо-
лее рациональным во всем диапазоне токов. В связи
с тем, что всегда RiZ>R^ единственным условием су-
ществования пересечения приведенных затрат будет
соблюдение неравенства——>1.
КЛ1
Существование интервала обусловливается нали-
чием не двух, а трех смежных сечений, т. е. двумя
точками пересечения экономических характеристик.
Поэтому условие пересечения затрат недостаточно
для суждения о наличии экономического интер-
вала. Обозначим параметры кабельных линий трех
смежных сечений через Кль R1, Лл2, Rs и Кл3, Rs.
Тогда интервал для кабельной линии сечения 2 су-
ществует в том случае, если имеются точки пересече-
ния расчетных затрат рассматриваемой линии Зл2,
с характеристиками линий смежных сечений 3л1 и Зл3.
При этом должно соблюдаться условие, что соответ-
ствующие граничные токи находятся между собой
в следующей зависимости:
h 1—2—3’
где Ai-2 и /г2-з — граничные токи, определяемые пе-
ресечением характеристик Зл! и Зл2 или Зл2 и Зл3
соответственно.
Подставив в указанную зависимость соответству-
ющие значения граничного тока (4-2), получим
(Клг-Ал1)2-10з
3 (/?! — R2)
Г рл + Ен (Клз-Кл^Ю3 *
тЗэ 3 (Z?3— R3)
94
В результате второе условие существования эко-
номического интервала можно выразить в виде
Кл2~~^Л1 Ri
Клз ^Сл2 ^2 ^3
(4-3)
Приведенные соотношения позволяют определить
экономические интервалы использования кабельных
линий для каждого сечения и заданных исходных дан-
ных. При этом необходимость в построении экономи-
ческих характеристик рассматриваемых линий отпа-
дает. В табл. 4-3 приведены соответствующие кри-
вым рис. 4-3 зоны экономического использования ка-
бельных линий 6—10 кВ. Данный пример позволяет
сделать ряд выводов. Экономическое сечение опреде-
ляется стоимостными показателями линии и характе-
ром электрогютребления, а также стоимостью энергии.
При постоянных стои-
мостных показателях
линии область ее эко-
номического использо-
Таблица 4-3
Зоны экономического
использования кабельных линий
Сечение кабеля, мм2 Экономические зоны токов, А
6 кВ 10 кВ
50 —79 —61
70 79—130 61—96
95 130—143 96—122
120 143—151 122—160
150 151—206 160—196
185 206—246 196—223
240 246— 223—
вания будет изменяться
в зависимости от изме-
нения характера элект-
ропотребления т и сто-
имости энергии Зэ.
Следовательно, кривые
рис. 4-3 относятся толь-
ко к рассматриваемым
значениям т и Зэ. На-
пример, при увеличе-
нии т экономические
зоны использования
будут сдвигаться в сто-
рону больших сечений
и наоборот. Последнее закономерно, так как с увели-
чением т возрастают потери электрической энергии.
Постоянство наивыгоднейшего соотношения между
затратами проводникового металла и потерями энер-
гии требует в рассматриваемом случае соответствую-
щего увеличения сечения токопровода.
При изменении характеристики т и Зэ происходит
пропорциональное изменение интервалов экономиче-
95
ского использования кабельных линии для всех сече-
ний, так как конкретное значение интервала опреде-
ляется только стоимостью сооружения линий Кл и их
сопротивлением К. Последнее вытекает из приведен-
ных условий существования экономических интерва-
лов. В результате сечения, не имеющие интервала
при каком-либо одном значении т и Зэ, не имеют его
ни при каком другом значении этих показателей.
Из приведенных условий можно также убедиться,
что всякое удвоение, утроение и т. п. сечения линий
экономически нецелесообразно, поскольку характери-
стики таких линий содержат только одну точку пере-
сечения с экономическими характеристиками линий
одиночного сечения. Зоны экономического использо-
вания рассматриваемых линий отсутствуют. Послед-
нее подтверждается рис. 4-3, где указана экономичес-
кая характеристика сдвоенной кабельной линии сече-
нием 2X70 мм2. Как видно, во всем диапазоне пере-
даваемых мощностей применение линии 2X70 мм2
экономически нецелесообразно по сравнению с ис-
пользованием одиночных линий.
Вывод о нерациональности применения сдвоенных,
строенных и т. п. линий может быть подтвержден сле-
дующим образом. Шаг стандартных сечений кабелей
находится в пределах 1,3. При линейной зависимости
стоимость сооружения кабельной линии от сечения
может быть представлена как Kn = F.o+kFF. Если
обозначить через F сечение одной из сдвоенных ли-
ний, то применительно к принятым выше обозначе-
ниям, стоимость сооружения сдвоенной линии будет
Кл2 = 2(/С0+^рЕ). В свою очередь, стоимость
одиночной линии равноценного сечения 2 F будет
Клз == Ко+kF2I'.
Для определения зоны необходимо рассмотреть
дополнительно одиночную линию сечением на интер-
вал меньше. Стоимость такой линии составит
Кл1 = Ко + kF = Ко + kP 1,54 F.
Сопротивление сдвоенной линии Д2 —К, одиночной
равного сечения Кз=К и линии на шаг меньшего се-
чения K[ = l,3 R.
96
Первое условие существования экономического ин-
тервала выполняется, ибо КЛ2>КЛ1 'и Вто-
рое условие не выполняется, так как левая часть не-
равенства (4-3) отрицательна:
Клз-Кл! = /<„ + 0,46/-
КлЗ-Ляг ------- Ко
Таким образом подтверждается нерациональность
применения сдвоенных, строенных и т. п. кабельных
линий. Если использование таких линий диктуется
условиями надежности электроснабжения, то значение
приведенных затрат, связанных с передачей энергии
(4-1), следует определять с учетом стоимостных по-
казателей надежности, в частности, величины народ-
нохозяйственного ущерба из-за возможных перерывов
электроснабжения.
Рассматриваемые интервалы связаны с понятием
экономической плотности тока. С этой целью гранич-
ное значение тока (4-2) принимаем равным экономи-
ческому току. Тогда экономическая плотность тока /э
определяется как отношение экономического тока /э
к меньшему из смежных сечений /д. С учетом приня-
тых в данном случае обозначений плотность тока
_ Zrl-2 _ 1 y f Рп + Ен(Кл2-КтУ\^~
3 Г\ V тЗэ 3(Ях-/?2)
Полученное выражение отличается от известной
расчетной формулы экономической плотности тока,
так как в данном случае учитывается дискретный ха-
рактер изменения параметров кабельных линий, в то
время как обычно изменение параметров принимается
непрерывным. Используя последнее выражение, мо-
жно определить экономические плотности для кон-
кретных систем электроснабжения, с учетом необхо-
димых параметров линий Кл и R, стоимости энергии
Зэ и вида нагрузки, характеризуемого т. В то же
время нормированные значения экономической плот-
ности тока (табл. 4-1) не позволяют в полной мере
учесть приведенные факторы.
С целью упрощения расчетов конкретных кабель-
ных линий может быть использована методика [3].
4 В. А. Козлов
97
Имея в виду, чю i р.пшчвып юк принимается равным
экономическому, и учитывая (4-2), можно записать
/ I / р 1 /~Кт)-103 (4-4\
’ I т39 у 3(Rt — R2) ’
1 Де р Рл -1 - Ен.
Из (4-4) следует, что величина пропорциональ-
на значению ]/~^—• Если обозначить исходные
V т:Зэ
данные через т0 и 3,|0 п соответствующий нм ток через
I-м, то экономический ток при других исходных дан-
ных будет
'='» (4-5)
р
где о = -3-- .
В частности, для принятых при построении харак-
теристик рис. 4-3 значений то = 2ООО ч, ро = О,175 и
Зо0=0,01 руб/(кВт-ч) имеем:
4=10,7 4о1Ло-
Таким образом, используя (4-5), можно опреде-
лить экономическую зону токов при других исходных
данных. Величина тока /00 рассчитывается по (4-4).
Могут быть составлены графики, которые значительно
упрощают расчеты. Для примера на рис. 4-4 приве-
дены характеристики экономического тока в зависи-
мости от коэффициента о для кабелей ААБ10 кВ,
а на рис. 4-5 — для кабелей АОСБ 35 кВ. С их по-
мощью может быть определено экономическое сече-
ние линии для любых нагрузок 1 и значений о.
Принятое значение тока /э не должно превосхо-
дить допустимого по нагреву, поэтому переход кри-
вых /э в прямые на рис. 4-4 и 4-5 показывает, что при
больших о определяющим становится нагрев, а не
экономические условия.
При проектировании конкретных систем электро-
снабжения, как правило, используются нормирован-
ные значения экономической плотности тока (табл.
4-1). При выполнении различного рода сравнительных
98
расчетов и для выявления общих технико-экономиче-
ских характеристик прибегают к уравнению приведен-
ных затрат (4-1) и последующих соотношений, что
при наличии точных исходных данных позволяет оп-
ределить более правильно экономические сечения ка-
бельных линий.
Рассмотренная методика анализа технико-эконо-
мических показателей может быть использована так-
же при расчете сети. С этой целью определим зако-
Рис. 4-4. Зоны экономических сечении кабельных ли-
ний 10 кВ, выполненных кабелем ААБ
номерности формирования распределительной сети на
примере использования для этих целей принципа так
называемого расщепления сечения линий.
Выполнение линий с расщепленными сечениями
может производиться двумя путями. В первом случае
расщепление сечений связывается с изменением дли-
ны и конфигурации линий, так как питание каждого
потребителя выделяется на самостоятельные линии.
Во втором случае каждая линия выполняется в виде
пучка линий меньшего сечения, без изменения длины
линии.
Предложение об использовании расщепленных се-
чений обычно связывается с экономией проводнико-
вого металла. Однако следует указать, что расход
проводникового металла, как натуральный показа-
4
99
тсль, не является технико-экономическим критерием.
Кроме того, принцип расщепления сечений по суще-
ству равноценен применению сдвоенных, строенных и
т. п. линий. Последнее, как указано выше, нецелесо-
образно.
Определим общие условия рационального по-
строения распределительной сети, имея в виду способ
формирования ее линий.
Рис. 4-5. Зоны экономических сечений
кабельных линий 35 кВ, выполненных
кабелем АОСБ
Если принять, как обычно, что стоимость соору-
жения линии
Kn = (K0 + kFF)L,
где Ко — не зависящая от сечения липин часть перво-
начальных вложений, руб/км; kF — постоянный коэф-
фициент при зависимой от сечения F части первона-
чальных вложений, руб/(мм2-км); L — длина линии,
км, то суммарные приведенные затраты двух линий
длиною К и К с нагрузками на концах Л п /2 оп-
ределятся как:
32л = Р (Ко + W " -----+
3/9т93.9В9-10—3
+ Р (Ко + w L2+ 22э2-?----------, (4-6)
TH
где у — удельная проводимость, км/(Ом-мм2).
100
Нетрудно установить, что приведенные затраты
(4-6) будут минимальными, если плотности тока в ли-
ниях удовлетворяют условию:
; _ 1 ГPTfef 1Q3 . _ /~ру
11 V 3^3Э1 ’ h V 3т23;,2
Полученные выражения соответствуют экономиче-
ской плотности тока. Можно показать, что условие,
полученное для двух линий, распространяется на лю-
бое число линий.
Следовательно, экономические показатели системы
передачи энергии будут наивыгоднейшими в том слу-
чае, когда сечение каждой линии будет выбрано по
экономической плотности тока. Это позволяет сде-
лать вывод, что исходя из экономических соображе-
ний построение электрических сетей необходимо осу-
ществлять в направлении создания экономически
зависимых нитей. Конфигурация сети должна обеспе-
чивать питание каждого потребителя как бы по само-
стоятельной линии кратчайшей длины, сечение кото-
рой находится в экономической связи с сечениями
других линий по закону экономической плотности
тока.
Отмеченное условие не является достаточным.
Если принять ji=jz=jB и подставить в (4-6), то мо-
жно получить:
— Р^о (^1 + ^2) + А (Л^1+
где ^pkF ЗтЗэ/э-10~~3
/э У
Полученное выражение показывает, что при по-
строении сетей необходимо стремиться к физическому
объединению отдельных линий, так как при этом
будут уменьшаться суммарные приведенные затраты
сравнительно с передачей энергии каждому потреби-
телю по самостоятельной линии. Последнее опреде-
ляется тем, что при физическом объединении отдель-
ных линий в одну сумма путей прохождения токов
каждой нагрузки всегда больше длины, образованной
в результате объединения линий. Это обстоятельство
по-разному отражается на составляющих рассматри-
ваемого выражения. В самом деле, независимо'’ от
101
кабелей напряжением ПО—220 кВ, сечением жил до
1000 мм2, получает внд: /?эф = /? (1 + 1,34-10-3 F).
Используя выражение (4-2), можно убедиться, что
увеличенное значение потерь энергии в кабельных ли-
ниях напряжением ПО—220 кВ не сказывается на
величинах граничного тока и экономической плот-
ности тока таких линии, по сравнению с кабельными
линиями обычных конструкций. Последнее определя-
ется тем, что с увеличением сопротивления, а следо-
вательно, потерь энергии, происходит пропорциональ-
ное увеличение расхода проводникового металла,
а в результате оптимальное соотношение между ве-
личиной потерь и затратами проводникового металла
остается неизменным.
Величина диэлектрических потерь в изоляции оп-
ределяется рабочим напряжением и сечением жил
кабелей. Она не зависит от величины нагрузки линии
[4]. Значение этих потерь, в принципе, будет сказы-
ваться на величине экономической плотности тока
в сторону ее увеличения. Однако для кабелей ПО—
220 кВ эта часть потерь составляет небольшую долю
в суммарных потерях энергии и при экономических
расчетах может не учитываться. При выборе эконо-
мического сечения кабельных линий ПО—220 кВ сле-
дует пользоваться табл. 4-1 п 4-2.
4-3. Технико-экономические характеристики
подземных кабельных линий
В технико-экономических показателях подземных
кабельных линий, как правило, приводятся только
общие данные: тип кабелей, допустимые нагрузки,
стоимость сооружения линий и т. д. Между тем с по-
мощью показателей, составленных в более широком
плане, можно не только выявить технико-экономиче-
ские особенности кабельных линий, но получить
выводы общего характера. Ниже определены характе-
ристики подземных линий при их выполнении кабе-
лями распространенных в СССР конструкций, с уче-
том условий современных городов, а также прокладки
одной кабельной линии в земляной траншее. Расчеты
выполнены при условии передачи по кабельной ли-
104
нии экономической мощности, принимаемой в соответ-
ствии с нормированными значениями (табл. 4-1).
Экономические характеристики линий, определяе-
мые величиной приведенных затрат, рассчитаны для
средних условий электропотребления и стоимостных
показателей и имеют относительное значение. С целью
сопоставления показателей различных кабельных ли-
ний приведенные затраты относятся к единице пере-
даваемой мощности. Результаты определения удель-
кабелям с вязкой пропиткой для напряжения 0,22- -
0,38 кВ указаны на рис. 4-6, для напряжений
6—35 кВ — на рис. 4-7.
Из рис. 4-6 следует, что напряжение 380 В по
сравнению с напряжением 220 В рациональнее во
всем диапазоне мощностей, передаваемых по кабель-
ным линиям. При этом удельные затраты для напря-
жения 380 В меньше в 1,7 раза.
При изменении сечения в три раза, в частности
при переходе от сечения кабелей 50 мм2 к сечению
150 мм2, удельные затраты на передачу энергии
уменьшаются: для кабелей с медными жилами в 1,4
раза, для кабелей с алюминиевыми жилами в 1,65
раза.
Как видно из рис. 4-7, с увеличением передавае-
мой мощности выявляются технико-экономические
преимущества кабельных линий более высоких на-
пряжений. В частности, при передаче мощности более
6 МВ-А целесообразен переход от напряжения 10 кВ
к напряжению 20 кВ, при мощности более 8 МВ-А —
к напряжению 35 кВ.
Независимо от величины мощности удельные за-
траты, связанные с ее передачей, при напряжении
105
10 кВ значительно меньше, чем при использовании
напряжения 6 кВ. Приведенные затраты при этом
уменьшаются в 1,5 раза. Если иметь в виду, что стои-
мость оборудования для распределительных уст-
ройств указанных напряжений равноценна, то приве-
денные цифры свидетельствуют о безусловной целесо-
Рис. 4-7. Удельные приведенные затраты кабельных
линии
1 — СБ-6; 2 — АСБ-6; 3— СБ-10; 4 — АСБ-10; 5 — АОСБ-20;
6 — ОСБ-20; 7 — АОСБ-35; 8 — ОСБ-35
образности осуществления электроснабжения потре-
бителей при напряжении 10 кВ по сравнению с на-
пряжением 6 кВ.
Сравнивая приведенные затраты, характеризую-
щие передачу энергии при напряжениях 20 и 35 кВ,
в пределах максимальных передаваемых мощностей
8—12 МВ-А, видим, что эти затраты отличаются не-
значительно. Только при применении кабелей с мед-
ными жилами разница между удельными затратами
на передачу энергии при указанных напряжениях до-
стигает 15% в пользу напряжения 35 кВ. Следует
отметить недостаточно удачную конструкцию отече-
ственных кабелей 20 кВ, которые выпускаются с от-
Юб
Рис. 4-8. Зависимость удельных
приведенных затрат от напряжения
и сечения кабельных линий
дельно освинцованными жилами. Разработка рацио-
нальной конструкции должна снизить стоимость ка-
белей.
Эффективность применения кабельных линий
крупных сечений показана па рис. 4-8, где приведено
изменение удельных затрат в зависимости от напря-
жения подземной линии и ее сечения для кабелей
6—35 кВ с алюминиевыми жилами. При изменении
сечения линий от 50 до
затрат составляет: для
кабелей 6 кВ—1,63,
для кабелей 10 кВ —
1,55, для кабелей
20 кВ — 2,06 и для на-
пряжения 35 кВ —
2,35 раза. Таким обра-
зом, с увеличением на-
пряжения линии пере-
дачи эффективность
применения кабелей
крупных сечений увели-
чивается. Последнее
объясняется уменьше-
нием относительной
стоимости кабелей с
увеличением сечения,
а также подтверждает отмеченную выше закономер-
ность формирования распределительных сетей, имея
в виду целесообразность объединения ее линий.
В связи с тем, что передаваемая мощность линий
определяется по экономической плотности тока, за-
траты проводникового металла на единицу передава-
емой мощности при данном напряжении линии оста-
ются постоянными. Однако эффективность использо-
вания проводникового металла кабелей с увеличением
напряжения линии повышается. Последнее видно из
табл. 4-4, в которой указан удельный расход металла
в зависимости от напряжения кабелей и материала
его жил.
Из данных табл. 4-4 следует, что при выполнении
линий кабелями расход меди на единицу передавае-
мой мощности выше, чем алюминия, несмотря на худ-
шую проводимость последнего. Учитывая меньшую
107
Таблица- 4-4 Удельный расход металла в кабельных линиях, кг/(кВ • А км)
Материал жил Напряжение, кВ
0,22 0,38 6 10 20 35 НО
Алюминий 17,7 10,3 0,58 0,34 0,17 0,10 —
Медь . . ... 32,0 19,0 1,1 0,62 0,32 0,18 0,058
стоимость алюминия, народнохозяйственная целесо-
образность его применения вместо меди, на первый
взгляд, представляется бесспорной.
Относительно высокие удельные затраты провод-
никового металла в сетях напряжением до 1000 В
указывают на необходимость серьезной работы над
совершенствованием распределительных сетей, а так-
же всемерного приближения высоких напряжений
к потребителю.
Характеристики рис. 4-6 и 4-7 позволяют дать тех-
нико-экономическую оценку рациональности примене-
ния алюминия для жил силовых кабелей. Для напря-
жения 1 —10 кВ целесообразно использовать кабели
с алюминиевыми жилами, так как при этом несколько
снижаются удельные затраты на передачу мощности
по сравнению с кабелями с медными жилами. Про-
тивоположный результат наблюдается для кабелей
напряжением 20 и 35 кВ. Из рис. 4-7 видно, что при-
менение кабелей с алюминиевыми жилами приводит
к увеличению удельных затрат по сравнению с ис-
пользованием кабелей с медными жилами. В зависи-
мости от передаваемой мощности это увеличение
достигает 10% и определяется относительно высокой
стоимостью кабелей с алюминиевыми жилами.
В табл. 4-5 приведены потери мощности в жилах
кабелей в зависимости от их сечения при передаче
экономической мощности, определенной по данным
табл. 4-1 для Европейской части СССР и при 7\,акс =
= 3000—5000 ч. При этих же условиях в табл. 4-6
указаны величины относительных потерь мощности,
которые в пределах каждого напряжения остаются
108
неизменными, так как выбор сечения кабельных ли-
ний производится по экономической плотности тока.
Увеличенное значение относительных потерь мощно-
сти для кабелей с медными жилами вполне законо-
мерно. Экономическая плотность тока для кабелей
с медными жилами почти в 1,8 раза выше, чем для
кабелей с алюминиевыми жилами, в то время как
проводимость жил отличается в 1,68 раза.
Таблица 4-5
Потери мощности в кабельных линиях, кВт/км
Материал жилы Сечение, мм2
50 70 95 120 150 185 240
Алюминий 9,3 13,4 17,4 22,6 26,5 33,6 46,1
Медь 17,8 25,6 33,3 43,0 50,5 64,1 85,6
Таблица 4-6
Относительные потери мощности в кабельных
линиях, %
На рис. 4-9 и 4-10 указаны соответственно стои-
мость сооружения кабельных линий и экономическая
передаваемая мощность кабелей различных типов
в зависимости от их сечения, определенная для отме-
ченных условий электропередачи. Как видно, разница
в стоимости сооружения кабельных линий в зависи-
мости от использования кабелей с медными или алю-
миниевыми жилами находится для напряжения 20 кВ
в пределах 11—32%, а для напряжения 35 кВ в пре-
делах 8—11,2%. В то же время передаваемая мощ-
ность указанных типов кабелей различается в 1,75—
109
1,94 раза в сторону сс увеличения для кабелей с мед-
ными жилами.
В результате уменьшение передаваемой мощности
для кабелей с алюминиевыми жилами не компенсиру-
ется соответствующим снижением их стоимости, что
приводит к увеличению удельных затрат на передачу
Рис. 4-9. Стоимость со-
оружения кабельных ли-
нии
1 — ЛЛВ-6; 2 — ААБ-10; 3 —
АСБ-6; 4 — АСБ-10; 5 —
АОАБ-20; 6 — СБ-6; 7 —
СБ-10; 8 — АОСБ-20; .9 —
ОАБ-20; 10 — АОАБ-35; 11 —
ОСБ-20; 12 — ОЛБ-35; 13 —
АОСБ-35; 14 — ОСБ-35
Рис. 4-10. Экономическая мощ-
ность кабельных линии
1 — 6 кВ, жила медная; 1 — то же,
алюминиевая; 2, 2' — 10 кВ; 3, 3'—•
20 кВ; 4,4' — 35 кВ
мощности. Следовательно, замена меди на алюминии
при изготовлении кабелей указанных напряжений
оказывается недостаточно эффективной. По-види-
мому, действующие стоимости кабелей 20 и 35 кВ нс
являются оптимальными. Последнее не стимулирует
внедрение кабелей с алюминиевыми жилами. Отече-
ственная промышленность должна принять соответ-
ствующие меры к упрощению конструкции таких ка-
белей и снижению их стоимости.
Данные рис. 4-9 показывают значительную эффек-
тивность использования алюминиевой оболочки вме-
сто свинцовой. В результате такой замены стоимость
кабелей снижается на 25—35%.
Анализ технико-экономических показателей кабе-
лей 110—220 кВ встречает определенные трудности,
110
так как до настоящего времени отсутствуют полно-
ценные исходные данные, а технические решения, свя-
занные с изготовлением кабелей и сооружением ка-
бельных линий, не имеют установившегося характера.
Следует подчеркнуть, что основные данные таких ли-
ний, как-то: стоимость их сооружения п величина
передаваемой мощности, а следовательно, все осталь-
ные показатели в значительной мере определяются
местными условиями и рассчитываются самостоя-
тельно для каждой конкретной линии.
Для представления о величине передаваемой мощ-
ности в табл. 4-7 приведены ее экономические зна-
чения для маслонаполненных кабельных линий с мед-
ными жилами, напряжением ПО—220 кВ, при рас-
сматриваемых исходных условиях. Эти мощности не
зависят от типа используемого кабеля. Расчет других
технико-экономических показателей электропередачи
на основании табл. 4-7 при существующих конструк-
циях кабелей ПО—220 кВ не представляет интереса.
Из дальнейшего будет видно, что предельные допус-
тимые нагрузки на кабели находятся значительно
ниже экономических значений передаваемой мощ-
ности.
Таблица 4-7
Экономическая мощность маслонаполненных кабельных
линий, МВ-А
Напряже- ние, кВ Сечение жилы, мм2
150 185 240 270 300 350 400 425 500 550 625 700 800
110 68 83 108 124 135 160 180 194 225 250 284 315 360
220 — — 216 248 270 320 360 392 450 500 568 630 720
Приведем некоторые показатели (табл. 4-8) масло-
наполненных кабельных линий среднего давления на-
пряжением 110 кВ, прокладываемых в земляной тран-
шее, выполняемых кабелем типа МССК, который
в настоящее время наиболее распространен при про-
кладке в городских условиях. При этом стоимость
сооружения, потери мощности и диэлектрические по-
терн определялись по данным МЭИ.
111
Таблица 4-8
Технико-экономические характеристики кабельных линий
110 кВ с медными жилами
Характеристики Сечение жилы, мм2
150 270 500 625
Стоимость однофазного кабеля, тыс, руб/км Стоимость одноцепной трехфазной линии, тыс. руб/км Полные потери мощности в жилах линии, кВт/км Диэлектрические потери в изоля- ции линии, кВт/км 18,9 19,7 22,3 28,3
168 178 196 206
62 125 292 392
1,13 1,40 1,9 2,17
Расход меди в жиле однофазного ка- беля, кг/км 1309 2355 4362 5452
По данным табл. 4-8 и каталогов на рис. 4-11
приведены экономическая и предельная допустимая
мощности рассматриваемых линии ПО кВ. Из рис.
4-11 следует, что предельная допустимая мощность
Рис. 4-11. Экономическая
и предельная передавае-
мая мощность кабельных
линий ПО кВ
Snp, определяемая тепловыми режимами работы ка-
беля, меньше экономической 5ЯК. Мощность, переда-
ваемая кабелем с жилами 625 мм2, уменьшается в два
раза, что определяется значительным ростом потерь
мощности в жиле кабеля с увеличением сечения. Из
табл. 4-8 видно, что с увеличением сечения в 4,15 раза
полные потери мощности в жиле возрастают в 6,3
раза. Кроме этого, следует учитывать наличие
диэлектрических потерь в изоляции. Перечисленные
потери в конечном счете сильно влияют на тепловой
112
режим работы кабеля и вносят существенные ограни-
чения его предельной допускаемой нагрузки.
Можно сказать, что конструкция рассматриваемых
кабелей представляется недостаточно совершенной,
поскольку эффективность использования материала
токопроводящей жилы находится ниже экономических
значений. Однако это техническое ограничение необ-
ходимо принимать во внимание при определении тех-
нико-экономических показателей рассматриваемых
линий.
Удельные приведенные затраты линий, указанные
на рис. 4-12, определялись иа основании данных
табл. 4-8 и относились к допустимой нагрузке. На
рис. 4-12 приведены стоимости сооружения линий.
Из этих данных следует, что при изменении сечения
в 4,15 раза от 150 до 625 мм2 приведенные затраты
па передачу энергии уменьшаются в 3,32 раза, а пе-
редаваемая мощность увеличивается только в 1,93
раза. При этом стоимость кабельных линий увели-
чивается в 1,23 раза.
Наибольшее снижение приведенных затрат отме-
чается при изменении сечения кабелей в пределах
от 150 до 500 мм2. Эффективность дальнейшего уве-
личения сечения кабелей уменьшается. Последнее
определяется отмеченными выше температурными
ограничениями, которые увеличиваются с ростом се-
чения.
В этой связи отметим практику зарубежных стран,
где в последние годы используются маслонаполнен-
ные кабельные линии НО—220 кВ с жилами круп-
113
него сечения (1000 мм2 п более), которые дополня-
ются устройствами принудительного охлаждения ка-
беля вдоль его трассы. Такого рода охлаждение по-
зволяет уменьшить влияние тепловых ограничений и
создает условия для эффективного использования
проводникового металла жил, несмотря на увеличе-
ние их сечения. Отсутствие таких мер в практике
выполнения отечественных электрических сетей не
позволяет в данном случае оценить эффективность
принудительного охлаждения.
Как отмечалось, стоимость сооружения рассмат-
риваемых кабельных линий определяется местными
условиями. В табл. 4-8 и на рис. 4-12 приведены не-
которые средние значения стоимостей. Суммарная
стоимость сооружения линии при ее прокладке в зем-
ляной траншее складывается ориентировочно из сле-
дующих составляющих: стоимости кабеля — 30%,
прокладки и монтажа — 20%, земляных работ — 30%,
общестроительных работ и вспомогательного соору-
жения— 20%. При этом в стоимость не включались
расходы, которые потребуются для переноса дей-
ствующих сооружений с трассы прокладки кабеля,
что может встретиться в городских условиях.
Из отмеченных данных следует, что стоимость
самого кабеля в суммарной стоимости сооружения
линии составляет только 30%. В результате при уве-
личении стоимости кабеля в рассматриваемом диа-
пазоне сечений в 1,51 раза, что следует из табл. 4-8,
стоимость сооружения линии возрастает только в 1,22
раза.
Для сравнительной оценки полученных данных и
уточнения зоны использования кабелей ПО кВ на
рис. 4-12 указаны также удельные затраты, связан-
ные с передачей энергии при напряжении 35 кВ с ис-
пользованием кабелей типа ОСБ-35, максимального
сечения 3X150 мм2. В процессе расчета затрат для
кабелей 35 кВ принимались во внимание одновремен-
ная прокладка нескольких кабелей в одной траншее
и снижение вследствие этого пропускной способности
кабелей, что ограничивало величину передаваемой
мощности ниже экономического значения.
Из данных рис. 4-12 следует, что вопросы приме-
нения кабелей НО кВ среднего давления для элект-
114
роснабжения городских потребителей можно рассмат-
ривать только начиная с мощности передачи при-
мерно 60 МВ-А и выше. При меньшей мощности осу-
ществление передачи будет всегда целесообразным
при напряжении 35 кВ. В конкретных условиях, когда
при выборе системы электроснабжения необходимо
учитывать также технико-экономические показатели
подстанций, рациональность применения кабельных
линий НО кВ будет выявляться при мощности пере-
дачи значительно большей чем 60 МВ-А. Последнее
лишний раз подтверждает недостаточную рациональ-
ность конструкции маслонаполненных кабелей сред-
него давления ПО кВ.
В отличие от стоимостных характеристик линий
110 кВ для линий 6—35 кВ в суммарной стоимости
сооружения чистая стоимость кабелей в зависимости
от их сечения составляет: для кабелей 10 кВ — 43—
53% и для кабелей 35 кВ — 57—58%). В зависимости
от вида замощения уличных проездов последние циф-
ры могут изменяться, так как принятые исходные
данные предусматривают весьма совершенный тип
покрытия улиц.
Указанные стоимости, в свою очередь, определяют
величину приведенных затрат. В частности, в зависи-
мости от сечения кабелей часть затрат, определяемая
отчислениями от стоимости сооружения линий, в рас-
сматриваемых условиях составляет: для кабелей
10 кВ от 71 до 44%, для кабелей 35 кВ от 89 до 75%.
Остальная часть приведенных затрат определяется
величиной передаваемой мощности и характером
электропотребления.
Таким образом стоимость кабелей является реша-
ющим фактором, который устанавливает уровень при-
веденных затрат, связанных с передачей энергии.
В этой связи представляет интерес остановиться на
действующих ценах кабелей рассматриваемых типов
и на базе этих цен определить рациональность их
конструкции. Отметим, что установившихся показа-
телей рациональности конструкции кабелей в настоя-
щее время нет.
Для сравнительной оценки различных типов кабе-
лей можно воспользоваться их стоимостью, относи-
мой к единице передаваемой мощности в зависимости
115
от сечения. Этот показатель будет свидетельствовать
об эффективности использования материалов, состав-
ляющих конструкцию кабелей.
На рис. 4-13 указаны удельные стоимости высо-
ковольтных кабелей с вязкой пропиткой. Они пока-
зывают несовершенство кабелей 20 и 35 кВ с алю-
миниевыми жилами, так как удельная стоимость та-
ких кабелей одного сечения равноценна стоимости
Рис. 4-13. Удельные
стоимости кабелей
6- 35 кВ
1 — ОСБ-35: 2 — ОСБ-20;
3 — АОСБ-35; 4 — СБ-10;
5 — АСБ-10: 6 — АОСБ-
20; 7 —СБ-6; 8 —АСБ-6
кабелей 10 кВ. При этом удельная стоимость кабелей
20 кВ даже выше, чем стоимость кабелей 10 кВ. Та-
ким образом, необходимость совершенствования кабе-
лей 20 кВ с алюминиевыми жилами существующей
конструкции очевидна.
Из табл. 4-8 и рис. 4-11 можно установить, что
удельная стоимость кабелей 110 кВ находится в пре-
делах 0,81—0,6 руб/(кВ-А-км), т. е. выше аналогич-
ных показателей кабелей 35 кВ. Следовательно, кон-
струкция выпускаемых кабелей НО кВ также недоста-
точно отработана и требует серьезных улучшений.
По данным заводов-изготовителей работы по усо-
вершенствованию маслонаполненных кабелей ПО кВ
среднего давления проводятся в направлении исполь-
зования алюминия для токопроводящей жилы и обо-
лочки кабеля, а также уменьшения стоимости бумаги
для изолирования кабеля. Последнее должно при-
вести к снижению оптовой цены на кабели в 1,5—2
раза. В результате будут созданы реальные предпо-
сылки для внедрения в городах напряжения 110 кВ,
необходимость которого выявляется с каждым годом
все острее.
116
В заключение отмстим, что рассмотренные техип-
ко-экопомическис показатели определены, за исклю-
чением кабелей НО кВ, при условии передачи по ка-
бельным линиям экономической мощности. Между
тем в ряде случаев, особенно для кабелей 35 кВ, вы-
бор их сечения может лимитироваться пропускной
способностью и будет определяться не экономической
плотностью тока, а техническими соображениями, в
частности допустимой плотностью тока в аварийных
режимах. Показатели кабелей в таких режимах бу-
дут несколько отличаться от рассмотренных выше.
Однако общие выводы останутся неизменными.
4-4. Отдельные вопросы сооружения кабельных линий
В связи с тем, что напряжение 110 кВ находит все большее
применение в системах электроснабжения городов, значительный
интерес представляют вопросы прокладки кабельных липни этого
напряжения. Отмстим основные особенности конструктивного
выполнения кабельных линий ПО кВ в условиях современ-
ного города, а также вопросы, возникающие при их проектиро-
вании, так как по сравнению с линиями 6—35 кВ кабельные ли-
нии 110 кВ являются сложными сооружениями.
Из кабелей 110 кВ отечественного производства для город-
ских условий наиболее распространенными являются однофазные
маслонаполненные кабели среднего давления. По сравнению
с другими типами кабелей они требуют меньшее количество
маслоподпитывающей аппаратуры, которая не содержит вращаю-
щихся частей; прокладка кабелей возможна с большим числом
поворотов и относительно малым радиусом; температура затвер-
девания масла достаточно низкая (—504—55° С).
В соответствии с принципиальной схемой (рис. 4-14), в комп-
лекс кабельной линии 110 кВ среднего давления входят: три
одножильных кабеля НО кВ, подпитывающие устройства, уста-
навливаемые по трассе и на концах липни, колодцы для стопор-
ных муфт, временные колодцы для соединительных муфт, конт-
рольный кабель и аппаратура для наблюдения за давлением
масла в кабеле, вспомогательная силовая сеть.
Как правило, прокладка линий производится в проезжей ча-
сти улиц, в земляной траншее шириною 1100—1300 мм на глу-
бине 1500 мм. Одножильные кабели ПО кВ располагаются по
треугольнику вплотную друг к другу. Каждая линия на всем
протяжении имеет защиту от механических повреждений, вы-
полняемую из бетонных плит, которые устанавливаются сверху
и с боков кабелей. Кабели засыпаются мелким песком или хи-
мически нейтральным просеянным грунтом. В одной траншее
прокладывается также контрольный кабель.
На трассе линии через 300—400 м (строительная линия ка-
беля) сооружаются временные монтажные колодцы для соеди-
нительных муфт, так как их монтаж, который продолжается
117
На одной фазе до 8—10 ч, может производиться только в том
случае, когда температура окружающей среды не ниже 20—25° С
и при влажности воздуха не более 65°/о- После окончания мон-
тажа муфт верхнее перекрытие разбирается и колодцы засы-
паются; иногда их оставляют на период эксплуатации кабельной
линии.
Кроме соединительных муфт, на линии предусматривается
установка стопорных муфт с соответствующей аппаратурой для
подпитки линии маслом. С этой целью сооружаются постоянные
А-А
Рис. 4-14. Принципиальная схема линии маслонаполненного ка-
беля среднего давления
Г — кабель; 2 — соединительная муфта; 3 — подземный колодец; 4 — сто-
порная муфта; 5 — баки давления; 6 — манометры; 7 — концевая муфта;
X — контрольный кабель; 9— железобетонные плиты
колодцы, размеры которых определяются количеством подпиты-
вающих баков. Рядом с колодцем сооружается вентиляционная
будка, где устанавливается сигнальная и измерительная аппа-
ратура.
Стопорные муфты делят кабельную линию на ряд секций,
в пределах которых осуществляется автоматическое поддержа-
ние давления масла в кабеле в установленных пределах в зави-
симости от режимов работы линии. При нагреве кабеля проис-
ходит увеличение объема масла и выделение его в малопроводя-
щий канал кабеля. Избыточное количество масла по каналу по-
ступает в баки давления, связанные со стопорными муфтами.
При движении масла по каналу в кабеле происходит увеличе-
ние давления масла. При охлаждении кабеля масло из баков
118
давления поступает в кабель через маслопроводящий канал и
давление в кабеле уменьшается. В зависимости от местных ус-
ловий длина отдельных секции находится в пределах 2,5—4,5 км.
Общий объем масла в одножильном кабеле сечения 400 мм2
рассматриваемого типа составляет: в канале жилы 100 кг и
в изоляции кабеля 620 кг. Кроме того, номинальный объем от-
дачи масла стандартным баком давления находится в пределах
55 л. Таким образом, общее количество масла, находящегося
в 1 км трехфазной линии ПО кВ с учетом аппаратуры под-
питки, составляет около 2000 кг.
Рис. 4-15. Стопорный колодец. Прямо этажерка с под-
питывающими бачками, по бокам на стенках — стопор-
ные муфты
Колодцы для стопорных муфт (рис. 4-15) представляют до-
статочно сложное сооружение. Например, одноэтажный подзем-
ный колодец двухцепной линии с 6 стопорными муфтами и 14
баками давления имеет размеры: 11,0x3,2x2,2 м. Колодцы обо-
рудуются электрическим освещением, телефонной связью с цент-
ральным пунктом сигнализации, насосами для откачки воды и
вентиляцией.
Бак давления представляет герметически закрытый сосуд,
в котором находятся заполненные газом упругие сильфонные
элементы, состоящие из сваренных между собой волнистых лис-
тов монель-металла или хромоникелевой стали. Между этими
элементами находится масло, сообщающееся с маслом в кабеле
через трубки, которые подводятся к стопорным или концевым
муфтам. Диаметр бака — 426 мм; высота — 1445 мм; масса
С маслом — около 300 кг
119
Для наблюдения за работой подпитывающей системы и опре-
деления секции с утечкой масла баки давления имеют контакт-
ные манометры, которые обеспечивают подачу соответствующих
сигналов при снижении и повышении давления против допусти-
мых значений. Для передачи сигналов на дежурный пункт вдоль
всей трассы линии прокладывается контрольный кабель, по ко-
торому осуществляется также телефонная связь.
Для освещения, привода вентиляционной установки, пита-
ния устройств телемеханики и т. д. к каждому колодцу подво-
дится соответствующая силовая сеть. Значительного внимания
требуют защитные мероприятия, как-то: заземление колодцев,
защита контрольного кабеля и персонала от электромагнитного
влияния, которое может возникнуть при однофазных замыканиях
в кабелях ПО кВ.
Проектирование каждой кабельной линии производится при-
менительно к местным условиям. В процессе проектирования дол-
жен быть определен способ прокладки кабелей на всех участках
линии; решены вопросы расположения каждой фазы линии; выб-
ран способ соединения и заземления оболочек кабелей. Проекти-
рованию предшествует изучение тепловых свойств грунта вдоль
предполагаемой трассы. Последнее позволяет установить необхо-
димые характеристики грунта и выявить участки с высоким со-
противлением, на которых может потребоваться частичная замена
грунта.
Имея тепловые сопротивления грунта и принятый способ про-
кладки, вариантными расчетами определяются допустимые на-
грузки в различных режимах работы и сечение кабельной линии.
При этом учитываются максимально допустимая температура
жилы, принимаемая для кабелей ПО кВ при их прокладке
в земле равной 70° С. температура окружающей среды, тепловые
характеристики изоляции и защитных покровов, значения токов,
протекающих в свинцовой оболочке и броне кабеля и т. п. Для
примера в табл. 4-9 указана допустимая длительная мощность
маслонаполненных линий кабельных ПО кВ с медными жилами,
Таблица 4-9
Допустимая длительная мощность по нагреву и расчетные
данные маслонаполненных кабельных линий
110 кВ с медными жилами
Сечение жилы, мм2 Допустимая мощность, МВ-А Сопротивление жилы, Ом/км Зарядная мощность, квар/км
мсск мвдт активное реактивное
150 74 64 0,122 0,200 1180
270 94 90 0,068 0,185 1270
500 130 — 0,037 0,160 1420
550 — 124 0,032 0,155 1450
625 142 — 0,029 0,150 1500
800 152 140 0,022 0,140 1600
120
определенная тепловым расчетом для средних условии прокладки
кабелей в земляной траншее. Отмечается повышенная реактив-
ность линий и значительная зарядная мощность, что следует учи-
тывать при рассмотрении режима работы сетей НО кВ.
После определения передаваемой мощности производится
расчет подпитки, в результате которого устанавливаются рас-
стояния между стопорными муфтами и места установки муфт,
тип и количество подпитывающих баков в каждой секции линии,
конструкции колодцев и концевых устройств с подпитывающими
баками, системы сигнализации и контроля за давлением масла
вдоль кабельной линии.
В процессе расчета определяются давления во всех элемен-
тах кабельной линии, а также необходимое количество масла
в подпитывающей аппаратуре. Различаются стационарные ре-
жимы работы линии, когда тепловые условия в кабеле имеют
в той или иной мере установившийся характер, а также переход-
ные режимы, связанные с резким изменением тепловых условий,
возникающие при включении и отключении кабеля. Допустимые
максимальные и минимальные давления для кабелей ПО кВ сред-
него давления, в указанных режимах приведены в табл. 4-10.
Таблица 4-10
Допустимые давления в кабелях среднего давления
Элемент линии Наибольшее Наименьшее
Кабель и арматура в стационарном режиме, баки давления в стаци- онарном режиме и при переход- ных тепловых процессах .... Кабель и арматура при переходных тепловых процессах . . 4,9-106 Па (5,0 ат) 7,8-10° Па (8,0 ат) 2,2- 10е Па (2,25 ат) 2,2-10« Па (2,25 ат)
Параметры подпитывающей аппаратуры и длины секций ли-
нии должны быть выбраны таким образом, чтобы в процессе
нагрева и охлаждения кабеля возникающие в нем давления на-
ходились в указанных пределах. При этом во избежание обра
зования газовых включений в изоляции кабеля давление ни
в одной точке кабельной линии не должно быть ниже предельно
допустимой величины, а для предохранения оболочки кабеля от
деформации давление ни в одной точке не должно возрастать
выше предельно допустимого значения.
В качестве стационарных принимаются следующие условия:
линия несет номинальную нагрузку летом при максимальной рас-
четной температуре окружающей среды; линия находится в от-
ключенном состоянии зимой при минимальной температуре окру-
жающей среды. Давление в кабеле в указанных режимах опре-
121
деляегся (ильки давлением в аппаратах подпитки и разностью
уровней расположения рассматриваемого участка кабеля и аппа-
ратов подпитки.
В качестве переходных режимов принимаются следующие рас-
четные условия:
включение линии пол номинальную нагрузку зимой при ми-
нимальной расчетной температуре окружающей среды;
отключение линии, имеющей нагрузку 7О°/о номинальной, зи-
мой при минимальной температуре окружающей среды.
Из-за резкого изменения температурного режима кабеля
в первом случае отмечается максимальное повышение давления
масла, во втором случае — наибольшее понижение давления.
Рис. 4-16. Распределение давления вдоль горизонтально
проложенной секции маслонаполненной кабельной линии
при подпитке с двух сторон
Расчет давления в кабеле в переходных режимах встречает
определенные трудности [4]. Изменение давления в кабеле по
его длине, при установке аппаратуры подпитки с двух сторон, оп-
ределяется согласно выражению
где | ab |макс—максимальное значение произведения так называ-
емых коэффициентов подпитки; л'о — длина секции; х — расстоя-
ние рассматриваемого сечения кабеля от подпитывающего аппа-
рата. Величина а характеризует количество масла, поглощаемого
или отдаваемого единицей длины кабеля в единицу времени, а
значение b является гидравлическим сопротивлением маслопро-
водящего канала кабеля. Как правило, при расчетах подпитки
они принимаются по экспериментальным данным.
Давление в каждой точке линии определяется алгебраиче-
ским суммированием двух составляющих: постоянной, определяе-
мой стационарным режимом, и переменной, определяемой пере-
ходными режимами. В процессе расчета строятся эпюры изме-
нения давления вдоль каждой секции линии для расчетных уста-
122
повившихся и переходных режимов работы кабельной линии.
Пример эпюры представлен иа рис. 4-16, где показан профиль
прокладки линии (1) и отмечены значения давлений в трех ста-
ционарных режимах: минимальное статическое давление зимой
при выключенной линии (2); статическое давление зимой при
нагрузке линии, равной 70% номинальной (<3); максимальное
статическое давление летом при номинальной нагрузке (4). Пе-
ременная составляющая давления, определяемая переходными
режимами, имеет параболический характер. В частности, па
рис. 4-16 указаны: минимальное давление в линии при отключе-
нии зимой нагрузки, равной 70% номинальной (5); максимальное
давление в линии при включении зимой номинальной нагрузки (6).
С помощью рис. 4-16 также устанавливается значение Api —
понижение давления в баках давления, находящихся на концах
линии, при переходном режиме в момент, соответствующий мак-
симальному падению давления в линии при отключении зимой
нагрузки, равной 70% номинальной, а также величина Лрг —
повышение давления в баках давления при переходном режиме
в момент, соответствующий максимальному повышению давления
в линии при включении зимой нагрузки. Полученные значения
максимального Р'макс и минимального Р'мип значений сопостав-
ляются с допустимыми давлениями табл. 4-10.
Расчет давлений дополняется определением количества под-
питывающей аппаратуры, объем масла которой должен пол-
ностью компенсировать изменения объема масла в линии при
переходе от режима полностью нагруженной линии летом к ре-
жиму отключенной линии зимой. Расчетные значения температур
элементов кабельной линии среднего давления и объем масла
для компенсации температурных изменений на один элемент
линии, а для кабеля на 1 км/фазу, приведены в табл. 4-11.
Объем аппаратов подпитки, в частности баков давления, опре-
деляется по его рабочей характеристике, в зависимости от тем-
пературы окружающей среды, а также от профиля трассы и
места их расположения на линии.
Беспрерывное увеличение потребности городов в электриче-
ской энергии требует увеличения пропускной способности кабель-
ных линий. В практике зарубежных стран, как отмечалось, одно-
временно с увеличением сечений жил, вводится искусственное
охлаждение кабелей, что позволяет значительно увеличивать
пропускную способность линий.
В настоящее время разработан ряд конструктивных реше-
ний, связанных с искусственным охлаждением кабелей. Разли-
чаются косвенное и непосредственное охлаждение. В первом
случае параллельно кабельной линии прокладывается система
трубопроводов, по которым прокачивается охлаждающая вода.
Непосредственное охлаждение кабеля возможно по ряду вари-
антов. Например, маслонаполненные кабели помещаются (каждая
фаза в отдельности или все три фазы вместе) в пластмассовую
трубу, содержащую проточную воду. Для кабеля высокого дав-
ления трубы с проточной водой размещаются непосредственно
внутри стального трубопровода, возможна прокачка масла через
кабель, с его охлаждением по концам линии п т. д.
Как следует из зарубежных источников, в результате ис-
пользования дополнительного охлаждения кабельных линий их
123
Таблица 4-11
Расчетные значения температур и объем масла
для компенсации температурных изменений
Элемент линии Темпера- тура, °C Объем масла, Л
Кабель в земле: при отключенной линии зимой при номинальной нагрузке летом 0 + 70 45
Концевые муфты: минимальная ... максимальная —40 + 40 3,4
Соединительные муфты в колодце: минимальная максимальная —10 + 60 0,75
Стопорные муфты в колодце: минимальная ...... максимальная — 10 + 60 1,8
Бак давления, расположенный в ОРУ, подстан- ции, переходном пункте: минимальная максимальная —40 + 25 6,7
То же, расположенный в стопорном колодце: минимальная . максимальная —10 + 25 3,6
пропускная способность может быть повышена в два раза и
более, в зависимости от используемого метода охлаждения.
Рассмотренный материал показывает сложность вопросов,
возникающих в процессе создания кабельных линий ПО кВ, ши-
рокое внедрение которых поставлено на повестку дня развитием
электрификации народного хозяйства. В последнее время усили-
вается внимание к использованию в отечественных городах кабе-
лей высокого давления. Все это знаменует переход в системах
электроснабжения городов на следующую ступень технического
прогресса.
ГЛАВА ПЯТАЯ
ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ
ТРАНСФОРМАТОРОВ И ГОРОДСКИХ
ПОДСТАНЦИЙ
5-1. Характеристики трансформаторов
Для сравнительной оценки различных трансфор-
маторов на рис. 5-1 приведены соответствующие
удельные показатели современных трансформаторов
отечественного производства. Рассматриваются наи-
124
более распространенные двухобмоточные трансфор-
маторы с масляным охлаждением с устройствами
автоматического регулирования напряжения. Из кри-
вых удельных потерь холостого хода (/, 2) и корот-
кого замыкания (5, 6), а также стоимости (3, 4) тран-
сформаторов (с первичным напряжением 35 и 110 кВ)
видно, что рассматриваемые показатели уменьшаются
Рис. 5-1. Удельные показатели трансформато
ров 35—110 кВ
/ — потери холостого хода трансформаторов 35 кВ;
2— то же, ПО кВ; 3— стоимость трансформаторов
35 кВ; 4— то же, НО кВ; 5— потери короткого за-
мыкания трансформаторов 110 кВ; 6 — то же, 35 кВ
с увеличением номинальной мощности трансформато-
ров. Потери короткого замыкания примерно в 4,0—
4,5 раза больше потерь холостого хода. При этом
удельные показатели потерь для трансформаторов 35
п НО кВ равноценны.
Удельная стоимость рассматриваемых трансфор-
маторов, в диапазоне номинальных мощностей до
25 ЛАВ-А, различается почти в два раза. При изме-
нении поминальной мощности в 10 раз, от 2,5 до
25 МВ-А, удельная стоимость трансформаторов
уменьшается почти в 4 раза. Последующее увеличе-
ние мощности с 25 до 65 МВ-А для трансформато-
ров 110 кВ связано с уменьшением их удельной стои-
мости всего в 1,4 раза.
Большая разница в удельной стоимости трансфор-
маторов 35 п 110 кВ показывает относительную ра-
циональность трансформаторов 35 кВ, а следова-
125
тельио, служит косвенным показателем рациональ-
ности напряжения 35 кВ в рассматриваемом диапа-
зоне передачи 25 МВ • А, так как трансформаторы
составляют существенную часть стоимости понижаю-
щих подстанций.
Основная технико-экономическая характеристика
трансформаторов — величина приведенных затрат за
нормированный срок. С помощью этого критерия уста-
навливается оптимальное соотношение между кон-
структивными особенностями трансформатора и его
рациональным использованием, поскольку приведен-
ные затраты учитывают как стоимость трансформа-
тора, так и стоимость его обслуживания и потерь
энергии при его работе.
Величина рассматриваемых затрат в зависимости
от максимальной нагрузки трансформаторов:
/с \2
Зт = Кт (рт + Е„) + РХТВ3Э х + РктЗэ. к, (5-1)
\ ‘-’ном /
где Зт — приведенные затраты, руб; Кт — стоимость
трансформатора, руб; Рх, Рк — потери холостого хода
и короткого замыкания трансформатора при номи-
нальных условиях работы, кВт; ТБ, т — годовое время
включения и потерь, ч; Зэ. х, Зэ. к — стоимость потерь
энергии холостого хода и короткого замыкания при
продолжительности Тв и т, руб/(кВт-ч); рт— сум-
марный процент отчислений от стоимости трансфор-
матора.
Выражение (5-1) представляет уравнение пара-
болы. Если составить ряд таких уравнений для всей
шкалы номинальных мощностей трансформаторов
одного напряжения, то можно получить семейство
технико-экономических характеристик, точки пересе-
чения которых будут определять пределы экономиче-
ского использования рассматриваемых трансформато-
ров. При построении характеристик принималось
7\ = 8760 ч; время годовых потерь т = 3500 ч; стои-
мость потерь — по замыкающим оценкам.
Стоимость трансформаторов принималась по прей-
скурантным цепам, без учета затрат, связанных с их
установкой, из-за неопределенности последних. В объ-
ем этих затрат могут в равной мере включаться за-
траты на сооружение распределительных устройств
126
для присоединения трансформатора, здания для их
установки и т. д. Влияние этой части затрат на по-
казатели трансформаторов должно учитываться до-
полнительно.
Определенные затруднения возникают при учете
затрат в системе электроснабжения, связанных с пе-
редачей реактивной мощности, теряемой в трансфор-
маторах. В ряде работ рекомендуется учитывать этот
вид затрат, используя так называемый экономический
Рис. 5-2. Технико-экономические характе-
ристики трансформаторов 35 кВ
эквивалент реактивной мощности. Однако это предло-
жение встречает возражения и в дальнейшем эти за-
траты не учитываются.
На рис. 5-2 и 5-3 построены семейства кривых
зависимости приведенных затрат Зт (5-1) от нагрузки
для разных типов трансформаторов (около кривых
стоит номинальная мощность трансформатора) на-
пряжением 35 и 110 кВ.
Использование каждого типа трансформатора наи-
более экономично в определенной зоне по сравнению
с трансформатором другой номинальной мощности.
Эта зона может быть названа экономическим интер-
валом нагрузки трансформатора, подобно отмечен-
ному при рассмотрении характеристик кабелей (см.
рис. 4-5)- Например, из рис. 5-3 следует, что приме-
127
Пять трансформатор 110 кВ с поминальной мощ-
ностью 16 МВ-А экономически целесообразно до на-
грузки 28 МВ-А, трансформатор 25 МВ-А до
39 МВ-А и т. д. Последнее показывает, что прп пере-
даваемой мощности до 28 МВ • А использование тран-
сформатора 16 МВ-А будет обеспечивать меньшие
приведенные затраты па передачу энергии, чем при-
менение трансформатора номинальной мощности
Рис. 5-3. Технико-экономические характеристики
трансформаторов НО кВ
25 МВ-А. Данные рис. 5-3 показывают весьма благо-
приятную экономическую характеристику трансфор-
матора мощностью 10 МВ-А, зона экономического
использования которого находится в пределах пере-
даваемой мощности 8—15 МВ-А. В то же время
экономическая зона трансформатора мощностью
25 МВ-А находится при его нагрузке в пределах
28—39 МВ-А, т. е. лежит выше номинальной мощ-
ности.
Из сопоставления рис. 5-2 и 5-3 следует, что с уве-
личением передаваемой мощности приведенные за-
траты возрастают. Например, при росте нагрузки с 4
до 25 МВ-А приведенные затраты трансформаторов
128
возрастают примерно в 3,3 раза. В диапазоне изме-
нения нагрузки от 10 до 80 МВ А приведенные за-
траты трансформаторов ПО кВ увеличиваются в 3,7
раза. В диапазоне нагрузки до 25 МВ-А, при пере-
даче одной и той же мощности, приведенные затраты
трансформаторов НО кВ примерно в 1,5 раза выше
приведенных затрат трансформаторов 35 кВ.
Отмеченное действительно для принятых исходных
данных. При других расчетных показателях значения
приведенных затрат и, ГысруЦгод
следовательно, зоны
экономического исполь-
зования трансформато-
ров будут соответствен-
но изменяться. В част-
ности, учет стоимости
установки трансформа
тора и его РУ, потерь
реактивной мощности
и т. д. будет увеличи-
вать приведенные за-
траты и СДВИ1ЭТЬ ЭКО- рпс 5.4 Характеристики транс-
комический интервал форматоров 110 кВ
нагрузки трансформа-
тора в сторону больших мощностей. Соотношение ин-
тервалов отдельных трансформаторов будет изме-
няться незначительно.
На величину приведенных затрат, а следовательно,
характеристику трансформатора оказывает влияние
стоимость потерь энергии, а также время потерь т.
Для иллюстрации влияния различных факторов
на технико-экономические характеристики трансфор-
маторов на рис. 5-4 указаны значения приведенных за-
трат для трансформаторов мощностью 25 и 40 МВ-А,
напряжением ПО кВ, в зависимости от характери-
стики нагрузки т и стоимости потерь энергии при по-
стоянном включении трансформаторов (7^ = 8760 ч)
и передаваемой мощности 25 МВ-А. При этом пря-
мые 1 соответствуют принятой ранее стоимости энер-
гии (рис. 5-2), прямые 2— стоимости на 30% меньше.
Данные рис. 5-4 показывают, что изменение рас-
сматриваемых факторов действует на абсолютное
значение приведенных затрат и область экономиче-
5 В. Л. Козлов
129
Ского использования трансформаторов. В частности,
изменение стоимости энергии приводит к соответст-
вующему изменению значения приведенных затрат.
С ростом времени потерь т приведенные затраты
также увеличиваются. Однако скорость этого увели-
чения одновременно зависит от стоимости энергии.
Например, прямые 1 показывают, что возрастание
приведенных затрат с увеличением т происходит
быстрее при большей стоимости энергии для транс-
форматора меньшей мощности, по сравнению с транс-
форматором большей мощности, в данном случае
трансформатора 25 МВ-А по сравнению с трансфор-
матором 40 МВ-А. При максимальном значении т
технико-экономические показатели трансформаторов
25 и 40 МВ-А сближаются, что свидетельствует
об изменении зоны экономического использования
трансформаторов в сторону ее увеличения для транс-
форматора большей мощности.
Прямые 2 рис. 5-4 показывают, что с уменьше-
нием стоимости энергии изменение приведенных за-
трат трансформаторов, в зависимости от изменения
времени потерь т, происходит менее выраженью. Об-
ласть использования рассматриваемых трансформато-
ров 25 и 40 МВ-А остается практически неизменной.
Весьма характерно пересечение прямой 1 транс-
форматора мощностью 25 МВ-А и прямой 2 транс-
форматора 40 МВ - А (рис. 5-4).
Последнее показывает, что при передаче одной и
той же мощности, в данном случае 25 МВ А, воз-
можно в равной мере экономическое использование
трансформаторов номинальной мощности 25 и
40 МВ-А, в зависимости от конкретных показателей
т и стоимости энергии.
Таким образом, для данной нагрузки в зависимо-
сти от ее характера, принятой стоимости электроэнер-
гии и параметров трансформаторов может оказаться
целесообразным использовать трансформаторы раз-
ных номинальных мощностей. При этом в случае ма-
лой продолжительности времени потерь максималь-
ная нагрузка трансформатора будет приблизительно
соответствовать его номинальной мощности. При
большой продолжительности экономичнее использо-
вать трансформатор большей мощности, не догружая
130
его. Надо помнить, что номинальная мощность транс-
форматора указывается заводом-изготовителем лишь
для определенных условий его работы.
Зона экономического применения трансформато-
ров может быть определена в общем виде аналити-
чески. В точке пересечения экономических характе-
ристик рис. 5-2 и 5-3 имеет место равенство приве-
денных затрат:
3Ti = Зт2,
где индексы 1 и 2 относятся к трансформаторам раз-
ных номинальных мощностей в порядке ее увеличе-
ния. Из этого равенства получим:
/с \2
ркт1 + Рх1тв3э. х + Рк1тЗ, к =
X ^НОМ1 /
/9 \2
= рК-гг + Р^ТВ3Э. х + () Тк2тЗэ. к,
\^НОМ2 /
где р = рт4-Ен.
Граничная (максимальная) нагрузка, при которой
экономически целесообразно использовать трансфор-
матор большей мощности, будет
Результаты расчетов по (5-2) для рассматривае-
мых типов трансформаторов и исходных данных пред-
ставлены в табл. 5-1. Они подтверждают выводы,
полученные при разборе характеристик рис. 5-2 и 5-3.
Для некоторых трансформаторов, особенно на-
пряжением НО кВ, основная часть зоны их экономи-
ческого использования находится выше номинальной
мощности трансформаторов. Для трансформатора
25 MB-А напряжением ПО кВ экономическая зона
лежит вне пределов номинальной мощности. Таким
образом применение трансформаторов во всей эко-
номической зоне связано с необходимостью их работы
в режиме систематической перегрузки. Например, для
трансформатора 16 МВ-А напряжением ПО кВ
5*
131
Таблица 5-1
Зоны экономического использования
трансформаторов
35 кВ ПО кВ
Номиналь- ная мощ- ность, МВ-А Зона экономической нагрузки, МВ-А Номиналь- ная мощ- ность, МВ-А Зона экономической нагрузки, МВ-А
2,5 —2,57 6,3 —8,15
4,0 2,57—4,2 10 8,15—14,9
6,3 4,2—9,0 16 14,9—28,5
10 9,0—13,4 25 28,5—39,2
16 13,4—14,5 40 39,2—53,5
25 14,5— 63 53,5—70
80 70—
величина такой перегрузки доходит до 180% номи-
нальной мощности. Работа трансформаторов в таких
режимах требует соответствующих условий.
Характеристики трансформаторов 35 кВ явля-
ются более благоприятными. Для трансформатора
35 кВ мощностью 16 МВ-А верхний предел экономи-
ческой зоны составляет 90% номинальной мощности.
Есть основание полагать, что недостаточно рацио-
нальные показатели трансформаторов ПО кВ опре-
деляются их относительно высокой стоимостью, что
требует дальнейшего совершенствования конструкции
трансформаторов.
Если считать, что нагрузка трансформаторов
в нормальном режиме ограничивается их номиналь-
ной мощностью, то область экономического исполь-
зования некоторых' трансформаторов значительно со-
кращается.
Определим условия существования интервала эко-
номического использования трансформатора. Первое
условие определяется наличием пересечения экономи-
ческих характеристик трансформаторов смежных
мощностей. Из равенства 3Ti = 3T2 получаем:
Р {Ktz-Ат1) + ТА. х (ДХ2--^xl) =
_е2 / РК1 РК2 \
— э. к.‘-’макс ~ „ I •
I oz cz I
\°ном 1 °ном 2 /
132
Так как индекс 2 относится к трансформатору
большей мощности, нетрудно установить, что во всех
случаях:
^хг-^^хо
Р KI Р К2
о2 о2
°ном 1 °ном 2
Следовательно, точка пересечения экономических
характеристик будет когда /Сг2>Ат1.
Существование интервала обусловливается нали-
чием трех трансформаторов смежных мощностей
3Пом1> Shom2 и 5ном3 (индексы показывают ход увели-
чения мощности трансформаторов). Обозначая гра-
ничные мощности SMaKc ,_2 и 5макс 2_3, определяемые
соответственно пересечением 3Т1 и Зт2, а также Зт2
и Зт3, можно записать второе условие:
макс 1—2
макс 2—3'
Заменяя по (5-2) SMaKC его значением, получим
что после преобразований даст:
Р (^Ст2 ^п) В^Э. X (^Х2 --- ?Х1)
Р (-Ктз — “F в^э. х (^хз — ?хг)
^кг^К2
о2 о2
НОМ 1 НОМ 2 (5
Р К2 Р КЗ
о 2 о2
°ном 2 ° ном 3
Условие (5-3) зависит не только от параметров
трансформаторов, а определяется также характерис-
тикой его работы ГЕ и стоимостью энергии Зэ х. Мо-
жно убедиться, что если это условие не соблюдается
133
при данных TD и Зя. х, то оно не соблюдается и при
других значениях этих показателей.
Рассматриваемые критерии существования эконо-
мических интервалов могут быть использованы не
только для определения области рационального при-
менения трансформаторов, но и для предсказания их
рациональных параметров, т. е. для определения це-
лесообразной конструкции трансформаторов.
Отмеченные в табл. 5-1 зоны рационального ис-
пользования трансформаторов получены путем сопо-
ставления приведенных затрат трансформаторов раз-
ных мощностей. Между тем имеется возможность
поставить вопрос об экономической нагрузке транс-
форматора SMaKc. э данной номинальной мощности.
Последнее может быть охарактеризовано минималь-
ным значением приведенных затрат на трансформа-
цию энергии.
Относя затраты (5-1) к максимальной нагрузке
трансформатора, получаем значение удельных затрат
О (Рт “Ь Efl) Кт I ХЕП |
J УД ~' ё Г е ’
*->макс °макс
। ^Емпкс\2 PKt33,K (5-4)
\ Е1[ОМ ' Емакс
По условию минимума функции (5-4) можно оп-
ределить, что минимальное значение удельных при-
веденных затрат будет в том случае, когда оптималь-
ная нагрузка трансформатора
С ______ о "1 /~(Рт + Ен) Кт -р РуТК3Э, х
‘-'макс- э ‘-'пом 1/ D q • Щ
Результаты расчетов 5макс. Э/5НОМ— оптимальная
мощность для рассматриваемых условий и типов
трансформаторов —указаны в табл. 5-2.
Из табл. 5-2 видно, что наивыгоднейшая нагрузка
рассматриваемых трансформаторов находится выше
их номинальной мощности. При этом, сопоставляя
данные табл. 5-1 и 5-2, можно заключить, что наи-
выгоднейшая нагрузка, как правило, лежит и выше
верхней границы зоны экономического использования
трансформаторов. Например, оптимальная нагрузка
трансформатора. 10 МВ-А напряжением ПО кВ со-
S34
Таблица 5-2
Оптимальные характеристики трансформаторов
35 кВ ПО кВ
Номи- нальная мощность, МВ-А Опти- мальная мощ- ность, % Удельные затраты, РУб/(кВ- А-год) Номи- нальная мощность, МВ-А Опти- мальная мощность, % Удельные затраты, руб/(кВ- А-год)
2,5 156 1,28 6,3 180 1,2
4,0 160 0,94 10 186 0,93
6,3 150 0,78 16 177 0,78
10 140 0,77 25 178 0,72
16 139 0,66 40 169 0,62
25 131 0,55 63 156 0,54
80 150 0,49
ставляет 18,6 МВ-А, в то время как его экономиче-
ская зона находится в пределах 8,15—14,9 МВ-А.
Из (5-5) видно, что наивыгоднейшая нагрузка
зависит от стоимостных показателей трансформатора,
характера нагрузки, его параметров и стоимости энер-
гии. Для определения влияния вида нагрузки и стои-
мости энергии на рис. 5-5 приведены значения опти-
мальной нагрузки трансформатора 40 МВ-А, напря-
жением 110 кВ, в зависимости от времени потерь т
и стоимости энергии: кривая 1 — при исходной стои-
мости, кривая 2— при стоимости энергии на 30%
меньшей.
Характеристики рис. 5-5 показывают, что с уве-
личением т наивыгоднейшая нагрузка трансформа-
тора уменьшается и приближается к его номинальной
мощности. Отчетливо выявляется влияние стоимости
электроэнергии. Уменьшение цены 1 кВт • ч ведет
к увеличению оптимальной нагрузки трансформатора.
Сопоставлением (5-2) и (5-5) можно установить, что
изменение указанных характеристик будет пропорци-
онально изменять зону экономического использования
и величину оптимальной нагрузки трансформатора.
Таким образом, целесообразная работа трансфор-
матора характеризуется как его наивыгоднейшей на-
грузкой, так и зоной его экономического использова-
ния. При этом зона использования определяет только
рациональные пределы применения трансформатора
135
на основе сравнения показателей трансформаторов
смежных мощностей. В то же время оптимальная
нагрузка соответствует наивыгоднейшим условиям
работы трансформатора, имея в виду минимальную
стоимость трансформации электрической энергии. Как
показывает табл. 5-2, при наиболее распространенных
характеристиках электропотребления использование
современных трансформаторов в оптимальных режи-
мах их работы не представляется возможным.
Рис. 5-5. Характеристики
трансформатора мощностью
40 МВ-А
Рис. 5-6. Удельные характеристики
трансформатора 40 МВ-А
Полученные выводы идут вразрез с укоренив-
шимся мнением, что трансформатор имеет наивыгод-
нейшую нагрузку, когда потери в его обмотке равны
потерям холостого хода. Для рассматриваемых типов
трансформаторов отношение Рх:Рк=0,23, откуда оп-
тимальная нагрузка трансформатора составляет 0,5
номинальной мощности. В современных условиях ос-
новным критерием являются затраты на трансформа-
торы в денежном выражении. Поэтому наивыгодней-
шая нагрузка должна определяться по условию их
минимума, с учетом выражения (5-4).
В этой связи определим расчетное значение мини-
мальных удельных затрат на трансформаторы, в за-
136
висимости от их параметров. Подставляя из (5-5)
Змакс.э в (5-4), получим
Зуд. о = К 1(Рт + Ек) + РХ7В3Э. J РА к-
*^ном
В табл. 5-2 приведены значения минимальных
удельных затрат для рассматриваемых исходных ус-
ловий и типов трансформаторов. Эти данные под-
тверждают естественную закономерность, что с уве-
личением передаваемой мощности удельные затраты
на передачу энергии, в данном случае на ее трансфор-
мацию, снижаются. Для трансформаторов 35 кВ при
изменении номинальной мощности с 2,5 до 25 МВ-А
это снижение составляет 2,35 раза, для трансформато-
ров 110 кВ при изменении мощности с 6,3 до 80 МВ-А
оно равно 2,85 раза. В указанном диапазоне номи-
нальных мощностей трансформаторов удельная стои-
мость трансформации при напряжении 35 кВ ниж§
в 1.54 —1,31 раза по сравнению с трансформацией
при напряжении ПО кВ, при равной номинальной
мощности трансформаторов.
Определенный интерес представляет изменение
отдельных составляющих удельных затрат, в зависи-
мости от нагрузки трансформатора. Последнее пока-
зано на рис. 5-6 для трансформатора 40 МВ-А на-
пряжением НО кВ для рассматриваемых исходных
условий. При этом кривая 1 — затраты, определяемые
стоимостью трансформатора, кривая 2 — потерями
холостого хода, кривая 3 — потерями в обмотке транс-
форматора и кривая 4 — суммарные удельные за-
траты. При оптимальной нагрузке (67,5 МВ-А) рас-
сматриваемого трансформатора затраты, определяе-
мые стоимостью трансформатора, составляют 46%,
потерями холостого хода 10% и потерями в обмотке
44% от суммарного значения. Обращает внимание
высокий уровень затрат, определяемый стоимостью
трансформатора.
Приведем дополнительные примеры использова-
ния рассматриваемой методики. При выборе вари-
анта электроснабжения имеется предложение об
установке двух трансформаторов вместо одного, без
связи этого вопроса с надежностью питания потреби-
телей. Целесообразность этого предложения может
137
быть оценена изменением величины приведенных за-
трат при переходе от одного трансформатора боль-
шей мощности к двум меньшей мощности. Это изме-
нение при данной величине нагрузки SMaKC будет
АЗ = (рт + £„) (2Дт2-Кт1) + ТБ33, х (2Рх2- Рх1) +
+ тЗэ. к5
2
макс
Р К2_
2S2
z°hom 2
Р.<1
5НОМ 1
где индексы 1 и 2 относятся сооветственно к парамет-
рам трансформаторов большей и меньшей мощности.
Нетрудно убедить-
7ыс. руЪ ся, что АЗ при постоян-
ном включении транс-
форматоров всегда по-
ложительно, т. е. по
экономическим сообра-
жениям всегда целесо-
образно использовать
один трансформатор.
Для примера на рис.
Л 5-7 указано изменение
приведенных затрат в
Рис. 5-7. Характеристики трапе- зависимости от переда-
форматоров НО кВ ваемой мощности для
трансформаторов НО
кВ мощностью два по 25 МВ-А и одного 40 МВ - Апри
принятых исходных условиях. Видно, что во всем диа-
пазоне передаваемых мощностей приведенные за-
траты при использовании двух трансформаторов
25 МВ-А выше примерно на 25% по сравнению с ис-
пользованием одного трансформатора 40 МВ • А.
По данным рис. 5-7 можно оценить стоимость ре-
зервной мощности трансформаторов для обеспечения
надежного электроснабжения потребителей. С учетом
допустимой перегрузки трансформаторов в аварийных
режимах до 30% при наличии двух трансформаторов
по 25 МВ-А максимальная нагрузка может нахо-
диться в пределах 32,5 МВ-А. Из рис. 5-7 следует,
что при данной нагрузке расчетные затраты двух
трансформаторов по 25 МВ-А также будут на 25%
выше, чем при применении одного трансформатора
40 МВ-А,
138
Таким образом, установка второго трансформа-
тора с целью создания надежных условий электро-
снабжения приводит к заметному увеличению приве-
денных затрат. К этому необходимо прибавить уве-
личение затрат за счет распределительных устройств,
на постройку здания и т. д. Резерв трансформаторной
мощности на подстанциях обходится достаточно до-
рого. Поэтому в тех случаях, когда имеется несколько
подстанций, расположенных па близком расстоянии
друг от друга, иногда целесообразно вместо резерв-
ных трансформаторов на каждой подстанции обес-
печить взаимное резервирование подстанций. Такой
принцип построения систем электроснабжения харак-
терен для городских и промышленных распредели-
тельных сетей. При эксплуатации систем электро-
снабжения возникают вопросы замены действующих
трансформаторов па трансформаторы большей мощ-
ности. Решение этой задачи также возможно с уче-
том критерия приведенных затрат.
Рассмотренные выше технико-экономические соот-
ношения определены на какой-то заданный расчет-
ный срок, в пределах которого максимальное значе-
ние нагрузки остается неизменным. Вместе с тем для
электрических сетей характерно беспрерывное увели-
чение нагрузки. Даже для систем электроснабжения
отдельных потребителей с заданными параметрами
электропотреблепия наблюдается изменение макси-
мума нагрузки от какого-то начального значения до
его расчетной величины. Отметим влияние этого об-
стоятельства на технико-экономические показатели
трансформаторов.
Рассмотрим случай, когда нагрузка трансформа-
тора изменяется в две очереди: на первом этапе она
равна aSMaKC с последующим увеличением до расчет-
ной 5макс. Установка трансформатора предусматри-
вается на первом этапе. При этом необходимо вы-
полнить приведение затрат. Можем записать:
Kt = A
= (рт + Еа) + РХТВ3Э. х + Ркт39. к;
\ ^ном /
I S \2
^и= (рДЯЛт+РА к-
\ *^ном /
139
По формуле приведения затрат с учетом соответ-
ствующих преобразований, значение приведенных за-
трат можно получить в виде
s \2
°макс \
ном )
где
т
А ~ р F (Рт + Ен) У} (1 + Еи. п) 1 +
1+ЬН. п
1
। (рт ~г~ Еи) (1 -|- Ен, п) г .
Ен
В = а2 V (1 + Ен. „)-<+ (1+|н-ТГ;
Е„
Зт — ЕнКтА ~Т Еи РхТвЗЭ' ХС -f- ЕИР ктЗэ. КВ
с= y)i+EH.j^+Jl+^EL.
мА Еи
1
Если значение З'т отнести к расчетной нагрузке
и определить условия, при которых удельные приве-
денные затраты являются минимальными, то подобно
(5-5) можно найти оптимальную нагрузку трансфор-
матора в рассматриваемых условиях:
с' ____ С 1 Ет Е РхГв^Э. X
Омаке, э — Овом I / ———- - .
F ВРкТЗэ. к
Аналогичным образом могут быть найдены значе-
ния граничной мощности трансформаторов, зоны эко-
номической нагрузки, минимальное значение приве-
денных затрат на трансформацию энергии и т. п. для
рассматриваемого характера изменения расчетной
нагрузки.
Можно убедиться, что оптимальная нагрузка
трансформатора и зона его экономического исполь-
зования будут увеличиваться, по сравнению с этими
же данными, определенными без учета изменения рас-
четной нагрузки. Соответственно будут изменяться
и другие показатели.
Таким образом и реальные условия работы элект-
рических сетей, имея в виду беспрерывное увеличение
140
их нагрузки, также диктуют необходимость исполь-
зования трансформатора до предела их пропускной
способности. Только при таких условиях возможно
обеспечение минимальной стоимости трансформации
электрической энергии. Естественно, что работа тран-
сформаторов в предельных режимах должна учиты-
вать возможные технические ограничения.
5-2. Общие условия выбора оптимальной мощности
городской подстанции
При заданных величинах потребляемой мощности,
выбранных напряжениях сетей, территории рассмат-
риваемого района и других исходных данных технико-
экономические показатели системы электроснабжения
будут определяться в первую очередь принятой мощ-
ностью городских подстанций.
Мощность подстанций, а следовательно, и их чи-
сло непосредственно влияют па все последующие ре-
шения, связанные с построением системы электро-
снабжения.
В настоящее время определение наивыгоднейшей
мощности подстанции производится, как правило, ме-
тодом вариантных сравнений. Применение этого ме-
тода, однако, не гарантирует выбора оптимального
варианта, так как число вариантов из-за трудоемко-
сти расчетов принимается всегда ограниченным и при
этом нет уверенности, что среди рассматриваемых на-
ходится действительно наивыгоднейший вариант.
Между тем при определенных предположениях
имеется возможность получить соответствующие ана-
литические выражения для расчета оптимальной мощ-
ности подстанции. Неоднократная проверка этих
выражений показывает их приемлемую точность и
возможность практического применения. Последнее
подтверждается практикой проектирования распреде-
лительных городских и сельскохозяйственных элек-
трических сетей.
При теоретическом рассмотрении вопроса возни-
кает необходимость определения рациональных соот-
ношений между параметрами основных элементов
системы электроснабжения таким образом, чтобы
141
Суммарные приведенные затраты, связанные с пере-
дачей энергии через рассматриваемую систему, были
наименьшими. Под основными элементами системы
понимают городскую подстанцию и питающие ее
сети, а также распределительные сети, связанные
с подстанцией.
Возможность оптимального решения этой задачи
заключается в непосредственной зависимости между
мощностью подстанции и параметрами ее сетей. На-
пример, с увеличением мощности подстанции умень-
шаются затраты, связанные с электроснабжающей
б)
а—2
о — 1:
Рис. 5 8. Расчетные схемы электроснабжения: а—£1 = 4; /1 = 32;
б —£2=8; /2 = 24; в —£3=14; /3= 16; г —£4=23; /„=8
1 — подстанции потребителей; 2 — подстанции глубокого ввода
сетью, так как уменьшается число городских подстан-
ций. Вместе с этим увеличивается радиус действия
распределительных сетей каждой подстанции, что
приводит к росту затрат в этих сетях.
Мощность подстанции и параметры ее сетей дол
жны быть выбраны так, чтобы суммарные показатели
системы электроснабжения были наивыгоднейшими.
Зависимости между отдельными элементами системы
видны па рис. 5-8, где в идеализированном виде по-
казано изменение протяженности сетей с изменением
числа подстанций. На рис. 5-8 представлен условный
район с равномерным размещением подстанций по-
требителей одинаковой мощности. При выполнении
сетей принимается питание потребительских подстан-
ций по одпоцепной линии, городских подстанций —
по двухцепной линии. Если принять расстояние меж-
ду потребительскими подстанциями за единицу, то
при наличии одной городской подстанции (рис. 5-8,
а) условная длина электроснабжающей сети Li = 4,
суммарная длина распределительной сети 1}=32.
142
При наличии двух подстанций рассматриваемые
длины соответственно равны £2 = 8 и /г=24 (рис. 5-8,
б). Аналогичные данные сетей указаны для конфигу-
рации рис. 5-8, в и г.
Таким образом, с увеличением числа городских
подстанций или уменьшением их мощности увеличи-
вается длина электроснабжающих сетей п уменьша-
ется длина распределительных сетей.
Обозначая через 3] и 32 удельные приведенные
затраты на единицу длины обеих сетей, получим, что
суммарные затраты для них (рис. 5-8, а) будут равны
31Ц+321]. В свою очередь, суммарные приведенные
затраты для схемы 5-8,6 равны 3}L2+32l2 и т. д.
Если не принимать во внимание затраты, связан-
ные с городской подстанцией, то граничные условия
можно найти, полагая, что суммарные приведенные
затраты рассматриваемых систем электроснабжения
равны между собой, т. е.
31Е1 32/j = 3±L2 + За?2.
Откуда
А = -11 (5-6)
— Lj
Приведенные затраты сравниваемых систем равны
между собой тогда, когда разность протяженностей
распределительных сетей, деленная на разность длин
электроснабжающих сетей, равна отношению удель-
ных затрат по этим сетям.
Анализ выражения (5-6) позволяет сделать ряд
выводов при выборе оптимального количества под-
станций. При точном выполнении выражения (5-6)
всегда будет выгоден вариант системы с меньшим чи-
слом подстанций. При этом имеется в виду, что ра-
циональность варианта с подстанциями меньших мощ-
ностей определяется в первую очередь фактическим
разрывом между затратами на сети сравниваемых ва-
риантов. Этот разрыв должен быть больше приве-
денных затрат на городскую подстанцию, которые не
принимались во внимание при выводе (5-6).
Для примера сравним схемы электроснабжения
рис. 5-8. Теоретические значения 1Л—12/(L2—Ц) для
схем а и б равны 2,0, для схем бив равны 1,33
)4.з
и т. д. Предположим, что фактическое отношение
3i/32=5/i. Тогда во всех случаях будет наиболее це-
лесообразным вариант а с одной подстанцией, так
как условные расчетные затраты варианта а будут
равны 4• 5-I-32-1 =52, против 8-5 + 24-1=64 вари-
анта б, т. е. экономии расчетных затрат для варианта
с большим числом подстанций не будет.
Из выражения (5-6) следует, что любое меропри-
ятие, увеличивающее расчетные затраты распредели-
тельной сети (например, дублирование сети), будет
увеличивать отношение 1\—/2/(Ь2—М) и свидетель-
ствовать о рациональности подстанций меньших
мощностей. Аналогичное влияние будет оказывать
увеличение удельных затрат 32, так как при этом
уменьшается отношение З^З?.. Изменение показате-
лей электроснабжающих сетей будет сказываться на
мощности подстанции в обратном порядке.
В связи с тем, что вариант электроснабжения
с большим количеством подстанций определяется
разницей в затратах на сети, увеличение стоимост-
ных показателей подстанции всегда будет приводить
к рациональности варианта с более крупными под-
станциями.
С уменьшением соотношения первичного и вторич-
ного напряжений городской подстанции ее наивыгод-
нейшая мощность уменьшается.
Таким образом, на примере идеализированной си-
стемы электроснабжения, выполненной по ряду вари-
антов рис. 5-8, вскрывается технико-экономическая
зависимость между ее отдельными элементами и воз-
можность постановки задачи определения наивыгод-
нейшей мощности городской подстанции. Решение
этой задачи может быть выполнено в общем виде пу-
тем определенных допущений и идеализации исход-
ных условий. При этом необходимо найти аналитиче-
ское выражение для величины приведенных затрат,
связанных с передачей энергии через рассматривае-
мую систему электроснабжения, в зависимости от
мощности подстанции. Минимальное значение этих
затрат определит искомую величину.
144
5-3. Исходные положения и средняя длина линий
электроснабжающей сети
В соответствии с указанной выше структурой системы элект-
роснабжения городов, необходимо различать два вида подстан-
ций. К первому виду относятся опорные подстанции крупной
мощности (районные), предназначенные для приема энергии из
энергосистемы при напряжении ПО кВ и выше. Как отмечалось,
назначение этих подстанций — понижать напряжение до 35—
ПО кВ, а также до 6—10 кВ для питания прилегающих районов.
Выбор мощности и других параметров районных подстанций
из-за их малочисленности производится вариантными сравне-
ниями в соответствии с местными условиями, размерами и схемой
энергоснабжающей системы и т. д.
В дальнейшем основное внимание уделяется городским под-
станциям 35—ПО кВ, предназначенным для передачи энергии
непосредственно потребителям в центральные части города. Та-
кие подстанции в совокупности с питающими сетями носят на-
звание глубоких вводов высокого напряжения. В соответствии
с современной тенденцией они выполняются без сложных РУ со
стороны первичного напряжения 35—НО кВ на два трансфор-
матора, по схеме блока линия — трансформатор, с автоматиче-
ским резервированием блоков на стороне вторичного напряжения
6—10 кВ.
Аналитическое определение наивыгоднейшей мощности под-
станции производится с рядом допущений. В частности, прини-
мается, что нагрузка в виде сетевых ТП одинаковой мощности
распределена равномерно по площади города. Городские под-
станции глубокого ввода размещаются также равномерно.
Источник питания в виде районной подстанции или мощ-
ной электростанции обычно находится на границе города. Под-
станции глубокого ввода, размещаемые в центре нагрузки обслу-
живаемых ими районов, соединяются с источниками питания
кабельными линиями высокого напряжения 35—ПО кВ. Распре-
деление энергии производится от городских подстанций кабель-
ными линиями напряжением 6—10 кВ.
Площадь города принимается в виде квадрата, и трассы
линий элсктроснабжающей и распределительной сетей проходят
по двум взаимно перпендикулярным направлениям, т. е. как бы
вдоль улиц города. Расчетная схема приведена на рис. 5-9.
Следует подчеркнуть, что строгое математическое определе-
ние оптимальной мощности подстанции глубокого ввода весьма
затруднительно из-за наличия большого количества переменных
факторов, влияние которых не всегда поддается простому ма-
тематическому выражению.
К тому же приближенная точность основных исходных дан-
ных, принимаемых в процессе проектирования систем электро-
снабжения, необходимость использования в элементах системы
стандартного оборудования, характер применяемых методов
электрического расчета элементов сетей и т. д. создают условия
для решения рассматриваемого вопроса простейшими математи-
ческими приемами с некоторыми дополнительными упрощениями,
характер которых будет ясен из дальнейшего. Из-за мпогообра-
(45
зия сетевых условии точный учет всех факторов, определяющих
системы электроснабжения, вряд ли представляется возможным.
В данном случае это и не требуется, так как получаемые
выводы должны только вскрыть характер технико-экономических
закономерностей систем электроснабжения и определить общин
порядок величин основных экономических параметров систем, без
предъявления особых условий к точности расчетов.
К тому же при любом методе решения поставленной задачи
окончательные выводы при рассмотрении конкретных случаев
всегда будут уточнят? "я в соответствии с местными условиями.
Рис. 5-9. Принципиаль-
ная схема глубокого
ввода
1 —1 источник питания; 2 —
линии 35—110 кВ; 3 — под-
станция глубокого ввода;
4 — линии распределитель-
ной сети 6—10 кВ; 5 — под-
станции потребителей
Рис. 5-10. Схема расположения
подстанций
При этом в ряде случаев возможны отклонения от оптимальных
параметров в достаточно широких пределах без существенного
увеличения основных оптимальных показателей системы электро-
снабжения.
При решении поставленной задачи широко используется при-
ем спрямления действительных характеристик. Нетрудно заклю-
чить, что для всех рассматриваемых ниже показателей последнее
не вносит существенной ошибки в окончательные выводы. При
спрямлении действительных характеристик может быть исполь-
зован метод наименьших квадратов или подобные приемы. Для
иллюстрации выдвигаемых предложений в дальнейшем рассмат-
ривается пример определения оптимальной мощности подстан-
ции глубокого ввода напряжением 110/6—10 кВ.
Как отмечалось, распределение энергии производится через
равномерно размещенные по рассматриваемой территории сете-
вые ТП одинаковой мощности. При этом исходят из известных
площади района Р, км2, и плотности нагрузки О, МВ-А/км2.
Принятая схема размещения нагрузок (в виде равномерного
размещения ТП) близко совпадает с реальными условиями сред-
них и крупных городов.
Ж
Для решения поставленной задачи определяют зависим ость
средней длины электроснабжающей и распределительной сетей
от величины площади района, обслуживаемого подстанцией.
Предположим, что рассматриваемая территория представ-
ляет квадрат, в центре которого расположен источник питания
ИП (рис. 5-10). Применительно к обозначениям на рисунке,
имея в виду четверть всей площади, можно написать следую-
щие соотношения:
Fm.
Для подстанции, расположенной в точке А с координатами
х и у, длила элсктроснабжающей линии составит х+у. Средняя
длина подобных линий, соединяющих подстанций, расположенные
на линии ВА, с питающим центром, может быть определена
интегрированием длин всех линий и делением результата на
f F
общую длину этой прямой 1Х = 0,5 I / -, т. е.
1Х
I-cp.* = —j (y + x)dx = y +0,25
о
iZ—•
|/ т
Средняя длина линий меняется по мере перемещения по пря-
мой ВА от у=0 до у=1у. Среднее значение длин рассматривае-
мых линий по всей площади может быть определено повторным
интегрированием средних длин по оси у—у и делением резуль-
тата на длину Zv = 0,5|^Fm. Получаем
= 0,25 (т +
Следовательно, при расположении источника питания в цент-
ре района и при числе подстанций равном или кратном четырем
средняя длина линий
LCp = 0,25(in +
где коэффициент Zi учитывает неравномерность расположения
подстанций, неодинаковость формы кварталов и т. д
147
При числе подстанций не рапном и не кратном четырем Не-
обходимо ввести дополнительный поправочный коэффициент
величина которого может изменяться в пределах 0,5—1,0.
Принимая т=1 и считая, что Х1Х2/2=Л, получим оконча-
тельное выражение для средней длины электроснабжающей линии
Lcp = l|/7. (5-7)
В дальнейшем это выражение используется также для опре-
деления средней длины линий распределительной сети путем со-
ответствующего выбора значений коэффициента X.
5-4. Приведенные затраты городской подстанции
и связанных с нею сетей
Анализ суммарной стоимости сооружения город-
ских подстанций различных мощностей одного напря-
жения показывает, что эта стоимость с допустимой
точностью может быть выражена прямой следующего
вида:
Ап — Апо + AnsSn» (5*8)
где Ап — стоимость сооружения подстанции, тыс. руб.;
Апо — часть стоимости подстанции, не зависимая от
ее мощности, тыс. руб.; Ans — коэффициент для части
стоимости подстанции, зависимой от ее мощности,
тыс. руб/(МВ-А); Sn — мощность (нагрузка) под-
станции, МВ • А.
Составляющая стоимости Апо определяется вели-
чиной первичного и вторичного напряжений подстан-
ции; с увеличением напряжения подстанции указан
ная часть стоимости увеличивается, и наоборот.
Для подтверждения (5-8) в табл. 5-3 и на рис.
5-11 приведены значения стоимости сооружения под-
станции глубокого ввода 110/10 кВ открытого испол-
нения при разной величине нагрузки.
Данные табл. 5-3 определены в соответствии с ук-
рупненными технико-экономическими показателями и
опытом проектирования таких подстанций.
По данным рис. 5-11 можно установить, что для
рассматриваемого типа подстанций 110/10 кВ часть
стоимости, не зависящая от мощности подстанции,
Апо=16О тыс. руб. Величина Ans может быть опреде-
лена как тангенс угла прямой стоимости (рис. 5-11).
В рассматриваемом случае Ans = 4,3 тыс. руб/(MB X
ХА).
148
co
l6
C3
s
\o
ra
H
s
то
TO
TO
О
К
149
Из выражения (6-8) нетрудно определить расходы,
связанные с эксплуатацией подстанции. Не выделяя
отдельно затраты на эксплуатацию строительной ча-
сти, получим
— рп (ЛпО + ^nS^n)> (6-9)
где Ил— годовые расходы по подстанции, тыс. руб/год;
Рп — суммарный процент отчислений.
Рис. 5-11. Характеристики подстанций
НО кВ
1 — стоимость; 2 — потери короткого за-
мыкания; 3 — потери холостого хода;
Для определения суммарных годовых расходов
к величине затрат по эксплуатации (5-9) необходимо
прибавить расходы, связанные с потерями энергии
в понижающих трансформаторах подстанции. Расчет
стоимости этих потерь производится путем спрямле-
ния соответствующих характеристик трансформато-
ров. Из спрямленных характеристик следует, что зна-
чения потерь мощности холостого хода и короткого
замыкания могут быть представлены следующими
выражениями:
Р X = Р *0 + Р х3^ном> Р к = P.O + Р kS^hom»
150
где Рх0; PxsSfIOU — потери холостого хода трансфор-
матора, не зависимые и зависимые от его мощности,
кВт; Рк0; PksShom — соответственно потери короткого
замыкания, кВт.
Для подтверждения возможности спрямления рас-
сматриваемых характеристик на рис. 5-11 (кривые 2
и 3) приведены соответствующие значения потерь
мощности короткого замыкания и холостого хода
двухобмоточных трансформаторов 110/10 кВ при их
номинальной нагрузке. Для данных трансформаторов
потери мощности могут быть выражены следующими
уравнениями:
Рх = 9+ 0,76 SHOM; РК = 29+3,5 5НОМ.
Установка двух трансформаторов на подстанции
производится для надежности электроснабжения об-
служиваемого района потребителей.
Полагаем, что при отключении одного трансфор-
матора второй трансформатор по условиям аварий-
ного режима может нести нагрузку до 130% номи-
нальной мощности. Тогда Sn=l,3SHOM или SHOM =
= 0,77 Sn, а трансформаторы в нормальном режиме
будут иметь максимальную нагрузку 65% номиналь-
ной мощности. Поэтому окончательное выражение
для рассматриваемых потерь в трансформаторах по-
лучает вид:
Px = Pxo + 0,77PxSSn;
PK = 0,652(PK„ + 0,77PxSSn).
В результате стоимость потерь энергии в транс-
форматорах АЗЭ. п, тыс. руб/год, в зависимости от пе-
редаваемой мощности, может быть представлена как:
А3э.п = а + Р5п, (5-10)
где
а = (2Рх0РвЗ, х + 2 - 0,652 РкОтЗ, к) 10~3;
₽ = (2.0,77PxSTB33. x + 2-0,652 0,77PkSt3s. J 10“3.
С учетом полученных выражений (5-8) — (5-10)
значение приведенных затрат для понижающей под-
станции Зп, тыс. руб., при отмеченных допущениях
Зп = (Рп + Ди) (ДпО + ДпЗ^п) + а + ₽3П =
=А+ад„ (5-н)
151
03
тЬ
1О
03
Ef
Й
*=:
\o
сз
Ь4
где
л1 = (Рп+£н)^<по + а;
6j = (Pn + ^H) fins Не-
полученное выражение
(5-11) проверялось для рас-
сматриваемой подстанции
110/10 кВ. Нетрудно убедиться,
что данный прием определения
приведенных затрат может
быть в равной мере использо-
ван для подстанций глубокого
ввода другого конструктивного
исполнения, напряжений и т. п.
Определим приведенные за-
траты по сетям. Средняя дли-
на линии электроснабжающей
сети первичного напряжения
(35—110 кВ) в соответствии
с (5-7) может быть определена
как:
^-ср. п — Р Fo,
где Lcp-n — средняя длина ли-
нии, км; Fo — площадь, обслу-
живаемая источником питания,
км2.
Как отмечалось, площадь
обслуживания принимается
в виде квадрата. Можно пока-
зать, что при этих условиях и
расположении источника пита-
ния на краю обслуживаемой
территории Хп = 0,75.
При выполнении электро-
снабжающей сети количество
питающих линий и их сечение
выбираются по условиям на-
дежности электроснабжения
таким образом, чтобы питание
расчетной нагрузки Sn обеспе-
чивалосЕ> во всех режимах ра-
152
(юты сети. Кроме того, число питающих линий должно
быть кратным двум, в соответствии с числом транс-
форматоров подстанции глубокого ввода.
При этих условиях стоимость сооружения 1 км пи-
тающих линий 35—ПО кВ может быть выражена ана-
литически в виде уравнения прямой:
Кв = КвО + KesSn,
где К'в— удельная стоимость сооружения линий,
тыс. руб/км; Кво; Kbs-Sh — соответственно не зависи-
Рис. 5-12. Характеристики линий
НО кВ
1 — стоимость; 2 — потери электроэнергии
мая и зависимая от мощности части стоимости соору-
жения линий, тыс. руб/км.
Для подтверждения указанного в табл. 5-4 и на
рис. 5-12 приведены соответствующие данные пита-
ющих воздушных линий напряжением ПО кВ.
По прямой 1 рис. 5-12 можно определить, что
рассматриваемая удельная стоимость сооружения
воздушных линий ПО кВ может быть выражена
в виде
Кв = 36 + 0,075п.
Для определения суммарной стоимости сооруже-
ния питающих линий необходимо учесть их среднюю
153
длину. Тогда окончательное значение стоимости со-
оружения линий будет
Кв = (Кв0 + KBSSn) Хп /К (5-12)
где Кв — стоимость сооружений линий 35—ПО кВ,
тыс. руб.
В свою очередь, годовые расходы по эксплуатации
рассматриваемых линий
Кв = РвХКво + KBSsn) ]/Т0, (5-13)
где Ив — годовые расходы, тыс. руб/год; рв — сум-
марные отчисления на амортизацию, ремонт и обслу-
живание линий.
Располагая величиной нагрузки и сечениями ли-
ний, можно приближенно определить удельное значе-
ние потерь мощности на 1 км линии. В зависимости
от передаваемой мощности
ДРВ = А15П,
где АРВ — потери мощности в линии, кВт/км; — по-
стоянный коэффициент.
Для подтверждения этого на рис. 5-12 (кривая 2)
указаны соответствующие значения удельных потерь
мощности воздушных линий ПО кВ, данные которых
приведены в табл. 5-4. Из характеристики 2 рис,
5-12 для рассматриваемого случая Pi = 0,52.
В результате стоимость потерь энергии в линиях
35—НО кВ будет
Зэ. в = МА к Хп |Лг0 • 10~3, (5-14)
где Зэ. в — стоимость потерь энергии, тыс. руб/год.
Таким образом, суммарные приведенные затраты
рассматриваемой сети при указанных допущениях,
с учетом выражений (5-12) — (5-14), могут быть пред-
ставлены как:
Зв = л2 + В23п, (5-15)
где Зв — приведенные затраты сети первичного напря-
жения, тыс. руб;
^2 = (Рв+кн) КвоЧ/Ко;
в2 = [(Рв + кн) кв5 + ^зэ. к • ю 3] ]/То.
154
Отметим, что затраты, связанные с присоедине-
нием рассматриваемых линий 35—ПО кВ к источнику
питания, в данном случае не принимаются во внима-
ние, так как эти затраты должны относиться к стои-
мости источника.
При определении аналогичных показателей для ли-
ний 6—10 кВ, отходящих от подстанций, расчет ве-
дется для кабелей с алюминиевыми жилами. Сеть
эта не содержит распределительных подстанций. Под-
станция глубокого ввода находится в центре площади
обслуживания, которая имеет форму квадрата.
В этих условиях средняя длина отходящей распре-
делительной линии 6—10 кВ
где LCp.H — средняя длина распределительной линии,
км; п — число подстанций глубокого ввода.
Для случая транзитного питания и расположения
подстанции в центре нагрузки 2^= 1,0—1,2.
Число кабельных линий, отходящих от подстанции,
может быть определено как
где Дк.н — пропускная способность одной распредели-
тельной линии, MB-A; kp — коэффициент резерва.
Если обозначить через о, МВ-А/км2, поверхност-
ную плотность нагрузки, то выражение для стоимо-
сти сооружения распределительной сети может быть
представлено в виде
^рЛТ. н^п ^-н 1 / §_п
Рк н Г О ’
(5-16)
где Кп — стоимость сооружения сети, тыс. руб.;
Кк. н — удельная стоимость сооружения кабельной
линии, тыс. руб/км.
Тогда значение годовых расходов по эксплуатации
рассматриваемых сетей составит:
Рк. Н^рКк. Н^гАи
(5-17)
155
где Ив — расходы по эксплуатации, тыс. руб/год;
Рк.н — суммарные отчисления на амортизацию, ремонт
и обслуживание линий.
Нетрудно определить и стоимость потерь энергии
в рассматриваемой сети:
Зэ. н
k2ulkp
Рк. н ^Н*5п^*5э. к^н
(5-18)
где Зэ.н — стоимость потерь энергии, тыс. руб.; —
удельное сопротивление кабелей, Ом/км; k — коэффи-
циент распределения нагрузки; UB — номинальное на-
пряжение сети, кВ.
С учетом (5-15) — (5-18) выражение для расчет-
ных затрат по распределительной сети примет следу-
ющий вид:
(5-19)
о __ (Рк. н ~Ь £н) kpK
Рк.
I РК- Н^Н^пТ^Э. к^н
где Зп — затраты в распределительной сети, тыс. руб.;
Д _ (рк. Н ~Ь ЕН) РрКк. II । Р к. п Рн тЗэ. и
« kwnkp
Стоимостные показатели ячеек для присоединения
рассматриваемых линий к подстанции глубокого ввода
учитываются в стоимости подстанции (табл. 5-3).
5-5. Суммарные приведенные затраты и оптимальная
мощность подстанции
С учетом (5-11), (5-15) и (5-19) суммарные при-
веденные затраты, связанные с передачей энергии че-
рез рассматриваемую систему электроснабжения, вы-
полняемую в виде глубокого ввода высокого напря-
жения, будут
33=зп+зв+зн=л1+ад1+л2+
+B2sn+/i3sn ,
где S3 — суммарные затраты, тыс. руб
156
Преобразуем полученное выражение. Прежде все-
го определим удельное значение затрат, руб/ (кВ-А):
+ B2+Asy^. (5-20)
Если обозначить сторону квадрата, обслуживае-
мого одной подстанцией, через I, км, тогда
Sn = oZ2,
3„=^+В1 + ^г + Вг+Ла1.
Условие, при котором приведенные затраты на пе-
редачу мощности имеют минимальное значение, опре-
делится из уравнения:
^^уд _ _ 2 (^1 ~Ь ^г) । _Q
dl al3 3
Приведенные затраты будут минимальными, если
технико-экономические показатели отдельных элемен-
тов глубокого ввода связаны соотношением:
?.(А+_42)_^д3. (5-21)
Отсюда следует, что величина наивыгоднейшей на-
грузки подстанции определяется, с одной стороны, от-
числениями от постоянных затрат на подстанцию и
электроснабжающую сеть и постоянными потерями
в трансформаторах подстанции и, с другой сто-
роны,— технико-экономическими показателями рас-
пределительной сети.
Из (5-21) получаем:
V сАз
Откуда оптимальная мощность подстанции глубо-
кого ввода
Зп. о = |/ [2(Л1Л+Лг)]*а- (5-22)
157
Полученная формула позволяет сделать ряд выво-
дов. Наивыгоднейшая мощность подстанции увеличи-
вается с ростом стоимостных показателей электро-
снабжающей сети и самой подстанции. Последнее мо-
жет иметь место при увеличении напряжения этой
сети и протяженности ее; при усложнении схемы и
конструктивного выполнения подстанции и сети; при
применении более дорогого оборудования и т. д. Сле-
довательно, практическая целесообразность электро-
снабжения по системе глубокого ввода связана с уп-
рощением городских подстанций и переходом к их
комплектному заводскому изготовлению, значитель-
ным сокращением стоимости кабельной продукции и
трансформаторов 35—-110 кВ.
Влияние показателей распределительной сети на
мощность подстанции носит двоякий характер. При-
менение повышенных напряжений для этой сети при-
водит к увеличению оптимальной мощности под-
станции. С ростом мощности городской подстанции
обычно связано увеличение стоимостных показателей
распределительной сети за счет усложнения схемы,
увеличения объема резервирования, применения более
дорогих оборудования и кабельной продукции. Все
это приводит к уменьшению наивыгоднейшей мощно-
сти подстанции. Оптимальная мощность подстанции
увеличивается с увеличением плотности нагрузки, как
видно из (5-22).
Для иллюстрации указанных соображений в табл.
5-5 приведены значения оптимальной мощности и дру-
гие характеристики рассматриваемой в качестве при-
мера системы электроснабжения 110/10 кВ. При этом
сечение алюминиевых кабелей сети 10 кВ принима-
лось 3x240 мм2, коэффициент резерва £р=1,5, коэф-
фициент распределения &=1,5, время потерь т=
=2500 ч.
Из табл. 5-5 следует, что при данной средней
дальности передачи напряжением 110 кВ (Х1]/До —
=const) наивыгоднейшая мощность подстанции увели-
чивается примерно в 1,8 раза при росте плотности на-
грузки от 2 до 12 МВ-А/км2. При заданной плотно-
сти нагрузки мощность подстанции увеличивается
примерно в 1,4 раза с увеличением средней дально-
сти передачи ПО кВ от 1,0 до 5,0 км.
158
Таблица 6-5
Технико-экономические характеристики глубокого ввода
110/10 кВ (подстанция открытая, воздушная
ЛЭП 110 кВ)
Характеристика
глубокого ввода
Даль-
ность
передачи
напря-
жением
ПО кВ,
км
Плотность нагрузки, МВ«А/км2
2 4 6 8 10 12
Оптимальная мощ-
ность подстанции,
МВ-А .............
Площадь обслужива-
ния подстанции,
км2.................
Средняя дальность
передачи напряже-
нием 10 кВ, км
1
3
5
7
1
3
5
7
1
3
5
7
29,5
35,0
40,2
44,8
14,8
17,5
20,1
22,4
3,9
4,2
4,5
4,7
37,2
44,2
50,8
56,5
9,3
11,0
12,7
14,1
3,0
3,3
3,6
3,8
42,6
50,7
58,0
64,7
7,1
8,4
9,7
10,7
2,7
2,9
3,1
3,3
46,8
55,6
63,8
71,0
5,9
6,9
8,0
8,9
2,4
2,6
2,8
3,0
50,6
60,0
68,0
76,6
5,1
6,0
6,8
7,7
2,3
2,5
2,6
2,8
53,7
63,5
73,0
81,0
4,5
5,3
6,1
6,8
2,1
2,3
2,5
2,6
Площадь обслуживания подстанции изменяется
более резко. В частности, при изменении плотности
нагрузки от 2 до 10 МВ • А/км2 площадь обслужива-
ния уменьшается примерно в 3 раза. При этом сред-
няя дальность передачи при напряжении 10 кВ
/
\ н|,/ "оЧ уменьшается в пределах 1,7 раза.
Данные табл. 5-5 свидетельствуют о том, что оп-
тимальная дальность передачи в распределительной
сети не остается постоянной и определяется не только
значением плотности нагрузки, а зависит также от
дальности передачи при напряжении 35—ПО кВ.
Последний вывод имеет определенный интерес, так
как распространено мнение об однозначности наивы-
годнейшей дальности передачи энергии примени-
тельно к данному напряжению.
В рассматриваемом случае предельные значения
средней дальности передачи при напряжении 10 кВ,
составляющие 3,9—4,7 км, относятся к наименьшей
139
Плотности нагрузки 2 МВ-А/км2. При увеличении
плотности до 12 МВ-А/км2 дальность передачи
уменьшается до 2,1—2,6 км, т. е. почти в два раза.
Изменение дальности передачи напряжением 10 кВ
в пределах данной плотности нагрузки более слабое
и колеблется в пределах до 1,2 раза. Можно подчерк-
нуть, что при низких плотностях нагрузки оптималь-
ные дальности передачи 10 кВ находятся в пределах
Рис. 5-13. Характеристики глубокого ввода
110/10 кВ
технически возможной передачи, имея в виду выбор
сечения кабельных линий 10 кВ по допустимой по-
тере напряжения.
На рис. 5-13 показано изменение оптимальной
мощности подстанции и дальности передачи напря-
жением 10 кВ, в зависимости от дальности передачи
напряжением ПО кВ и плотности нагрузки. Как
видно, характеристики подстанции более чувстви-
тельны к изменению рассматриваемых показателей,
чем характеристики сети 10 кВ.
Из табл. 5-5 могут быть сделаны практические
выводы при выполнении рассматриваемой системы
электроснабжения. В настоящее время плотность на-
грузки в городах Советского Союза колеблется в ука-
занных пределах с тенденцией к увеличению. В связи
с этим представляется целесообразным принять мощ-
ность подстанции 110/10 кВ порядка 60 МВ-А, с ус-
160
тановкой двух трансформаторов по 40 МВ-А. При
этом нагрузка трансформаторов будет находиться,
согласно табл. 5-1, в пределах экономического интер-
вала. Мощность трансформаторов ограничивается до-
пустимой мощностью короткого замыкания на вторич-
ном напряжении.
Осуществление глубокого ввода рационально вы-
полнять в два этапа, предусматривая установку двух
трансформаторов по 16—25 МВ-А на первом этапе.
По мере роста нагрузки заменяют трансформаторы
на 40 МВ • А. Указанная рекомендация исходит из
предположения, что с ростом нагрузки увеличивается
число трансформаторных подстанции распределитель-
ной сети 10 кВ, а следовательно, и число линий дан-
ной сети. Естественно, что в зависимости от местных
условий и конкретных данных выбор оптимальной
мощности подстанции глубокого ввода может быть
иным.
Практическое применение формулы (5-22) не
встречает особых затруднений. Имея стоимостные и
конструктивные данные, можно заранее определить
значения постоянных Л2 и А3 и оценить оптималь-
ную мощность подстанции по выражению типа:
з_
5п.о=Л V о,
где А — постоянный коэффициент, определяемый на-
пряжением подстанции и дальностью передачи энер-
гии на первичном напряжении.
В крупных и крупнейших городах по градострои-
тельным и санитарно-гигиеническим соображениям
все большее применение имеют подстанции полуза-
крытого исполнения с кабельными линиями 35—
110 кВ. В этих условиях стоимости подстанции и ли-
ний 35—ПО кВ, особенно кабельных линий ПО кВ,
значительно возрастают, что сказывается на всех тех-
нико-экономических показателях глубоких вводов.
В этой связи в табл. 5-6 приведены ориентировоч-
ные значения таких показателей для глубокого ввода
110/10 кВ, содержащего закрытую подстанцию и
маслонаполненные кабельные линии НО кВ. Из со-
поставления табл. 5-5 и 5-6 следует, что оптималь-
6 В. А. Козлов 161
ная мощность рассматриваемого глубокого ввода воз-
растает в 1,5—3 раза по сравнению с использованием
открытой подстанции и воздушных ЛЭП. Соответст-
венно изменяются остальные показатели глубокого
ввода. Рациональность рассматриваемого глубокого
ввода 110/10 кВ определяется установкой трансфор-
маторов мощностью 63 МВ • А и выше. При плотно-
сти нагрузки 10—12 МВ-А/км2 следует оценивать ва-
рианты с использованием в системе электроснабже-
ния города напряжения 220 кВ. Из табл. 5-6 следует,
что осуществление глубокого ввода с оптимальными
параметрами может встретить технические ограниче-
ния. Например, ограничения из-за предельной даль-
ности передачи напряжением 10 кВ по фактору
допустимой потери напряжения, имея в виду, что в
городских сетях средства местного регулирования на-
пряжения не используются.
Т а б л и ц а 5-6
Технико-экономические характеристики
глубокого ввода 110/10 кВ
(подстанция закрытая, кабельная ЛЭП ПО кВ)
Характеристика глубокого ввода Даль- ность передачи напря- жением 110 кВ, км Плотность нагрузки, МВ-А/км8
2 4 6 8 10 12
Оптимальная мощ- 1 52 65 74 82 88 94
ность подстанции, 3 85 108 123 135 146 154
МВ-А 5 113 142 162 179 192 204
7 137 174 197 218 234 249
Площадь обслужи- 1 26,2 16,2 12,3 10,2 8,8 7,8
вания подстанции, 3 42,5 27,0 20,6 16,9 14,6 12,8
км2 5 56,5 35,5 27,0 22,4 19,2 17,0
7 68,5 43,5 32,8 27,4 23,4 20,8
Средняя дальность 1 5,1 4,0 3,5 3,2 3,0 2,8
передачи напряже- 3 6,5 5,6 4,5 4,1 3,8 3,6
нием 10 кВ, км 5 7,5 6,0 5,2 4,7 4,4 4,1
7 8,3 6,6 5,7 5,2 4,8 4,6
Отметим, что при определении данных табл. 5-5 и
5-6 не учитывалась стоимость земли и инженерного
обеспечения городской территории, отчуждаемой под
коридоры воздушных и кабельных ЛЭП 35—НО кВ
162
и площадку подстанции. Для застроенных районов го-
родов размещение глубокого ввода может быть свя-
зано с переносом действующих сооружений. Указан-
ные затраты будут увеличивать оптимальные пара-
метры глубокого ввода.
Вернемся к анализу суммарных приведенных зат-
рат глубокого ввода. Если значение затрат отнести
к величине оптимальной передаваемой мощности, то
получим уравнение удельных приведенных затрат
в виде
5уд.о = ^-4-В1 + -^ + В2 + Л31/(5-23)
Полученное выражение с учетом характеристик А,
A, A, Bi и т. п. показывает, что удельные затраты
находятся в сложной зависимости от технико-эконо-
мических показателей элементов системы. Влияние
отдельных исходных данных не носит четко выражен-
ного характера, и оценка этого влияния требует соот-
ветствующих расчетов. Можно отметить, что измене-
ние времени потерь и стоимости энергии будет ска-
зываться на величине приведенных затрат в мень-
ших размерах, чем на величине оптимальной мощно-
сти подстанции. Влияние это находится в пределах
точности расчетов и им можно пренебречь. Для опре-
деления характера влияния отдельных элементов си-
стемы глубокого ввода на его суммарные удельные
показатели на рис. 5-14 отмечены соответствующие
зависимости для системы с открытой подстанцией
110/10 кВ и воздушными ЛЭП ПО кВ. Там же при-
ведены показатели глубокого ввода 110/6 кВ анало-
гичного исполнения. Показатели системы определены
при передаче напряжением ПО кВ, длиной 3 км и
плотности нагрузки о = 6000 кВ-А/км2.
Из рис. 5-14 видно, что с увеличением передава-
емой мощности удельные приведенные затраты на
подстанцию 110/6—10 кВ и сеть 110 кВ уменьшаются,
в то время как затраты сетей би 10 кВ увеличива-
ются. При рассмотрении технико-экономических пока-
зателей отдельных линий и трансформаторов опреде-
лилось, что с увеличением их пропускной способности
и передаваемой мощности удельные затраты на пере-
дачу энергии снижаются. Это вполне естественная
6*
163
закономерность. Применительно к показателям линий
она действительна при условии неизменности дально-
сти передачи.
Указанная закономерность подтверждается и для
системы глубокого ввода. Увеличение удельных зат-
рат сетей 6—10 кВ с постом передаваемой мощности
определяется тем обстоятельством, что одновременно
Рис. 5-14. Изменение
удельных затрат глу-
бокого ввода 110/10
кВ (штриховой ли-
нией 110/6 кВ)
1 — затраты сети ПО кВ;
2 — то же на подстан-
цию; 3 — то же, сети
10 кВ; 4— суммарные
увеличивается радиус обслуживания подстанции, т. е.
возрастает протяженность сетей 6—10 кВ. Таким об-
разом, технико-экономические закономерности, полу-
ченные на основании анализа показателей единичных
элементов, действующие независимо от места исполь-
зования этого элемента в системе электроснабжения
применительно к совокупности элементов, образую-
щих систему, могут изменяться. При этом оптималь-
ное значение показателей системы будет определяться
наивыгоднейшим соотношением данных отдельных
элементов системы. Последнее подтверждается рис.
5-14, на котором также указаны суммарные затраты
рассматриваемого глубокого ввода, минимальное зна-
чение которых имеет место при соотношении (5-21).
164
На рис. 5-14 отмечены показатели глубокого ввода
110/6 кВ. Как следует, применение в системе электро-
снабжения напряжения 6 кВ вместо 10 кВ приводит
к увеличению приведенных затрат системы примерно
в 1,2 раза.
В связи с этим следует вернуться к выводам,
полученным при рассмотрении кабельных линий.
Согласно рис. 4-7, переход от напряжения 6 кВ
к 10 кВ приводит к снижению приведенных затрат
на передачу энергии в 1,5 раза. Между тем при рас-
смотрении системы глубокого ввода аналогичное сни-
жение затрат составляет только 1,2 раза. Последнее
определяется тем, что показатели сети 6—10 кВ со-
ставляют только часть суммарных показателей си-
стемы.
Следовательно, на основании анализа технико-
экономических характеристик отдельного элемента
могут производиться только предварительные выводы.
Окончательное суждение о рациональности системы
электроснабжения необходимо высказывать, рассмат-
ривая показатели системы в целом.
Приведенные значения снижения суммарных зат-
рат показывают безусловную целесообразность осу-
ществления электроснабжения городов с использова-
нием напряжения 10 кВ. Этот вывод усиливается
также тем обстоятельством, что в случае применения
напряжения 10 кВ оптимальная мощность подстан-
ции и радиус ее действия увеличиваются, соответст-
венно уменьшается количество подстанций. Послед-
нее имеет существенное значение в городских усло-
виях, поскольку сооружение подстанции и линий 35—
НО кВ связано с большими капитальными затратами
и ограниченностью свободных территорий для их со-
оружения. Эти преимущества следует учитывать и
при рассмотрении вопросов перевода действующих
сетей 6 кВ на напряжение 10 кВ
Из рис. 5-14 следует, что кривая изменения сум-
марных приведенных затрат имеет весьма пологий
характер. Последнее позволяет говорить об опреде-
ленной зоне мощностей подстанций, в которой сум-
марные затраты остаются практически равноценными.
Например, для варианта 110/10 кВ отклонение мощ-
ности подстанции в сторону уменьшения в два раза
165
от оптимального значения приведет к увеличению
удельных суммарных затрат на 20%. Отклонение
в два раза в сторону увеличения будет связано с ро-
стом удельных затрат всего на 6%. Следовательно,
при выборе мощности глубокого ввода допустимы
значительные отступления от оптимального значения
без заметного увеличения суммарных затрат. Такие
отступления целесообразно производить в сторону
увеличения мощности подстанции, так как в таком
случае сокращается их количество в системе элек-
троснабжения города.
Как отмечалось, минимальное значение суммар-
ных затрат определяется наивыгоднейшпм соотноше-
нием затрат в отдельные элементы глубокого ввода.
Удельная величина этих затрат определяется выра-
жением (5-23).
Для иллюстрации характера влияния отдельных
показателей на рис. 5-15 дано изменение удельных
приведенных затрат для рассматриваемого глубокого
ввода 110/10 кВ (при дальности передачи 3 км)
в зависимости от плотности нагрузки. При этом ука-
заны как отдельные составляющие, так п значение
суммарных затрат.
Из кривых рис. 5-15 следует, что составляющая,
определяемая подстанцией 110/10 кВ, с ростом плот-
ности нагрузки от 2 до 12 МВ-А изменяется в пре-
делах 36—44% от суммарных затрат. Часть затрат,
определяемая сетью ПО кВ, колеблется в пределах
11%, в то время, как затраты на сеть 10 кВ состав-
ляют соответственно 53 и 46%.
Суммарные затраты при изменении плотности на-
грузки в тех же пределах составляют 5,59 и
3,56 руб/(кВ-А), т. е. с увеличением плотности на-
грузки удельные расчетные затраты уменьшаются для
данной системы электроснабжения в 1,56 раза.
Данные рис. 5-15 позволяют оценить технико-эко-
номические показатели глубокого ввода в целом, при
условии его выполнения в оптимальных пределах.
В данном случае подтверждается отмеченная выше
закономерность снижения удельных затрат па пере-
дачу энергии с увеличением ее мощности. Из рис.
5-15 видно, что эта закономерность характерна для
суммарных затрат и каждой составляющей, С ростом
166
мощности передачи удельные затраты отдельного эле-
мента глубокого ввода уменьшаются.
Рассмотрим составляющую, определяемую затра-
тами на подстанцию. В данном случае эта составля-
ющая является значительной и колеблется в преде-
лах от 36 до 44°/о от суммарных удельных затрат.
Приведенные данные говорят о том, что расширение
области использования глубоких вводов в системе
Рис. 5-15. Изменение
удельных минималь-
ных затрат глубокого
ввода 110/10 кВ
(штриховой линией
110/6 кВ)
1 — затраты сети ПО кВ;
2 — то же на подстан-
цию; 3 — то же, сети
10 кВ; 4 — суммарные
электроснабжения города следует искать на пути уп-
рощения п удешевления подстанций. Этот вывод под-
тверждается современной практикой сооружения элек-
трических сетей, развитие которых характеризуется
применением комплектных устройств, отказом от со-
оружения РУ высокого напряжения па подстанциях
п другими мерами по снижению стоимости подстан-
ций. Реализация этой тенденции ведет к уменьшению
затрат на передачу, а также сказывается на опти-
мальной мощности подстанции в сторону ее уменьше-
ния, что в совокупности расширяет область исполь-
зования глубоких вводов.
На рис. 5-15 приведены аналогичные показатели
для системы со вторичным напряжением 6 кВ. Отме-
чается, что как величина суммарных затрат, так и их
167
составляющие больше, чем соответствующие значе-
ния при напряжении 10 кВ. Такое соотношение опре-
деляется большими затратами сети 6 кВ по сравне-
нию с затратами сети 10 кВ при передаче одинаковой
мощности. Последнее уменьшает оптимальную на-
грузку подстанции 110/6 кВ, увеличивает их общее ко-
личество в системе электроснабжения и в конечном
счете увеличивает удельные затраты на передачу
единицы мощности.
На рис. 5-15 указаны значения удельных приве-
денных затрат. Подобные данные, касающиеся опти-
мального выполнения глубокого ввода, могут быть
определены применительно к другим показателям,
как-то: стоимости сооружения, величине потерь энер-
гии и мощности, расходу проводникового металла
и т. п.
Упомянутые показатели приведены в £29]. Отме-
тим, что числовые значения, приведенные в данном
разделе, получены В. Ф. Свидерскпм.
Важной характеристикой электрической сети яв-
ляется расход проводникового металла. В [29] пока-
зано, что суммарные затраты металла для рассматри-
ваемого выполнения глубокого ввода определяются
в основном сетью вторичного напряжения 6—10 кВ.
Как видно, и по этому показателю рационален вари-
ант напряжения 10 кВ, поскольку расход проводни-
кового металла в такой сети меньше на 29—35% по
сравнению с его затратами в сети 6 кВ, во всем
рассматриваемом диапазоне плотности нагрузки.
Значение удельных приведенных затрат (5-23)
может приниматься в качестве экономического кри-
терия в процессе проектирования аналогичных систем
электроснабжения. Располагая необходимыми исход-
ными данными и параметрами основных элементов
системы, можно составить соответствующую таблицу
указанных выше показателей для практической
оценки рассматриваемых проектных решений.
5-6. Работы других авторов по определению
оптимальной мощности подстанции
Основоположником теории оптимизации городских систем
электроснабжения в отечественных условиях явился профессор
В. М. Хрущев [48]. Невзирая на разработку повои методики
168
технико-экономических расчетов, многие принципиальные поло-
жения, связанные с оптимизацией электрических сетей, предло-
женные в свое время В. М. Хрущевым, до настоящего времени
не потеряли своей актуальности.
Из работ, рассмотренных в [16], отметим технико-экономиче-
ские предпосылки сооружения глубоких вводов 110/10 кВ для
электроснабжения Москвы. В качестве исходных данных прини-
малось выполнение сети 110 и 10 кВ кабелями при мощности
90 и 120 МВ-А двухтрансформаторных подстанций 110/10 кВ
в соответствии с пропускной способностью кабелей 110 кВ при
их сечении 270 и 400 мм2.
Рис. 5 16. Расчетные варианты электро-
снабжения: а — при напряжении 10 кВ;
б — при напряжении НО кВ
В работе определяются условия применения системы непо-
средственного питания рассматриваемого района от опорной
понижающей подстанции при напряжении 10 кВ и системы глу-
бокого ввода путем ввода напряжения 110 кВ в центральные
районы города. Сравниваемые варианты приведены на рис. 5-16,
а и б.
Система электроснабжения с помощью глубоких вводов
НО кВ при указанных расчетных нагрузках и некоторых пред-
ложениях оказалось рациональной независимо от цены энергии
и времени потерь, а также сроков окупаемости первоначальных
затрат. Указанный вывод подтверждается при сравнении дан-
ных, рис. 4-7 и 4-12.
В последнее время в МЭН был разработан так называемый
критериальный метод анализа, который вошел в учебное посо-
бие [50]. Преимуществом метода считается возможность много-
параметрической оптимизации, а также анализ технико-экономи-
ческих показателей без знания исходных данных.
169
Согласно [50], с использованием метола возможно решение
следующих пяти задач: 1) определение оптимальных параметров;
2) выявление соразмерности объекта; 3) исследование экономи-
ческой устойчивости затрат; 4) анализ чувствительности пара-
метров к изменению исходных данных; 5) нахождение опти-
мального варианта с учетом технических ограничений. При этом
в качестве исходной принимается обобщающая целевая функция
т п
суммарных приведенных затрат 3 = 30+ У, А П х/ где 30 —
i I /-1
постоянная часть затрат; А,-— обобщающий постоянный коэффи-
циент; Xj — параметр; ci.j — степенная характеристика.
Внимательное рассмотрение [50] показывает, что критериаль-
ный метод не свободен от серьезных замечаний. Решение при-
веденного уравнения по критерию минимума суммарных затрат
позволяет определить значения оптимальных параметров х.
В процессе этого решения величина 30 не играет никакой роли.
По этой причине допустима формальная замена критерия мини-
мума суммарных затрат 3 условием минимума только перемен-
т п а
ной составляющей у А{ П Xj Ч .
Я / 1
Такая формальная замена в [50] распространяется на реше-
ние остальных четырех задач, которые непосредственно относятся
к анализу оптимальности. Это условие является основной ошиб-
кой критериального метода, так как получаемые в результате
анализа показатели и выводы могут относиться только к тем
элементам системы электроснабжения, которые формируют пере-
менную часть суммарных затрат, а не к рассматриваемой системе'
в целом.
Таким образом в процессе критериального анализа возникает
необходимость дополнительного пересчета полученных показате-
лей к суммарным затратам. Это обстоятельство не отражается
в [50], что лишает критериальный метод необходимой строгости
и может явиться источником серьезных ошибок при исследовании
условий оптимальности.
С учетом отмеченного рассмотрим работы МЭИ [28, 41]
по оптимизации системы глубоких вводов напряжением ПО кВ
и выше, имея в виду только оптимальные параметры вводов.
В работах анализируются различные схемы построения глубоких
вводом и понижающих подстанций, рассмотрено использование
маслонаполненных кабелей различных типов и дополнительных
мер по увеличению их пропускной способности и т. п Оптими-
зация производится по критерию приведенных затрат, без учета
фактора времени.
Общее рассмотрение задачи конкретизировалось условиями
города размером 15x5 км2, с плотностью электрической нагрузки
20 и 30 МВ-А/км2. При этом исходное уравнение затрат имеет
вид
3 = atM + a2MU + a3MF + -[-
+ ^ЛГ 1 U~2N~''2 + авМ IV + а7Л4 U N -]-
+ + oe,
170
где /И — число магистральных линий напряжением ПО кВ и
выше; U — напряжением глубокого ввода; F—сечение магист-
ральной линии; N — число подстанций на магистральной линии;
а< ... ас, — стоимостные постоянные элементов глубокого ввода.
Первые четыре члена отражают затраты в кабельные линии
НО кВ и выше, следующие три — в понижающую подстанцию,
последние два — в кабельную распределительную сеть 10 кВ.
По условиям допустимой нагрузки кабельных линий НО кВ
и выше принималось ограничение cigM^F^U- = 1, где р —
показатель ограничения. Фиксация напряжения их стандартными
значениями ПО, 220 и 330 кВ позволяла упростить расчеты. Ре-
шение задачи выполнялось по специальной программе на ЭВМ
«Мнр-1».
Отметим некоторые результаты из рассматриваемых работ.
В табл. 5-7 приведены показатели глубоких вводов, при исполь-
зовании маслонаполненных кабелей без дополнительного искус-
ственного охлаждения; понижающие подстанции открытого типа.
Непосредственное сравнение значений табл. 5-7 и табл. 5-5 и 5-6
невозможно, поскольку рассматривались различные схемные и
конструктивные решения глубоких вводов. С учетом необходи-
мых поправок можно сделать вывод об идентичности рассматри-
ваемых значений.
Таблица 5-7
Технико-экономические показатели глубокого ввода
Плотность нагрузки, МВ-А/км2 Напряжение, кВ Тип кабеля Оптимальные^параметры Приведенные затраты, тыс. руб/(МВ-А-год)
число линий сечение линий, мм2 число под- станций на линии МОЩНОСТЬ подстанции, МВ-А
20 НО мсск МВДТ 8,4 8,5 1321 1190 1,55 1,5 115 118 6,64 6,18
220 мсск МВДТ 3,7 3,67 2440 2177 2,73 2,73 148 150 6,03 5,58
30 НО мсск МВДТ 12,6 12,75 1326 1199 1,08 1,04 166 170 5,97 5,5
220 мсск МВДТ 5,47 5,42 2919 2253 1,88 1,87 218 222 5,3 4,85
Данные табл. 5-7 показывают низкую эффективность исполь-
зования напряжения 220 кВ. В частности, применение этого на-
пряжения связано с уменьшением приведенных затрат на 8—11%
по сравнению с использованием напряжения ПО кВ Есть осно-
171
ванне считать, что указанное обстоятельство определяется вы-
сокой стоимостью кабелей 220 кВ, которая при равном сечении
жилы выше на 1,6—1,7 раза по сравнению со стоимостью ана-
логичных кабелей НО кВ.
В работе приводится технико-экономическая оценка исполь-
зования систем принудительного охлаждения кабельных линий
110—220 кВ. Такое охлаждение приводит к увеличению опти-
мальных сечений кабельных линии и снижению мощности под-
станции. При этом отмечается уменьшение суммарных приведен-
ных затрат глубокого ввода в некоторых случаях до 30%. Наи-
большая эффективность имеет место при использовании системы
водяного охлаждения.
Аналогичные исследования выполняются зарубежными специ-
алистами. Очень обстоятельна работа [35], в которой наивыгод-
нейшая мощность подстанции определяется методом вариантных
сравнений на примере идеализированного городского района
с суммарной нагрузкой 96 МВ-А, при изменении ее плотности
от 0,3 до 8,5 МВ-А/км2. Варианты предусматривают мощности
подстанции от 12 до 96 МВ-А, при напряжениях, принятых
в США: 34,5—69/4,16; 69—138/12,5; 69—138/20,8 — 23,0 и 69 —
138/34,5 кВ. Подстанции мощностью до 48 МВ-А принимаются
простейшего типа без РУ высокого напряжения, на два транс-
форматора. Подстанции мощностью 48 МВ-А выполнены по бо-
лее сложной схеме. Результаты исследования представлены си-
стемой графиков, которые рекомендуются использовать в каче-
стве основных ориентиров при проектировании реальных систем
электроснабжения. Отметим, что методы зарубежных авторов
могут быть использованы для отечественных городов при усло-
вии внесения в них необходимых поправок, согласно требова-
ниям [14].
5-7. Особенности подстанций глубокого ввода
Общие вопросы выполнения подстанций различ-
ного назначения освещаются в соответствующей лите-
ратуре. В данном случае отметим специфические
особенности подстанций глубокого ввода, которые
отражают современные тенденции в развитии систем
электроснабжения.
В схеме глубокого ввода наиболее полно выра-
жена связь между различными элементами системы
электроснабжения. Такой зависимости в других схе-
мах не наблюдается, так как выбор схемы и парамет-
ров отдельных элементов системы может произво-
дится в определенной мере независимо друг от друга.
Например, наличие развитого распределительного
устройства первичного напряжения позволяет решать
вопросы резервирования в электроснабжающей сети
и трансформаторов на подстанции разными путями.
172
Рис. 5-17. Принципи-
альная схема глубо-
кого ввода
Наличие РУ вторичного напряжения обеспечивает
полную самостоятельность в решении вопросов рас- ’
пределптельных сетей независимо от особенностей
подстанций и т. д.
В системе глубокого ввода, выполненного по схеме
блока линия — трансформатор, два элемента: линия
и трансформатор — составляют одно целое. Послед-
нее обусловливает взаимное резервирование блоков,
совместный подход к решению
вопросов релейной защиты линии
и трансформатора, конструктив-
ному выполнению рассматривае-
мых элементов и т. д.
Идеальный случай рассматри-
ваемой системы электроснабже-
ния представлен на рис. 5-17.
В указанном исполнении на под-
станции полностью отсутствует
распределительное устройство
первичного напряжения и пред-
усматривается непосредственное
соединение линий 35—110 кВ
с первичными обмотками транс-
форматоров. Можно отметить,
что для осуществления такого
соединения в зарубежной прак-
тике встречаются трансформато-
ры, конструкция которых пред-
усматривает ввод высоковольт-
ных кабелей в кожух трансфор-
матора без концевых муфт.
Защита линий и трансформатора действует на вы-
ключатель линии 35—-ПО кВ, установленный на ис-
точнике питания. При этом зона действия релейной
защиты выключателей должна охватывать линию и
трансформатор. ПУЭ регламентируют для этого со-
ответствующие виды релейной защиты. Выполнение
потребует прокладки между источниками питания и
подстанцией глубокого ввода контрольного кабеля.
В отечественных условиях система глухого присое-
динения линии к трансформатору не принята. Послед-
нее определяется условиями эксплуатации электро-
оборудования, его качеством, требованиями техники
173
безопасности и т. п. Поэтому возникает необ-
ходимость ввести в схему рис. 5-17 разъединители,
устанавливаемые на подстанции между линией и
трасформатором со стороны первичного напряже-
ния. Установка разъединителя позволяет производить
необходимые испытания, ремонты и другие эксплу-
атационные работы на линиях 35—ПО кВ и транс-
форматорах подстанции независимо друг от друга.
В том случае, когда по местным условиям нет
возможности осуществить защиту блока линия —
трансформатор путем установки приборов только со
стороны источника питания, на подстанции глубокого
ввода устанавливают на каждой линии 35—ПО кВ
короткозамыкатели, и защита линий и трансформато-
ров осуществляется раздельно. Защита трансформа-
тора действует на короткозамыкатель, который про-
изводит искусственное замыкание линии, вызывающее
ее отключение со стороны источника питания от дей-
ствия соответствующей защиты.
В ряде случаев питание подстанции глубокого
ввода может производиться путем ответвления от ма-
гистральных линий. Последнее требует введения
в схему подстанции отделителей на стороне первич-
ного напряжения. Работа защиты при этом происхо-
дит в такой последовательности. При повреждении
трансформатора замыкается соответствующий корот-
козамыкатель и происходит отключение линии со
стороны источника питания, после чего в бестоковую
паузу включается отделитель, что приводит к отклю-
чению поврежденного трансформатора, а затем под
действием АПВ происходит обратное включение ли-
нии.
Наиболее распространенная в настоящее время
схема подстанции глубокого ввода со стороны пер-
вичного напряжения показана на рис. 5-18. Дополни-
тельная связь линий 35—НО кВ через разъединители
предусматривается иа подстанции с целью увеличе-
ния оперативной гибкости схемы глубокого ввода.
Наличие связи следует оценивать во избежание не-
обоснованных вложений в систему электроснабжения.
В связи с внедрением глубоких вводов отметим
вопросы ограничения мощности короткого замыкания.
Известно, что с ростом мощности подстанций увели-
174
6 10 кВ
схема подстанции
глубокого ввода
Рис. 5-18. Принципиаль-
ная
чивается мощность короткого замыкания в сетях
вторичного напряжения, что приводит к удорожанию
распределительных устройств этих сетей. Например,
по данным немецких специалистов, при увеличении
мощности с 200 до 600 МВ • А стоимость сооружения
сетевых устройств 10 кВ возрастает в два раза. Сле-
довательно, мощность подстанции должна быть огра-
ничена определенными преде-
лами или необходимо приме-
нять специальные меры для
уменьшения мощности корот-
кого замыкания.
Для отечественных сетей
в настоящее время приняты
следующие предельные значе-
ния мощности короткого за-
мыкания: при напряжении
6 кВ—200 МВ-А, 10 кВ-
350 МВ • А и 35 кВ—600 МВ-А.
Применительно к этим данным
производится выпуск электро-
оборудования промышленно-
стью.
Следует отметить, что в се-
тях 6—10 кВ используются
выключатели нагрузки типа ВН-16,
торых ниже указанных предельных
сти к. з. Последнее необходимо принимать во внима-
мание, так как при использовании выключателей на-
грузки для автоматизации распределительных сетей
они применяются без предохранителей типа ПК.
Следует учитывать также термическую устойчи-
вость кабелей 6-10 кВ. В табл. 5-8 приведены соот-
ветствующие значения предельных токов к. з. для ка-
белей с бумажно-масляной изоляцией, считая фик-
тивное время выдержки релейной защиты равным
действительному, что допустимо для распределитель-
ных сетей. Дополнительно к табл. 5-8 отметим, что
ограничение мощности к. з. ниже нормированных зна-
чений 200 и 350 кВ-А для обеспечения термической
устойчивости кабельных линий следует производить
только после использования всех возможностей сни-
жения выдержек времени релейной защиты. Однако
устойчивость ко-
значений мощно-
175
Таблица 5-8
Допустимые величины тока к. з. кабелей
с бумажной изоляцией напряжением 6—К) кВ
по условиям термической устойчивости, кА
Выдержка времени защиты, с Сечение кабелей, мм2
50 70 95 120 150 185 240
0,5 6,9 9,6 13,0 16,5 20,0 25,4 33,3
1,0 4,8 6,8 9,2 11,8 14,6 18,0 23,5
1,5 4,0 5,5 7,5 9,5 11,9 14,7 19,1
2,0 3,4 4,8 6,5 8,2 10,3 12,7 16,6
2,5 3,0 4,3 5,8 7,4 9,2 11,4 14,8
и в этом случае мощность к. з. не должна быть ниже
100 и 170 МВ-А при 6 и 10 кВ соответственно.
При решении вопросов ограничения мощности
к. з. необходимо одновременно учитывать условия
источника питания и распределительной сети 6—
10 кВ. Ограничение возможно за счет:
а) выбора рациональной схемы коммутации пони-
жающих подстанций, в частности, секционирования
шин напряжением 6—10 кВ, применения трансформа-
торов с расщепленной обмоткой, использования трех-
обмоточных трансформаторов 110/35/6—10 кВ в ис-
полнении: wbh>«bc;
б) выбора схемы построения питающих сетей 6—
10 кВ, имея в виду ограничение количества парал-
лельно работающих питающих линий;
в) искусственного увеличения сопротивления
цепи до точки к. з. путем установки в РУ 6—10 кВ
источников токоогранпчивающих реакторов.
На рис. 5-19 приведены принципиальные схемы
возможного выполнения понижающих подстанций,
а в табл. 5-9 соответствующие расчетные характе-
ристики мощности к. з. па шинах 6—10 кВ указан-
ных подстанций, в зависимости от мощности транс-
форматоров и параметров реакторов. Расчет выпол-
нен с учетом, что мощность к. з. в сети ПО кВ состав-
ляет 5000 МВ-А, подпитка при напряжении 6—10 кВ
от двигателей определяется их суммарной мощ-
ностью, равной 80% мощности трансформатора или
176
ветви его расщепленной обмотки, секции РУ 6—10 кВ
работают раздельно.
Из рис. 5-19 следует, что на подстанциях приме-
няются только групповые одинарные или сдвоенные
реакторы. При выборе схемы подстанции учиты-
ваются также параметры выпускаемого электрообо-
рудования, в частности, пропускная способность
Рис. 5-19. Схемы присоеди-
нения реакторов на под-
станциях
шкафов КРУ (2500 А для ВМП-10), которые уста-
навливаются на вводных ячейках РУ 6—10 кВ под-
станций. По этой причине одинарные реакторы уста-
навливаются тогда, когда нагрузка одного ввода
РУ 6—10 кВ в аварийном режиме не превышает от-
меченную пропускную способность шкафа КРУ (рпс.
5-19, а). Если последнее условие не выполняется пли
пе обеспечивается необходимый уровень напряже-
ния на шинах 6—10 кВ при одинарном реакторе,
предусматривается установка сдвоенных реакторов
(рис. 5-19, б). Для трансформаторов с расщеплен-
ными обмотками используются одинарные реак-
торы (рпс. 5-19, в).
177
Расчетные значения параметров к. з. на подстанциях 110/6—10 кВ
Примечание. Напряжение короткого замыкания трансформаторов и = 10.5?<
178
Конкретная реализация отмеченных условий, при-
менительно к подстанциям ПО кВ на два трансфор-
матора и отечественному оборудованию, указана
в табл. 5-9.
При мощности трансформаторов 63—80 МВ-А, мо-
жет возникнуть необходимость использования транс-
форматоров с расщепленными обмотками в сочета-
нии со сдвоенными реакторами. В этом случае РУ
6—10 кВ имеет восемь секций и таких решений сле-
дует избегать.
Введение в схему подстанций групповых и осо-
бенно сдвоенных реакторов вносит дополнительные
особенности, которые должны приниматься во вни-
мание при выполнении сетей напряжением 6—10 кВ.
Как известно, при построении питающих сетей
6—10 кВ применяется параллельная работа [17]. Сле-
дует подчеркнуть, что целесообразность питающих
сетей 6—10 кВ как дополнительного элемента си-
стемы электроснабжения поставлена под сомнение.
Не случайно ВСН 97—75 требует соответствующих
обоснований при использовании питающих сетей
вместо непосредственного питания распределитель-
ных сетей 6—10 кВ от источника.
При наличии рассматриваемых реакторов парал-
лельная работа питающих линий 6—10 кВ может
предусматриваться только при условии, что эти ли-
нии присоединяются к одному одинарному реактору
или одной ветви сдвоенного реактора. В случае при-
соединения параллельных линий 6—10 кВ к разным
ветвям сдвоенного реактора, линии шунтируют от-
дельные ветви реактора, поэтому результирующая
реактивность реактора в режиме короткого замыка-
ния становится слишком малой.
Наличие рассматриваемых реакторов следует
принимать во внимание при внедрении замкнутых
сетей напряжением до 1000 В [17]. В данном случае,
при осуществлении замкнутой сети до 1000 В, необ-
ходимо применять автоматы обратной мощности,
снабженные устройством АПВ, или питание замкну-
той сети осуществлять от шин одинарного реактора
или одной вети сдвоенного реактора.
Другие вопросы, связанные с внедрением реак-
торов, как-то: колебание напряжения, распределение
179
нагрузки и т. д. -— рассмотрены в соответствующей
литературе.
При выборе схемы коммутации подстанций сле-
дует учитывать, что городские распределительные
сети 6—10 кВ работают с изолированной нейтралью
и относятся к сетям с малым током замыкания на
землю. По этой причине, особенно в кабельных сетях,
возникает проблема уменьшения тока замыкания на
Рис. 5-20. Характеристики кабельной сети 6—10 кВ
землю при повреждении элементов сетей, с целью
исключения перехода однофазных замыканий на
землю во многофазные, а также для ограничения пе-
ренапряжений, которые возникают в сети в таком ре-
жиме. Последнее достигается за счет установки дугО'
гасящих катушек.
Компенсация емкостных токов однофазного замы-
кания на землю в сетях 6 и 10 кВ должна предусмат-
риваться в тех случаях, когда величина этих токов
превышает 30 и 20 А, соответственно. Выбор мощности
катушки производится в зависимости от параметров
рассматриваемой сети и режима работы ее отдельных
участков. В этой связи на рис. 5-20 приведены пре-
дельные протяженности L кабельной сети би 10 кВ,
работа которой допустима без компенсации емкост-
ного тока, а также удельные значения емкостного тока
однофазного замыкания 1С, в зависимости от сечения
применяемых кабелей.
180
Присоединение катушки производится в нейтраль
заземляющего трансформатора. В связи с этим ис-
пользуются, как правило, трансформаторы 6—
10/0,23 кВ со схемой соединений У/л. ' Если напря-
жение собственных нужд подстанции 0,23 кВ, то за-
Рпс. 5-21. Схемы присоединения дугогасящих устройств
земляющие трансформаторы могут использоваться
для компенсации емкостных токов и собственных
нужд, с соответствующим выбором мощности транс-
форматора.
Схемы присоединения компенсирующих устройств
и трансформатора собственных нужд на подстанции
определяются местными условиями. Наиболее типич-
ные из них указаны на рис. 5-21. Схема рис. 5-21, а
применяется на подстанциях, где для релейной за-
щиты используется переменный оперативный ток.
В этом случае предусматривается установка зазем-
ляющего трансформатора с дугогасящей катушкой,
а также самостоятельного трансформатора собствен-
ных нужд СН, который присоединяется на вводе транс-
181
форматора до его выключателя. Обращаем внимание,
что дугогасящее устройство во всех случаях присое-
диняется к РУ 6-10 кВ с помощью выключателя
мощности. Если в рассматриваемой подстанции ком-
пенсирующее устройство и собственные нужды сов-
мещаются, то заземляющий трансформатор устанав-
ливается вместо трансформатора собственных нужд
и включается аналогичным образом (рис. 5-21, г).
Схемы рпс. 5-21, бив применяются на подстан-
циях с переменным оперативным током. Штрихо-
выми линиями показаны вторые комплекты компен-
сирующих устройств, необходимость которых опреде-
ляется размерами распределительной сети 6—10 кВ.
Если на подстанциях используется постоянный
оперативный ток, то трансформаторы собственных
нужд присоединяются непосредственно к секциям РУ
6—10 кВ. Совмещение трансформаторов СН и ком-
пенсирующего устройства ДК, при напряжении соб-
ственных нужд 0,23 кВ, упрощает подстанцию в рас-
сматриваемых случаях.
5-8. Вопросы конструктивного выполнения
подстанций
Отмеченные выше особенности накладывают отпечаток на
конструктивное выполнение подстанций глубокого ввода и их
технико-экономические показатели. При размещении подстанций
следует учитывать градостроительные требования, в частности
допустимые расстояния от жилых и общественных зданий. Для
подстанций открытого типа, без мер по ограничению шумов,
средние расстояния должны приниматься не менее 200—500 м
при напряжении 35 кВ и 400—500 м для ПО кВ. При сооруже-
нии ОРУ 35—ПО кВ с воздушными выключателями расстояние
от последних должно составлять не менее 300 м.
В центральных районах городов подстанции следует соору-
жать закрытого типа, для которых указанные разрывы умень-
шаются до 50 м. Закрытое исполнение значительно увеличивает
стоимость подстанции, так как при ее сооружении используется
оборудование, предназначенное для наружной установки, и от-
крытые шинопроводы из-за отсутствия, оборудования для внут-
ренней установки. Последнее требует сооружения зданий значи-
тельного объема.
В последние годы в разных странах, в том числе в СССР, ве-
дется интенсивная разработка специального герметизированного
оборудования и распределительных устройств, в качестве изоли-
рующей и дугогасящей среды для которых используется так на-
182
зываемый элегаз (шсстифтористая сера). Зарубежный опыт, где
оборудование с элегазовым наполнением получило широкое рас-
пространение, показывает, что при наличии такого оборудования
габариты подстанций сокращаются в несколько раз. В ряде слу-
чаев градостроительные соображения вынуждают рассматривае-
мо 18 линий
До 1Влиний
Рис. 5-22. Принципиальная схема подстанции 110/6—10 кВ
мые подстанции размещать под землей. Такое решение встреча-
ется в практике зарубежных стран из-за высокой стоимости зе-
мельных участков, особенно в крупных городах.
Для отечественных условий могут быть отмечены разработки
типовых подстанций. Рассмотрим особенности одного из типов
подстанции 110/6—10 кВ института Энергосетьпроект, принци-
183
пиальная схема электрических соединений, план и разрезы кото-
рой даны на рис. 5-22 и 5-23. Все оборудование подстанции,
за исключением трансформаторов 110/6—10 кВ мощностью до
63 МВ-А, размещается в закрытом помещении. Подстанция до-
пускает присоединение воздушных или кабельных линии 110 кВ.
Рис. 5-23. Разрез (а) и план (б) закрытой подстанции
110/6—10 кВ с открытой установкой трансформаторов
Как следует из рис. 5-22 при напряжении 110 кВ принята
упрощенная схема коммутации из двух блоков линии •— транс-
форматор, с установкой отделителей и короткозамыкателей.
С помощью отделителей предусмотрена также связь между бло-
ками. Наличие связи позволяет автоматизировать питание под-
станции при напряжении 110 кВ. Например, при повреждении
любой из линий НО кВ происходит отключение соответствующего
блока и последующее автоматическое восстановление питания
184
трансформатора, связанного с поврежденной линией НО кВ. Воз-
можно взаимное автоматическое резервирование линий НО кВ,
при установке на подстанции только одного трансформатора,
н т. п.
При напряжении 6—10 кВ предусматривается одиночная,
секционированная выключателями система шин. Число отходящих
линий принимается 24, 32 или 36, в зависимости от мощности
трансформатора. На подстанции могут устанавливаться трансфор-
маторы с расщепленными обмотками или двухобмоточные транс-
форматоры со сдвоенными реакторами. Предусмотрены автома-
тическое регулирование напряжения под нагрузкой, телесигна-
лизация положения и телеуправление выключателями, телеизме-
рение напряжения 6—10 кВ по вызову, аварийно-предупредитель-
ная телесигнализация, автоматическое управление охлаждением
трансформаторов и т. п.
Все элементы подстанции, кроме силовых трансформаторов,
размещаются в одном духэтажном здании размером 12x30 м
(рис. 5-23). На втором этаже находится РУ НО кВ и пункт
управления, на первом этаже — РУ 6—10 кВ, трансформаторы
собственных нужд и дугогасящ-ие катушки, камеры реакторов
(в случае их установки) и помещение для ремонтного персонала.
Здание подстанции сооружается из кирпича, общим объемом
4812 м3. Стоимость подстанции при открытой установке транс-
форматоров 63 МВ-А составляет 371 тыс. руб.
При необходимости силовые трансформаторы ПО кВ могут
размещаться в закрытом помещении, в двух вариантах: в виде
камер трансформаторов, примыкающих непосредственно к зданию
подстанции, или в виде отдельно стоящего здания трансформато-
ров, соединяющегося с РУ 110 и 6—10 кВ шинными мостами.
При этом стоимость подстанции увеличивается примерно в пол-
тора раза.
Отечественной промышленностью в настоящее время освоен
выпуск комплектных трансформаторных подстанций (КТБП) на-
пряжением 35-110/6-10 и 110/35/6-10 кВ, которые на место соору-
жения поставляются в виде отдельных блоков заводского изго-
товления. Максимальная мощность трансформаторов КТБП со-
ставляет 10 и 16 МВ-А, соответственно, при напряжении 6 и
10 кВ.
Сетка схем первичных соединений напряжением 35—НО кВ
достаточно разнообразна [18]. РУ 6—10 кВ выполняется в виде
одинарной секционированной выключателем системы шин, с ис-
пользованием комплектных камер КРУН. ОРУ 35 и 110 кВ вы-
полняется из отдельных блоков, в которых установлено необ-
ходимое оборудование.
Институтом Электропроект разработана так называемая еди-
ная серия подстанций 35 110/6-10 кВ, предназначенных для элект-
роснабжения промышленных предприятий.
Серия содержит 25 типов подстанций [18]. Схемы электри-
ческих соединений подстанции аналогичны рассмотренным выше,
без выключателей напряжением 35—НО кВ, с возможностью ус-
тановки двух трансформаторов мощностью 63 МВ-А. Распре-
делительное устройство РУ 6—10 кВ закрытое, комплектуется
из камер КРУ внутренней установки. РУ 35—НО кВ выполня-
ется открытым, с использованием оборудования в зависимости
185
от загрязненности атмосферы. Трансформаторы устанавливаются
открыто. Размер площадки подстанции на два трансформатора
63 МВ-А составляет 38X42 м, общая стоимость 474 тыс. руб.
Отмеченное показывает, что подстанции глубокого ввода
являются сложными устройствами. Обращает внимание их зна-
чительная стоимость, особенно закрытого типа. Представляется,
что разработка специального оборудования для таких подстан-
ций, использование имеющихся возможностей их упрощения за
счет полного отказа от РУ 35—НО кВ, позволит уменьшить их
габариты и снизить их стоимость, а следовательно, реализовать
экономические преимущества, заложенные в системе глубоких
вводов.
В этой связи представляет значительный интерес опыт зару-
бежных стран, где рассматриваемые подстанции глубокого ввода
имеют широкое применение. При их выполнении отмечается все
большее использование оборудования с элегазом, всемерное уп-
рощение распределительных устройств, вплоть до глухого при-
соединения кабельных линий высокого напряжения к трансфор-
маторам, с непосредственным их вводом в кожух последних.
Из-за высокой стоимости земельных территорий весьма большое
применение имеют подземные подстанции. Наряду с весьма ори-
гинальными решениями, отмечаются попытки типизации рассмат-
риваемых подстанций с использованием для этих целей унифи-
цированных строительных элементов.
ГЛАВА ШЕСТАЯ
НАПРЯЖЕНИЯ СИСТЕМ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
6-1. Стандартные напряжения
При выборе напряжения электрических сетей не-
обходимо решить две задачи: 1) установить шкалу
стандартных напряжений и 2) выбрать наивыгодней-
шее напряжение и число трансформаций электриче-
ской энергии для конкретной системы электроснаб-
жения. Вторая задача рассматривается в пределах
действующих стандартных напряжений.
Шкала и значения стандартных напряжений опре-
деляются общим развитием народного хозяйства
страны, а именно: уровнем электрификации промыш-
ленности и сельского хозяйства, прогрессом в области
изготовления электрооборудования, единичной мощ-
ностью генерирующих агрегатов и приемников элек-
трической энергии и т. п. Поэтому шкала и значения
напряжений со временем изменяются. При этом от-
мечается тенденция к появлению более высоких на-
186
пряжений, а также повсеместная унификация на-
пряжений, что приносит значительные выгоды тех-
нико-экономического характера.
В частности, в области напряжений от 100 до
1000 В отмечается ограничение напряжения 220/127 В,
полное исключение напряжения 500 В и ввод напря-
жения 660 В. Необходимость этого отмечалась в ряде
работ, которые показали экономическую целесообраз-
ность внедрения в разных отраслях промышленности
напряжения 660 В, равного [' 3-380 В и создающего
возможность использовать одни и те же двигатели и
трансформаторы на 660 В в сетях 380 и 660 В путем
соответствующего переключения обмоток. В случае
использования 660 В верхний предел единичной мощ-
ности трехфазных двигателей, при напряжении 380 В
соответствующий 320—400 кВт, может быть повышен
до 650—700 кВт. Напряжение 660 В нашло необхо-
димое отражение в стандартах на изготовление элек-
трооборудования.
Для диапазона напряжений свыше 1000 В в стан-
дарт введено номинальное напряжение 20 кВ, в то
время как ранее допускалось изготовление трансфор-
маторов и приемников электрической энергии 20 кВ
только для установок, действующих при этом напря-
жении.
Решающим при этом явилось наличие достаточно
развитых сетей 20 кВ в ряде районов СССР и, по-
видимому, некоторые преимущества напряжения 20 кВ
для сетей сельскохозяйственного назначения. Отме-
тим, что все проведенные исследования относительно
области использования 20 кВ не дали возможности
сделать однозначные выводы.
Унификация напряжений связана с серьезными
народнохозяйственными выгодами, поскольку с сокра-
щением числа стандартных напряжений резко умень-
шается число типо-размеров выпускаемого электро-
оборудования, в частности трансформаторов. Этот
процесс особенно характерен для ряда капиталистиче-
ских стран в связи с национализацией энергетических
предприятий, где отмечается повсеместное сокраще-
ние числа и более жесткая регламентация напряже-
ний. Например, в системе электроснабжения Лондона
в первые послевоенные годы использовались сети 22
187
напряжений. В настоящее время это число сократи-
лось до 5, включая высшее напряжение 275 кВ.
В Югославии шкала номинальных напряжений имеет
вид: 0,38—10—35—ПО кВ. Во Франции системы элек-
троснабжения приводятся к стандартной: 0,38—22—
225 кВ. В США, где энергосистемы находятся в ру-
ках частных компаний, также наблюдается процесс
унификации напряжений.
К сожалению, в условиях СССР сокращение коли-
чества напряжений в электрических сетях не прово-
дится с необходимой твердостью. Отмечается ограни-
чение напряжений 3 и 150 кВ. Одновременно с этим
введено 20 кВ и в настоящее время имеются три стан-
дартных напряжения, практически одного класса:
6—10—20 кВ.
Действующие стандартные номинальные напряже-
ния электрических сетей приемников и источников
электрической энергии от 100 до 1000 В приведены
в табл. 6-1.
Эти значения распространяются па электрические
сети общего назначения переменного тока частотой
50 Гц и на присоединенные к ним источники и прием-
ники электрической нагрузки.
Из табл. 6-1 следует, что величина номинального
напряжения зависит от положения рассматриваемого
элемента в системе электроснабжения. В связи с этим
наряду с электрической сетью различают приемники
и источники электрической энергии, включая первич-
ные и вторичные обмотки трансформаторов и авто-
трансформаторов. Последнее учитывает необходи-
мость компенсации потерь напряжения в элементах
электроснабжения.
В табл. 6-1 напряжения 127 и 220/127 В, взятые
в скобки, не рекомендуются для новых сетей. Однако
электрооборудование на указанные напряжения про-
должают выпускать.
Стандартные номинальные напряжения трехфаз-
ного тока выше 1000 В электрических сетей, приемни-
ков и источников электрической энергии, а также их
наибольшие междуфазные рабочие напряжения, дли-
тельно допустимые по условиям работы изоляции
электрооборудования, в пределах рассматриваемых
значений, указаны в табл. 6-2,
188
189
190
Дополнительно отметим, что напряжения транс-
форматоров и автотрансформаторов, указанные
в табл. 6-2, отнесены к основному ответвлению их
обмоток. Напряжения 3 и 150 кВ для новых устано-
вок не рекомендуются. Напряжения (3,15); 6,3; 10,5
и 21,0 кВ первичных обмоток имеют трансформаторы
и автотрансформаторы, присоединяемые непосредст-
венно к шинам генераторного напряжения электриче-
ских станций. Обращаем внимание на наличие двух
номинальных напряжений первичных и вторич-
ных обмоток трансформаторов и автотрансформа-
торов.
Как отмечалось, задача по выбору оптимального
напряжения каждой ступени трансформации энергии,
а также количество трансформаций в конкретной си-
стеме электроснабжения должны рассматриваться
в пределах стандартных напряжений, указанных
в табл. 6-1 и 6-2.
6-2. Постановка вопроса и выбор напряжения ЛЭП
Выбор напряжения ЛЭП связывается только с ис-
ходными данными, в качестве которых выступают, как
правило, дальность передачи и величина передаваемой
мощности. Рассмотрение аналогичной задачи в систе-
мах электроснабжения усложняется, так как при ре-
шении этой задачи следует учитывать показатели
смежных ступеней системы. Если в первом случае го-
ворят о величине оптимального напряжения ЛЭП, то
для системы электроснабжения, как отмечено выше,
вводится понятие оптимального радиуса распределе-
ния при том или ином вторичном напряжении, вели-
чина которого определяется в зависимости от показа-
телей сетей первичного напряжения.
При выборе напряжения должны учитываться
местные особенности рассматриваемого района элек-
троснабжения, как-то: характеристики источников пи-
тания, их размещение по территории района, величина
передаваемой мощности или плотность нагрузки, кон-
структивные особенности отдельных элементов си-
стемы электроснабжения и т. д. В зависимости от
этого осуществление системы может требовать при-
менения нескольких ступеней напряжения.
191
Часто напряжение для конкретных систем устанав-
ливается однозначно, так как оно диктуется сущест-
вующими источниками питания. С выбором напряже-
ния непосредственно связаны вопросы определения
схемы и параметров отдельных элементов электроснаб-
жения. Например, оптимальное число подстанций
в системе, как отмечалось, зависит от соотношения
напряжений электроснабжающей и распределительной
сетей, а также их конструктивного выполнения. Послед-
нее, в свою очередь, сказывается на величине приня-
того напряжения. В результате выбор напряжений по
существу связан с решением общей проблемы ра-
ционального построения системы электроснабжения.
Указанная проблема является технико-экономиче-
ской, и ее решение для конкретных условий произво-
дится, как правило, путем сравнения нескольких
вариантов. Между тем, прибегая к определенной идеа-
лизации, можно установить ряд показателей и реко-
мендаций рационального построения системы, а также
соответствующие критерии для определения наивы-
годнейшей величины напряжения.
Наиболее простой представляется классическая за-
дача определения наивыгоднейшего напряжения ЛЭП
при передаче заданной мощности в зависимости от
длины линии. При заданной мощности дальность пе-
редачи энергии в зависимости от напряжения может
прежде всего лимитироваться техническими усло-
виями, в частности, допустимой потерей напряжения.
На рис. 6-1 приведены соответствующие характе-
ристики для кабельных линий 10 и 35 кВ с макси-
мальными сечениями алюминиевых жил (240 и
150 мм2) при допустимой потере напряжения 5%,
с сосредоточенной нагрузкой на конце линии (сплош-
ная кривая) и равномерно распределенной нагрузкой
вдоль длины линии (штриховая кривая). Из рис. 6-1
определяется достаточно широкая возможность ис-
пользования кабельных ЛЭП рассматриваемых на-
пряжений в системах электроснабжения городов, учи-
тывая ограниченные дальности передачи по террито-
рии последних. Этот вывод касается только выбора
передачи по критерию допустимой потери напряже-
ния. Следует учесть, что в распределительных сетях
напряжением 6 кВ и выше допустимая потеря папря-
192
жения может быть более 5%, принятой при расчете
данных рис. 6-1. В результате в городских электро-
снабжающих сетях потери напряжения, как правило,
не являются лимитирующим фактором, так как их
значения находятся всегда ниже допустимых.
Дополнительно к рис. 6-1 можно установить пре-
дельные параметры передачи по кабельным ЛЭП на-
пряжением 10 и 35 кВ по критерию допустимой плот-
<\\10кВ
0 10 20 50 40 50 60 70 80т
Рис. 6-1. Предельная дальность передачи энергии
/ — сосредоточенная нагрузка на конце линии; 2 —
равномерно распределенная нагрузка но длине липни
ности тока нагрева, с учетом рассматриваемых макси-
мальных сечений кабелей 240 и 150 мм2. Принимая
наиболее благоприятные условия прокладки кабелей
в земляных траншеях, можно установить, что для ли-
ний 10 кВ по указанному критерию передаваемая
мощность будет находиться в пределах 6—8 МВ • А,
для линий 35 кВ — порядка 17—18 МВ-А. Следова-
тельно, условия нагрева кабелей могут ограничивать
использование рассматриваемых напряжений, учиты-
вая, что всякое удвоение, утроение и т. п. кабельных
линий, как отмечено выше, является нецелесооб-
разным.
Приведенные данные определяют технические воз-
можности использования ЛЭП указанных напряже-
ний. Правильное решение рассматриваемой задачи
должно базироваться на технико-экономических сооб-
7 В. Л. Козлов
193
ражениях. В связи с этим ориентировочная оценка
величины напряжения может производиться по харак-
теристикам рис. 4-7 и 4-12. На рисунках указаны зна-
чения приведенных затрат, связанных с передачей
мощности по кабельным линиям разных напряжений,
при выборе сечения их жил по экономической плот-
ности тока. Эти данные устанавливают зоны наивы-
годнейшего использования различных напряжений
в зависимости от величины передаваемой мощности.
Отметим, что при экономическом выборе сечения про-
водов приведенные затраты прямо пропорциональны
дальности передачи. Поэтому величина напряжения
в этом случае не зависит от дальности передачи.
Из рис. 4-7 следует, что при передаче мощности до
4—6 МВ • А напряжение 10 кВ является более целе-
сообразным, чем напряжение 6 кВ. Приведенные зат-
раты на передачу при напряжении 10 кВ меньше при-
мерно в 1,5 раза. Рациональность напряжения 10 кВ
подтверждается так же тем, что стоимость кабелей
6 и 10 кВ различается незначительно (рис. 4-13),
а оборудование сетей изготавливается только одного
класса 10 кВ.
Указанные данные свидетельствуют об отсутствии
области использования кабельных ЛЭП напряжением
6 кВ. В этих условиях дальнейшее развитие сетей
6 кВ, наблюдаемое в городах СССР, и недостаточные
темпы работ по переводу действующих кабельных се-
тей 6 кВ на напряжение 10 кВ, связаны с прогресси-
рующим ущербом народному хозяйству.
При передаче мощности 6 МА • А и более целесооб-
разен переход к напряжению 20 и 35 кВ. Из рис. 4-7
следует, что в пределах 6—10 МВ-А кабельные ЛЭП
указанных напряжений практически равноценны. Сле-
дует учитывать, что стоимость оборудования 20 кВ
на 15—20% меньше стоимости оборудования 35 кВ.
В результате область использования напряжения
35 кВ против показанной на рис. 4-7 несколько сдви-
гается в сторону передачи больших мощностей. Од-
нако рациональность напряжения 20 кВ в кабельных
сетях и в этих условиях может рассматриваться
в очень узких пределах.
Область использования напряжения ПО кВ может
быть установлена по данным рис. 4-12. Как видно,
194
только при передаче мощности 70 МВ • А целесооб-
разно рассматривать применение кабельных ЛЭП
110 кВ, по сравнению с использованием аналогичных
ЛЭП 35 кВ. С учетом стоимости оборудования об-
ласть применения напряжения ПО кВ связана с боль-
шими мощностями. В результате в кабельных сетях
отмечается определенное несоответствие между зо-
нами экономического использования напряжений 35
и НО кВ. При этом возникают затруднения при тех-
нико-экономических обоснованиях применения напря-
жения НО кВ в системах электроснабжения городов.
Как правило, решения по использованию кабельных
ЛЭП 110 кВ диктуются градостроительными сообра-
жениями. Как отмечалось, рассматриваемые обстоя-
тельства связаны с неудовлетворительными технико-
экономическими показателями существующих кон-
струкций кабелей НО кВ.
Показатели воздушных ЛЭП более благоприятны.
Для определения оптимального напряжения таких
ЛЭП из литературы известен ряд формул [9]. Как
правило, эти формулы определены при различных
исходных предпосылках. Между тем в современных
условиях рациональность системы электроснабжения
устанавливается уровнем приведенных затрат. По-
этому для системы с одним напряжением можно вы-
брать рациональное напряжение в общем виде, бази-
руясь на уравнении, аналогичном (4-1).
Коэффициенты этого уравнения определяются ве-
личиной передаваемой мощности, дальностью пере-
дачи энергии и принятым напряжением. При заданной
дальности передачи и ее мощности могут быть най-
дены аналитические выражения коэффициентов от ве-
личины принятого напряжения передачи. Подстановка
этих выражений в рассматриваемое уравнение позво-
ляет установить функциональную зависимость приве-
денных затрат системы электроснабжения от напря-
жения. Оптимизация этой зависимости определяет
значение наивыгодпейшего напряжения при заданных
мощности и дальности передачи.
Указанный путь не свободен от недостатков, и точ-
ность его представляется ориентировочной, так как
функциональная зависимость отмеченных коэффици-
ентов от напряжения выражается весьма прибли-
7*
195
женпо из-за ограниченного числа напряжений, кото-
рые могут быть использованы при анализе.
Несколько в ином плане рассматриваемая задача
решалась в [40], где анализировались технико-эконо-
мические показатели различных систем передачи энер-
гии для промышленных предприятий. Полученные вы-
воды в дальнейшем были распространены на город-
ские распределительные сети [5].
В процессе анализа по укрупненным показателям
определялись значения приведенных затрат различ-
ных видов конкретных систем электроснабжения в за-
висимости от мощности и дальности передачи энер-
гии. В результате были получены цифрограммы и
характеристики, с помощью которых имеется возмож-
ность установить пределы искомого напряжения. Для
точного определения величины напвыгоднейшего на-
пряжения разработана соответствующая методика, ко-
торая в равной мере может быть использована при
выборе напряжения для систем электроснабжения с
кабельными линиями.
Основа предложения базируется на использовании
интерполяционной методики Ньютона применительно
к значению затрат, выраженных в функции от вели-
чины стандартных напряжений. В результате вели-
чина оптимального напряжения Uo определяется
в виде
U - и' + и* _ KlJ
° 2 2? ’
где
А32 А/’71 .
у —--------1--1.
A3i А 2
При этом отдельные составляющие у равны:
ЬЗ^З^Зй
\u2=us—и2,
Л32 = 38 —32; MJ = Us—Ult
где 3i, 32, З3 — величины приведенных затрат на пе-
редачу энергии при стандартных смежных напряже-
ниях.
196
В результате выбор оптимального напряжения, со-
гласно рассматриваемой методике, производится сле-
дующим образом:
1. Для заданных значений передаваемой мощности
S„ и дальности передачи / по специальным номограм-
мам [40] определяется предположительно стандартное
напряжение передачи U2.
2. Выбираются в соответствии с действующей
шкалой ближайшее большее U3 и меньшее Ut стан-
дартные напряжения.
3. Пользуясь укрупненными технико-экономиче-
скими показателями, определяют величину затрат
32 и Зя для напряжений передачи U2 и U3 соот-
ветственно.
4. Рассчитывают значение оптимального напря-
жения по указанной формуле.
Определенное таким образом оптимальное напря-
жение не является стандартным. В [40] отмечается,
что рассмотренная методика позволяет более точно
ориентироваться при выборе величины стандартного
напряжения и сокращает число рассматриваемых ва-
риантов. Считается, что, сравнивая, например, три
варианта — стандартные напряжения 6, 10 и 20 кВ,—
нельзя установить, будет ли рациональнее, например,
напряжение 10 кВ, чем напряжения 6 или 20 кВ, хотя
из рассматриваемых напряжений вариант 10 кВ дает
паилучшие технико-экономические показатели. Утвер-
ждается, что если в данном случае оптимальное
напряжение равно 17 кВ, то следует выбрать стан-
дартное напряжение 20 кВ. Если же оптимальное на-
пряжение равно 8,7 кВ, то стандартное напряжение
следует принять равным 10 кВ.
В связи с рассматриваемой методикой приведены
номограммы для предварительного определения вели-
чины расчетного напряжения U2. Номограммы постро-
ены в зависимости от исходных Зп и /, конструктив-
ного выполнения воздушных линий, схемы электро-
снабжения и разной стоимости потерь энергии.
В качестве примера па рис. 6-2 приведена номо-
грамма, построенная для стоимости энергии
1,1 коп/(кВт-ч) по схеме без трансформации на конце
питающей линии. Из приводимой номограммы, на-
пример, следует, что при передаче мощности 1 МВ-А
197
на расстояние свыше 1,5 км становится целесообраз-
ным применять напряжение 20 кВ, рациональность
напряжения 35 кВ выявляется при передаче мощности
5 МВ-А на расстояние до 15 км пли при передаче
мощности 10 МВ-А на расстояние 10 км и т. д.
Рассмотренная методика не свободна от замеча-
ний. Она достаточно трудоемка, так как требует опре-
деления технико-экономических показателей систем
электроснабжения обязательно по трем вариантам.
В [40] указан метод, базирующийся на рассмотрении
четырех стандартных напряжений. В условиях, когда
рассматриваются варианты с использованием четырех
напряжений, т. е. практически анализируется вся
шкала стандартных напряжений, применяемых в си-
стемах электроснабжения потребителей, необходи-
мость определения наивыгоднейшего нестандартного
напряжения представляется сомнительной. Критерий
приведенных затрат позволит точно установить раци-
ональное напряжение из рассматриваемых стан-
дартов.
Приводимые номограммы охватывают узкий круг
конструктивного и схемного решения систем электро-
снабжения, ограничиваясь линией передачи с транс-
формацией и без трансформации на ее конце. Пара-
метры линии передачи определяются по техническим
198
показателям. Однако номограммы, полученные на ос-
новании сравнения технико-экономических показате-
лей различных систем электроснабжения по много-
численным вариантам, могут иметь практическое
значение, особенно при выборе предварительных па-
раметров системы.
Специфические особенности возникают при выборе
напряжения 6 или 10 кВ для внутренних сетей про-
мышленных предприятий, имеющих высоковольтные
двигатели мощностью выше 300 кВт. Двигатели мень-
шей мощностью могут присоединяться 'к сетям на-
пряжением 0,38 кВ.
В данном случае следует учитывать технико-эко-
номические показатели высоковольтных двигателей,
которые определяются величиной их номинального
напряжения. Как правило, приведенные затраты дви-
гателей 10 кВ выше затрат двигателей 6 кВ, осо-
бенно для тихоходных машин. Это обстоятельство мо-
жет отразиться на выборе напряжения городской
сети, так как возможно совместное питание промыш-
ленных предприятий и прилегающих жилых районов.
В [26] показано, что при наличии двигательной на-
грузки напряжением 10 кВ, величина оптимального
напряжения внутренней сети промышленного пред-
приятия определяется
где А — приведенные переменные затраты на сеть 6
или 10 кВ; I — средняя длина сети 6 пли 10 кВ; М —
приведенные затраты на РУ 6 или 10 кВ, зависящие
от нагрузки; р— коэффициент, характеризующий от-
ношение нагрузки двигателей мощностью выше
300 кВт к суммарной нагрузке предприятия; С — при-
веденные переменные затраты электродвигателей.
Считается, что при суммарной нагрузке высоко-
вольтных двигателей в пределах 0,2^ р^0,6 выявля-
ется рациональность напряжения 6 кВ. К сожалению,
до настоящего времени выпуск электродвигателей
10 кВ весьма ограничен, имея в виду мощность, типо-
размеры, назначение двигателей и т. п. Последнее со-
кращает область применения напряжения 10 кВ, так
как установка электродвигателей 6 кВ в сетях 10 кВ
199
требует введения в систему электроснабжения проме-
жуточной трансформации 6/10 кВ. Некоторые техни-
ко-экономические показатели, связанные с рассмат-
риваемой проблемой, при наиболее типичных условиях
электроснабжения промышленных предприятий при-
ведены в [8]. Таким образом, слабая мобильность оте-
чественной промышленности создает условия для вы-
нужденного применения недостаточно рационального
напряжения 6 кВ, с соответствующим ущербом народ-
ному хозяйству.
В заключение отметим, что при любом методе ре-
шения поставленной задачи, а также при вариантах,
имеющих близкие экономические показатели, необхо-
димо учитывать рекомендации § 1-2-13 ПУЭ, согласно
которым при равенстве показателей или небольших
преимуществах (10—15%) сети низшего напряжения
предпочтение должно быть отдано сети более высо-
кого напряжения [32].
Последнее обусловливается меньшими затратами
проводниковых металлов в системах с более высо-
кими напряжениями, относительной простотой таких
систем, лучшими возможностями их последующего
развития в связи с беспрерывным увеличением на-
грузки и т. д.
6-3. Рациональная дальность передачи
при напряжении 6—10 кВ в системе электроснабжения
При рассмотрении системы электроснабжения с од-
ним напряжением и выборе рационального пути ее
осуществления возникает вопрос о предельной даль-
ности передачи энергии заданного напряжения. Для
условий городов такая постановка вопроса особенно
уместна для напряжений 6—10 кВ. При этом следует
различать передачу энергии от электрических станций
и передачу от подстанций энергосистемы.
В первом случае энергия передается непосредст-
венно на генераторном напряжении 6—10 кВ. Во вто-
ром случае, кроме передачи энергии, имеет место ее
трансформация на понизительной подстанции.
Таким образом, возникает задача определения пре-
дельной рациональной дальности передачи энергии
200
при напряжении 6—10 кВ, по достижении которой
становится целесообразной передача па более высо-
ком напряжении. Применительно к генераторному на-
пряжению последнее означает определение условий,
при которых необходимо повышение генераторного
напряжения.
Во втором случае определение дальности пере-
дачи позволяет выявить условия, при которых целе-
сообразно использова ть глубокие вводы 35 кВ и выше.
Поставленная задача рассматривается примени-
тельно к сосредоточенным нагрузкам, без учета мощ-
ности источников питания (электростанций и район-
ных подстанций). В связи с этим напомним, что ра-
диус обслуживания, или средняя дальность передачи
энергии на вторичном напряжении, как отмечалось,
определяется оптимальной мощностью подстанции.
Решение задачи при указанных условиях имеет
практическое решение для систем электроснабжения
отдельных потребителей. Полученные выводы могут
быть использованы также в качестве ориентировоч-
ных рекомендаций при анализе более общих вопро-
сов электроснабжения города.
Рассматриваемая задача решается путем сравне-
ния технико-экономических показателей соответствую-
щих вариантов электроснабжения, выбираемых с ми-
нимальной идеализацией реальных условий. Решение
в общем виде приводит к сложным расчетным фор-
мулам, что затрудняет их практическое применение.
Для определения предельного радиуса передачи
при генераторном напряжении могут быть сопостав-
лены (рис. 6-3) два варианта электроснабжения: а
и б. Чтобы найти условия, при которых целесообразен
переход от системы электроснабжения а к системе б,
необходимо определить величину приведенных затрат
для каждого из рассматриваемых вариантов в зави-
симости от передаваемой мощности и дальности пе-
редачи. Сопоставление этих затрат позволит уста-
новить область использования рассматриваемых ва-
риантов электроснабжения.
Для примера иа рис. 6-4 приведена кривая равных
приведенных затрат электроснабжения при генера-
торном напряжении 6 кВ и системы с дополнительной
трансформацией 6—35 кВ при принятых в данной
201
работе исходных расчетных условиях. Оценка вариан-
тов производилась по укрупненным технико-эконо-
мическим показателям. Время продолжительности по-
Рис. 6-3. Варианты электроснабжения
терь т=4000 ч, а их стоимость определялась по
табл. 1-6. В показателях варианта 6 кВ учтена стои-
мость распределительного пункта 25 тыс. руб. В обоих
вариантах предусматриваются кабельные линии пе-
редачи 6 и 36 кВ, выполняемые с необходимым резер-
вом и выбором их сечения по допустимой плотности
тока.
Прежде чем остановиться на анализе данных
рис. 6-4, отметим упрощения, принимаемые при опре-
делении технико-экономических показателей вариан-
тов. Как указывалось, весьма неопределенным явля-
ется учет затрат, связанных с присоединением ЛЭП
к источникам питания. В данном случае, кроме опре-
деления этих затрат для кабелей 6 п 35 кВ, возникает
необходимость учета расходов, связанных с трансфор-
мацией энергии на электростанции на напряжение
35 кВ.
В том случае, когда электрическая станция не
имеет связи с энергосистемой при напряжении выше
генераторного, эти затраты должны учитываться
в полном объеме, т. е. включая стоимость сооруже-
ния повысительной подстанции 6—10/35—НО кВ, сто-
имость потерь энергии в повышающих трансформато-
рах и т. д. В современных условиях электрические
станции, как правило, имеют связь с энергосистемой
202
Рис. 6-4. Зоны использования
напряжений 6 и 35 кВ
при напряжении 35 кВ и выше. Поэтому при анализе
показателей этого варианта могут учитываться только
затраты, связанные с дополнительным расширением
повысительной подстанции и увеличением потерь энер-
гии в ее трансформа-
торах.
Объем расширения по-
высительной подстанции
определяется местными
условиями, в частности,
условиями выдачи мощ-
ности электростанции
в энергосистему, а также
величиной напряжения
глубокого ввода, с по-
мощью которого намеча-
ется передача энергии
в район электроснабже-
ния. В том случае, когда
глубокий ввод осуществляется при напряжении энер-
госистемы, рассматриваемые затраты могут оказаться
минимальными и будут определяться стоимостью со-
оружения ячеек для линий 35—ПО кВ, а также до-
полнительными потерями в трансформаторах 6—•
10/35—110 кВ.
Условия присоединения линий 6—10 кВ к РУ
электростанции могут быть различными. Поэтому при
рассмотрении показателей вариантов электроснабже-
ния, на базе которых определялись данные рис. 6-4,
затраты, связанные с присоединением линии к источ-
никам питания, не принимались во внимание.
Последнее обстоятельство улучшает показатели ва-
рианта с напряжением 35/6 кВ, что необходимо учи-
тывать при определении окончательных рекомен-
даций.
Как уже отмечалось, на рис. 6-4 приведена кри-
вая равных приведенных затрат рассматриваемых ва-
риантов, которая определяет зоны рациональной пе-
редачи энергии при генераторном напряжении 6 кВ и
при использовании дополнительной трансформации
35/6 кВ.
Из приведенной кривой следует, что при передаче
мощности с сосредоточенной нагрузкой в пределах
203
5—8 МВ-А целесообразно использовать генераторное
напряжение при дальности передачи 8—5 км. При
увеличении передаваемой мощности до 4-0—15 МВ-А
предельная дальность передачи энергии при генера-
торном напряжении 6 кВ сокращается до 4—3 км.
В случае передаваемой мощности или дальности
передачи выше отмеченных выявляется целесообраз-
ность введения в систему электроснабжения дополни-
тельной трансформации энергии 6/35 кВ и передачи
энергии при напряжении выше генераторного.
Кривая рис. 6-4 может быть представлена соот-
ветствующим аналитическим выражением. В част-
ности, прибегая к методу интерполирования, рассмат-
риваемую кривую приближенно можно определить
следующим уравнением:
5 = 0,4 Z2—5,7/+ 2,6.
В результате, имея данные о передаваемой мощ-
ности и дальности ее передачи, по указанной фор-
муле можно расчетным путем определить рациональ-
ную систему электроснабжения. Если при заданной
дальности передачи / мощность 5, определенная по
формуле, больше, чем мощность рассматриваемой пе-
редачи, то целесообразен вариант осуществления си-
стемы электроснабжения с использованием генератор-
ного напряжения 6 кВ. В том случае, когда мощность,
определенная по формуле, меньше мощности рассмат-
риваемой передачи, то целесообразно осуществление
системы по второму варианту, т. е. с промежуточной
трансформацией.
Аналогичные характеристики могут быть установ-
лены для вариантов генераторного напряжения 6 кВ
и системы электроснабжения с дополнительной транс-
формацией 6/110 кВ, а также генераторного напряже-
ния 10 кВ и систем 1Q/35 и 10/110 кВ. В этих случаях
предельная рациональная дальность передачи при ге-
нераторном. напряжении значительно увеличивается.
Приведенные данные определены без учета затрат
на присоединение линий 6 и 35 кВ и дополнительную
трансформацию энергии. При их учете предельные
дальности передачи энергии на генераторном напря-
жении будут заметно увеличиваться, например для
204
рассматриваемых вариантов электроснабжения даль-
ность передачи при напряжении 6 кВ может увели-
читься в 1,2—1,5 раза по сравнению с указанной на
рис. 6-4.
Рациональная дальность передачи при генератор-
ном напряжении 6—10 кВ сокращается при наличии
воздушных сетей 35—110 кВ. Последнее подтвержда-
ется рпс. 6-5, а, на котором приведены области исполь-
зования рассматриваемых напряжений 10—35—
110 кВ, при питании системы электроснабжения от
генерирующего источника по кабельным ЛЭП напря-
жением 10 кВ и воздушным ЛЭП 35—НО кВ [13].
Если отмеченные данные связать с техническими
возможностями передачи энергии по кабельным ли-
ниям 6—10 кВ, то безотносительно к конструктивному
выполнению электроснабжающих сетей напряжением
35—ПО кВ может быть сделан один общий вывод
о целесообразности передачи энергии на генератор-
ном напряжении 6—10 кВ в городских условиях, как
правило, до предельной дальности передачи, опреде-
ляемой техническими возможностями рассматривае-
мых кабельных ЛЭП. Только при передаче значитель-
205
Пых мощностей в районы с сосредоточенной нагрузкой
может потребоваться введение в систему электроснаб-
жения дополнительного, более высокого напряжения
с его последующей трансформацией у потребителя.
Значительный интерес представляет влияние от-
дельных составляющих приведенных затрат на их
суммарное значение для каждого из рассматривае-
мых вариантов электроснабжения. С этой целью от-
метим отдельные составляющие затрат равноценных
вариантов передачи мощности 11 МВ-А на расстоя-
ние 3 км при использовании генераторного напряже-
ния 6 кВ и промежуточной трансформации 6/35 кВ.
Суммарные затраты вариантов складываются из
расходов на подстанции (РП и п/ст 35/6кВ), кабель-
ные линии (6 и 35 кВ) и потери энергии (в кабелях
6 и 35 кВ и трансформаторах 35/6 кВ). При приня-
тых расчетных условиях для варианта генераторного
напряжения они составляют 23, 51 и 26% суммарных
затрат; соответственно для варианта системы с транс-
формацией 6/35 кВ указанные затраты равны 33, 38
и 29%.
Для рассматриваемых двух вариантов электро-
снабжения затраты, определяемые стоимостью по-
терь энергии, примерно равны, так как в первом слу-
чае они составляют 26%, во втором — 29%<.
В литературе распространено мнение, что исполь-
зование в системах электроснабжения более высоких
напряжений всегда приводит к значительному сниже-
нию потерь мощности и энергии. В действительности
указанное утверждение может распространяться
только на отдельные линии передачи, но не на си-
стемы электроснабжения в целом.
В самом деле, использование в рассматриваемом
случае напряжения 35 кВ вместо 6 кВ приводит к сни-
жению потерь в линиях передачи примерно в 6 раз.
Однако в варианте с трансформацией 6/35 кВ имеют
место значительные потери энергии в понижающих
трансформаторах, в результате чего суммарные по-
тери рассматриваемых систем электроснабжения мо-
гут находиться на одном уровне.
Таким образом, при сопоставлении систем элек-
троснабжения даже с одинаковыми технико-экономи-
ческими показателями вариант с более высокими на-
206
пряжениями не всегда приводит к снижению потерь
энергии и мощности. Система электроснабжения,
имеющая лучшие технико-экономические показатели,
будет в свою очередь характеризоваться и более низ-
ким значением потерь энергии и мощности незави-
симо от напряжения, используемого для передачи
энергии, и мощности независимо от напряжения, ис-
пользуемого для передачи энергии. Например, при
передаче мощности 11 МВ-А на расстояние 1 км, ко-
гда вариант электроснабжения на генераторном на-
пряжении 6 кВ является рациональным (рис. 6-4),
затраты, связанные с суммарными потерями энергии,
примерно в три раза меньше, чем аналогичные зат-
раты в варианте с промежуточной трансформацией
6/35 кВ.
Наоборот, при передаче мощности 11 МВ-А на
расстояние 8 км, когда целесообразен вариант с на-
пряжением 35 кв, затраты последнего, связанные
с потерями энергии, меньше примерно в два раза про-
тив варианта передачи на генераторном напряжении.
Интересно отметить, что суммарные затраты рас-
сматриваемых систем электроснабжения различаются
при этом в пределах 130—150% в пользу рациональ-
ного варианта.
Таким образом, технико-экономическая оценка си-
стем электроснабжения должна производиться с уче-
том показателей всех элементов передачи, распределе-
ния и трансформации энергии, входящих в сравни-
ваемые системы.
Дополнительно можно отметить, что с увеличе-
нием напряжения, используемого в системе электро-
снабжения, расход проводникового металла умень-
шается. Величина этого уменьшения зависит от ме-
тода выбора сечения проводов линий передачи. На-
пример, выбирая сечение проводов до допустимой
плотности тока и принимая удельный расход металла
на 1 кВ-А передаваемой мощности при использовании
кабелей 6 кВ за 100%, определяем, что для кабель-
ных линий 10 кВ расход металла уменьшается до70%,
для кабельных линий 35 кВ — до 60 %- При этом уч-
тены затраты металла в оболочках кабелей, а в по-
следнем случае — также и в обмотках трансформа-
торов.
Приведенные данные свидетельствуют, что умень-
шение расхода цветного металла, необходимого для
выполнения систем электроснабжения, не пропорцио-
нально увеличению напряжения, используемого для
передачи энергии.
Вопросы определения рациональной дальности пе-
редачи энергии при электроснабжении городских по-
требителей только от районных подстанций и условия
введения в системы электроснабжения более высоких
КЗ г» рр
6-ЮкВ в.10кВ
Район
электроснабжения
Рис. 6-6. Варианты электро-
снабжения (« п б)
напряжений подробно
изучались в институте
Гипрокоммунэнерго. Пе-
ред рассмотрением полу-
ченных данных отметим,
что в самом общем виде
экономический радиус
распределения энергии
при напряжении 6—10 кВ
устанавливается, как ука-
зывалось, суммарными
показателями системы
электроснабжения 35—
110/6—10 кВ и определя-
ется наивыгоднейшей
мощностью понижающей
подстанции (табл. 5-5,
5-6). Тогда в качестве об-
щей закономерности по-
лучаем, что при дальности передачи напряжением 6—
10 кВ, превышающей оптимальные радиусы распре-
деления энергии, следует рассматривать целесообраз-
ность введения в систему электроснабжения дополни-
тельных глубоких вводов высокого напряжения. По-
следнее равносильно переходу в системе электроснаб-
жения от напряжения 6—10 кВ к напряжению 35—
НО кВ.
Работа Гипрокоммунэнерго по существу и опре-
деляет условия, при которых рационально использо-
вание глубоких вводов 35—ПО кВ. Она базировалась
на исследовании технико-экономических показателей
различных систем электроснабжения района города
применительно к упрощенным схемам (рис. 6-6). При
этом учитывались показатели распределительных ср-
208
тей; для сетей энергоснабжающей организации и се-
тей, предназначенных для передачи и распределения
энергии, принимались различными напряжения и кон-
структивное выполнение.
Из рис. 6-6 видно, что в системе электроснабже-
ния имеется районная подстанция 35—110/6—10 кВ.
Вариант а предусматривает электроснабжение рай-
она с помощью питающих сетей п РП 6—10 кВ. Со-
гласно варианту б, электроснабжение района осуще-
ствляется с помощью глубокого ввода 35—ПО кВ.
При этом в случае 5-1 напряжение глубокого ввода
35—ПО совпадает с напряжением энергосистемы.
В случае 6-2 напряжение глубокого ввода 35—110 кВ
не совпадает с напряжением энергосистемы, что и
требует введения на районной подстанции дополни-
тельной трансформации.
Отметим основные выводы рассматриваемой ра-
боты. В табл. 6-3 приведены предельные экономиче-
ские дальности передачи энергии при напряжении 6—
10 кВ по сравнению с использованием в системе элек-
троснабжения глубоких вводов 35—110 кВ с воздуш-
ными линиями. Рассматривается питание сосредото-
ченной нагрузки, которая, однако, связывается с плот-
ностью ее распределения по территории района
электроснабжения. Дополнительно отметим, что удо-
рожание воздушных линий и подстанций при глубоком
вводе ПО кВ по сравнению с глубоким вводом 35 кВ
уравновешивается трансформацией 110/35 кВ. По-
этому различается только величина вторичного
напряжения 6—10 кВ. При этом рекомендуется учиты-
вать значительное влияние на экономическую даль-
ность передачи стоимости распределительных пунк-
Т а б л и ц а 6-3
Предельные экономические дальности передачи, км
Напряжение, кВ Плотность нагрузки, МВ*А/км2
3,8 7,5 15
6 2—4,5 1,0—2,0 1,0—1,5
10 4—6,5 1,5—3,0 1,0—2,0
209
тов, которая может различаться по местным условиям.
Поэтому в табл. 6-3 приведены две предельные длины
для каждой плотности нагрузки. Из табл. 6-3 следует,
что в случае питания потребителей от городских под-
станций предельные дальности передачи при напряже-
нии 6—10 кВ уменьшаются по сравнению с передачей
энергии при генераторном напряжении. В частности,
при средней плотности нагрузки 7,5 МВ-А/км2 пере-
ход на напряжение 35—ПО кВ по сравнению с на-
пряжением 6—10 кВ можно рассматривать, начиная
с дальности передачи 1,0—3,0 км.
На рис. 6-5, б приведены кривые использования
напряжений 10—35—ПО кВ в системах электроснаб-
жения промышленных предприятий при их питании
от понижающих подстанции энергосистемы [13]. Срав-
нение данных рис. 6-4 и 6-5 подтверждает вывод об
изменении дальности передачи при напряжении 6—
10 кВ в зависимости от характера источника пита-
ния.
Данные табл. 6-3 и рис. 6-5 определены для воз-
душных линий 35—НО кВ и кабельных линий 6—
10 кВ. В случае кабельных линий 35—ПО кВ предель-
ные дальности передачи увеличиваются сравнительно
с данными табл. 6-3. Последнее подтверждается ре-
зультатами технико-экономической оценки вариантов
электроснабжения конкретных районов. Следова-
тельно, при выборе рациональной системы электро-
снабжения и осуществления питания от районных
подстанций дальность передачи необходимо коррек-
тировать по местным условиям. Кроме того, экономи-
ческие дальности передачи энергии при напряжении
6—10 кВ надо связывать с оптимальной мощностью
подстанции глубокого ввода и средним радиусом ее
обслуживания.
6-4. Выбор напряжения распределительных сетей
Выбор напряжения городских распределительных
сетей производится, как правило, в соответствии с ре-
комендациями ВСН 97—75. В ряде случаев могут
требоваться технико-экономические обоснования.
Имеются предложения по решению этого вопроса
в общем виде [43].
При выборе напряжения во всех случаях следует
учитывать перспективу развития распределительных
сетей в пределах расчетного срока генерального плана
города.
Согласно § 3.9 ВСН 97—75 сети до 1000 В должны
выполняться трехфазными четырехпроводными с глу-
хим заземлением нейтрали напряжением 380/220 В.
При реконструкции действующих сетей 220/127 В и
3x220 В следует переходить на напряжение 380/220 В.
При этом допускается использование существующих
трехжильных кабелей и их свинцовых или алюминие-
вых оболочек в качестве четвертой жилы.
В соответствии с § 3.5 и 3.6 ВСН 97- 75 городские
электрические сети напряжением выше 1000 В дол-
жны выполняться трехфазными с изолированной ней-
тралью, как правило, при напряжении не ниже 10 кВ.
При расширении или реконструкции действующих
сетей 6 кВ рекомендуется переводить их на напряже-
ние 10 кВ с использованием установленного оборудо-
вания и кабелей 6 кВ.
Можно отметить следующий порядок выполнения
городских распределительных сетей. В новых районах
городской застройки напряжение сетей принимается
не ниже 10 кВ вне зависимости от напряжения сети
в существующей части города. При развитии дейст-
вующих сетей 6 кВ следует предусматривать их пере-
вод на 10 кВ с использованием оборудования и кабе-
лей 6 кВ. Сохранение напряжения 6 кВ необходимо
обосновывать технико-экономическими расчетами.
При темпах ежегодного прироста нагрузки 5% и бо-
лее в течение ближайших 10—15 лет существующие
кабельные сети 6 кВ во всех случаях следует перево-
дить в ближайшие 3—8 лет на напряжение 10 кВ.
Если оптимальные сроки перевода сети на повышен-
ное напряжение находятся за пределами первой оче-
реди развития сети или имеется решение о переходе
на 10 кВ, новое оборудование и кабели должны при-
ниматься с конструктивным напряжением 10 кВ.
При генераторном напряжении 6 кВ электроснаб-
жение прилегающих к электростанции районов целе-
сообразно осуществлять при этом же напряжении.
Для более отдаленных районов, в схеме питания
211
которых имеется дополнительная ступень напряже-
ния 35—ПО кВ, следует предусматривать распреде-
лительные сети при напряжении 10 кВ.
На действующих районных подстанциях с вторич-
ным напряжением 6 кВ можно предусматривать ус-
тановку дополнительных понижающих трансформато-
ров с напряжением 10 кВ или трехобмоточных транс-
форматоров 110/10/6 кВ.
Наличие на подстанции трехобмоточпого транс-
форматора 110/10/6 кВ или дополнительного транс-
форматора с обмоткой 10 кВ позволит одновременно
с осуществлением новых распределительных сетей пе-
реводить и действующие сети 6 кВ па напряжение
10 кВ.
Городские распределительные сети 6—35 кВ, со-
гласно § 3.4 ВСН 97—75, должны выполняться трех-
фазными с изолированной или заземленной через ду-
гогасящие аппараты нейтралью. Требования к ком-
пенсации емкостных токов в этих сетях указаны там
же [32].
Рекомендации по выбору напряжения внутриза-
водских сетей содержатся в § 5.7 СН 174—75, где
отмечается предпочтительность использования для
таких сетей напряжения 10 кВ. Применение напря-
жения 6 кВ ограничивается объемом двигательной
нагрузки, как указывалось выше. Кроме того, на-
пряжение 6 кВ допустимо при наличии технико-
экономических обоснований и других особых сообра-
жений.
Для двигателей средней мощности (350—800 кВт)
при напряжении 10 кВ допустимо применение допол-
нительной трансформации 10/6 кВ, выполняемой по
схеме блока трансформатор —двигатель, с индивиду-
альными и групповыми трансформаторами.
При выборе напряжения 10 кВ для внутризавод-
ских и связанных с ними распределительных сетей,
а также при переводе действующих сетей 6 кВ на
напряжение 10 кВ следует учитывать, что в послед-
нее время производство синхронных двигателей сред-
них мощностей (800—1500 кВт) на напряжение 10 кВ
уже освоено отечественной электропромышленностью.
Поэтому при наличии таких двигателей напряжением
6 кВ вместо дополнительных трансформаторов 10/6 кВ
212
можно воспользоваться синхронными двигателями
10 кВ.
Стандартизация напряжения 660 В создает пред-
посылки для решения вопроса о маломощных двига-
телях 6 кВ (<800 кВт). Как известно, асинхронные
двигатели напряжением 380 В изготавливаются мощ-
ностью до 400 кВт, а синхронные—до 470 кВт. На-
пряжение 660 В позволяет верхний предел мощности
электродвигателей увеличивать до 700—800 кВт,
а в отдельных случаях даже выше. Область примене-
ния напряжения 660 В указана в [42].
В результате при использовании 660 В появляется
реальная возможность отказаться от промежуточ-
ного напряжения 6 кВ для питания двигателей сред-
них мощностей. Это создает необходимые предпо-
сылки для распределения энергии на промышленных
предприятиях при напряжении 10 кВ. Таким обра-
зом, напряжение 10 кВ с учетом отмеченных особен-
ностей должно иметь преимущественное применение
при выполнении распределительных сетей.
Как указывалось, основным доводом в пользу
применения напряжения 20 кВ явилось наличие до-
статочно развитых сетей указанного напряжения
в ряде районов Советского Союза.
В частности, в Латвийской ССР напряжение
20 кВ было введено еще в довоенное время и исполь-
зовалось в основном в электроснабжающих сетях.
В послевоенные годы из-за значительной протяжен-
ности эти сети продолжали развиваться. Ввиду
того, что наряду с напряжением 20 кВ в республике
получают распространение сети ПО кВ, естественно,
создаются определенные экономические предпосылки
к рациональному осуществлению распределительных
сетей при напряжении 20 кВ за счет ликвидации
промежуточной трансформации 20/6—10 кВ и сетей
напряжением 6—10 кВ путем выполнения системы
электроснабжения 110/20/0,4 кВ. Определенным фак-
тором в пользу напряжения 20 кВ служат также тер-
риториальные размеры республики.
Поскольку одним из доводов в пользу напряже-
ния 20 кВ является связь городских сетей с сетями
сельскохозяйственных районов, необходимо отметить,
что в [31] для таких случаев не подтверждается
213
рациональность применения напряжения 20 кВ и ре-
комендуется для электроснабжения сельскохозяйст-
венных районов система 110/35 кВ. Там же предла-
гается использовать систему 110/20 кВ при наличии
достаточно большого количества опорных подстан-
ций НО кВ п при мощности трансформаторных пунк-
тов менее 35 кВ-А.
Графики, приведенные в [40], а также рис. 6-2,
касаются ЛЭП промышленных предприятий. Эти
графики показывают, что напряжение 20' кВ имеет
зону рационального применения. Это обстоятельство
следует рассматривать как частный вывод для воз-
душных ЛЭП и сосредоточенной нагрузки.
Технико-экономические расчеты на примерах кон-
кретных систем электроснабжения промышленных
предприятий показывают, что при питании предприя-
тий от глубоких вводов напряжением НО—220 кВ
внутризаводские распределительные, сети имеют ог-
раниченную протяженность (радиус распределения),
в связи с чем напряжение 20 кВ не имеет каких-либо
серьезных преимуществ по сравнению с напряжением
10 кВ. По этой причине в § 5.6 СН 174—75 напря-
жение 20 кВ не рекомендуется для широкого приме-
нения [42]. Оно допускается для питания отдельных
отдаленных объектов предприятий при наличии тех-
нико-экономических обоснований по сравнению с на-
пряжением 10 и 35 кВ, с учетом перспектив развития
предприятия.
Рациональность напряжения 20 кВ для городских
распределительных сетей требует подробного рас-
смотрения. При анализе рис. 4-7 указывалось, что
напряжение 20 кВ для кабельных ЛЭП не имеет вы-
раженной области целесообразного использования.
Это обстоятельство в какой-то мере объясняется не-
удовлетворительной конструкцией отечественных ка-
белей 20 кВ и их увеличенной стоимостью. В этой
связи рассмотрим некоторые конкретные работы, где
учтены реальные условия городских распределитель-
ных сетей, с введением поправок на стоимостные по-
казатели оборудования 20 кВ.
Методика [40] была использована при анализе
показателей распределительных сетей новых районов
жилой застройки Москвы; подробные данные об этом
214
содержатся в [5]. В связи с внедрение!^! в ряде райо-
нов Москвы бытовых электрических плит и увеличе-
нием нагрузки предполагалось, что в таких условиях
рациональное напряжение для распределительных
сетей будет выше 10 кВ Проверка этого предполо-
жения производилась на примере нового жилмассива
с расчетной нагрузкой 40 МВ • А, для которого были
рассмотрены варианты выполнения кабельных рас-
пределительных сетей при стандартных напряжениях
10, 20 и 35 кВ. Суммарные технико-экономические
показатели вариантов указаны в табл. 6-4.
Таблица 6-4
Показатели вариантов электроснабжения
района Москвы
Наименование показателей Напряжение сети, кВ
10 20 30
Капитальные вложения, тыс. руб. Эксплуатационные расходы, 592 603 743
тыс. руб 85 65 69
Расход проводникового металла, т 58 32 25
При определении суммарных показателей
(табл. 6-4) учитывались затраты на кабельные ли-
нии, ячейки источников питания и трансформаторные
пункты. Для всех вариантов схема распределитель-
ной сети принималась неизменной.
Из табл. 6-4 следует, что вариант выполнения
распределительной сети при напряжении 20 кВ оку-
пается за счет меньших годовых расходов в течение
одного года по сравнению с вариантом использова-
ния напряжения 10 кВ. Вариант выполнения сети
при напряжении 35 кВ является явно нецелесообраз-
ным по сравнению с напряжением 20 кВ.
На основании приведенных данных, а также ра-
счетов для другого аналогичного района жилой за-
стройки Москвы был сделан вывод о целесообраз-
ности выполнения распределительных сетей новых
районов города напряжением 20 кВ. Считается, что
ожидаемый рост нагрузки городских потребителей
сделает это напряжение в ближайшие годы наиболее
’> 15
выгодным и целесообразным. В связи с этим отме-
чается, что применение 20 кВ в крупных городах при-
обретает важное народнохозяйственное значение.
К работе [5] можно сделать ряд замечаний.
Прежде всего в суммарные показатели не включены
показатели сети низкого напряжения, которые для
рассматриваемых вариантов должны быть различ-
ными, так как оптимальные мощности трансформа-
торных подстанций определяются напряжением рас-
пределительных сетей. Они будут различаться в за-
висимости от напряжения 10, 20 или 35 кВ.
Представляют интерес показатели, связанные
только с кабельными линиями рассматриваемых ва-
риантов. Эти показатели, согласно [5], представлены
в табл. 6-5.
Таблица 6-5
Показатели кабельных линий
Наименование показателей Напряжение сети. кВ
10 20 35
Капитальные вложения, тыс. руб. Эксплуатационные расходы, 292 292 380
тыс. руб 41 22 23
Расход проводникового металла т 58 32 25
Количество распределительных линий для элект-
роснабжения рассматриваемого района принималось:
при напряжении 10 кВ — 10 шт., при 20 кВ — 6 шт.
п при 35 кВ — 4 шт.
Из табл. 6-5 следует, что варианты 10 и 20 кВ по
первоначальным вложениям равноценны. Последнее
представляется сомнительным, так как стоимость со-
оружения кабельных линий 20 кВ примерно в два
раза выше, чем линий 10 кВ, в то время как суммар-
ная длина линий для рассматриваемых вариантов
будет отличаться примерно в 1,5 раза.
Из состава эксплуатационных затрат выделим
стоимость потерь энергии. Принимая величину сум-
марных отчислений для кабелей 10 кВ равной 5%,
можно определить, что для варианта 10 кВ стои-
мость потерь энергии (по данным табл. 6-5) будет
216
равна: 41—292x0,05 — 26 тыс. руб. Для варианта
20 кВ (при отчислениях 6,125%) стоимость потерь
энергии составит: 22—292x0,06125 — 4,5 тыс. руб.
Таким образом, рассматриваемые варианты по
стоимости потерь в линиях различаются почти
в шесть раз. Между тем нетрудно определить, что
средняя нагрузка кабельных линий рассматриваемых
вариантов находится в сопоставимых пределах. В ре-
зультате, если даже считать, что суммарная длина
линий 10 кВ больше в 1,7 раза длины линий 20 кВ,
то потери энергии указанных вариантов должны
различаться не более чем в 2,5 раза.
Отметим еще одну деталь рассматриваемых ра-
счетов. Согласно данным табл. 6-4, варианты элект-
роснабжения 10 и 35 кВ представляются равноцен-
ными, так как срок окупаемости варианта 35 кВ
743 ___________592
составляет_____-__«9 лет, т. е. незначительно отли-
85 — 69
чается от нормированного срока 8 лет. Уменьшение
затрат проводникового металла в 2,3 раза может
оказаться решающим показателем в пользу варианта
35 кВ, по сравнению с вариантом 10 кВ. Представ-
ляется, что рассматриваемые данные о равноцен-
ности вариантов 10 и 35 кВ являются сомнитель-
ными. Все изложенное позволяет утверждать, что
работа [5] нуждается в серьезной проверке.
В целях уточнения рассматриваемого вопроса
ниже приведены технико-экономические показатели
вариантов распределительных сетей при напряже-
ниях 10, 20 и 35 кВ иа примере идеализированного
района города с суммарной нагрузкой 15 МВ-А. Ва-
рианты сетей рассматривались в общем виде по ме-
тодике, принятой в данной работе. Плотность на-
грузки изменялась от 2 до 10 МВ-А/мм2, что соответ-
ствует площади района от 7,5 до 1,5 км2. Длина
распределительных линий определялась с помощью
коэффициента л. По источникам питания учитыва-
лись расходы, связанные только с оборудованием и
последующим обслуживанием линейных ячеек.
Показатели сети низкого напряжения принимались
в соответствии с оптимальной мощностью ТП, зна-
чения которой для рассматриваемых вариантов ука-
заны в табл. 6-6.
217
«Мм,
При определении приведенных затрат учитывались
капитальные вложения в распределительные кабель-
ные сети указанных
Таблица 6-6
Оптимальные мощности
t . трансформаторных
подстанций, кВ А
*0 «.«N &SS о S Напряжение сети, кВ
Щ >><г.
Плот нагр' МВч 10 20 35
2 180 180 320
4 180 320 560
6 320 320 560
8 320 560 750
10 560 560 750
напряжений, а также стоимости
сооружения ТП. Кроме сум-
марных отчислений, учитыва-
лась стоимость потерь в рас-
пределительных сетях до и вы-
ше 1000 Вив сетевых транс-
форматорах. Стоимости ТП
для напряжений 10, 20 и 35 кВ
принимались в зависимости от
мощности трансформатора в
следующем соотношении: 100,
115 и 160% при трансформа-
торах 180 кВ-А и 100, 110 и
130% при трансформаторах
560 кВ-А.
Суммарные приведенные за-
трчты по рассматриваемым
электроснабжения представлены на рис.
вариантам электроснабжения представлены на рис.
6-7 в зависимости от плотности нагрузки. Из кривых
что приведенные затраты
тыс pyb
год
Рис. 6-7. Приведенные затраты
распределительных сетей
рис. 6-7 можно заключить,
вариантов 20 и 35 кВ
(по сравнению с осуще-
ствлением распредели-
тельных сетей при напря-
жении 10 кВ) выше на
105—116% для напряже-
ния 20 кВ и на 118—
132% для напряжения
35 кВ. Затраты варианта
35 кВ, в свою очередь,
выше на 106—119% при-
веденных затрат варианта
20 кВ. Дополнительно от-
метим, что по суммарным
потерям энергии вариант
10 кВ имеет лучшие пока-
зателив пределах до 10%,
в то время как расход проводникового металла при
этом выше на 123—128%, чем для вариантов 20 и
35 кВ. Варианты 20 и 35 кВ по этим показателям
практически равноценны.
218
Для определения влияния сети низкого напряже-
ния, а также мощности ТП были рассмотрены подва-
рианты с некоторыми изменениями указанных харак-
теристик. Общее соотношение приведенных затрат ва-
риантов оставалось почти неизменным.
Таким образом, при плотности нагрузки 10—
12 МВ-А/км2, которую на ближайшие годы можно
считать максимальной для отечественных городов,
приведенные данные не подтверждают экономической
целесообразности применения для распределительных
сетей напряжения 20 кВ.
В [16] отмечается работа, в которой определяются
технико-экономические показатели, связанные с элек-
троснабжением двух районов реального города. Рас-
четная нагрузка района новой застройки составляет
34 МВ-А при плотности 10 МВ-А/км2, а района ста-
рой застройки — 29 МВ-А при плотности
5,7 МВ • А/км2.
Рассматриваются варианты выполнения питаю-
щих и распределительных сетей указанных районов
при напряжении 10 и 20 кВ, а также вариант сети
10 кВ с дополнительной подстанцией глубокого ввода
110/10 кВ. Ценность исследования заключается в том,
что показатели вариантов определялись для трех
этапов развития сетей по мере роста нагрузки. Сум-
марные показатели вариантов приведены в табл.6-7.
Из табл. 6-7 видно, что варианты по суммарным
капиталовложениям различаются не более 10%.
Однако вложения, требующиеся на I—II этапах со-
оружения сетей, для варианта 20 кВ являются значи-
тельными и составляют 127% по сравнению с вариан-
том 10 кВ. Последнее обстоятельство сказывается на
окончательных показателях варианта 20 кВ, так как
определенная часть капиталовложений из-за нерацио-
нального использования оборудования сети замора-
живается на I—II этапах. Экономические последствия
этого оценены путем приведения затрат к проектному
расчетному сроку.
В результате показатели варианта 20 кВ значи-
тельно ухудшаются. Капиталовложения, в отличие от
варианта 10 кВ, составляют 156%, годовые расходы —
143% и приведенные затраты—150%. В таких усло-
виях говорить о целесообразности применения
219
Таблица 6-7
Показатели вариантов электроснабжения
Наименование показателей Вариант электроснабжения, кВ
110/10 10 20
полное развитие !-П этапы полное развитие I—II этапы полное развитие I—II этапы
Капиталовложения, тыс. руб. 751 490 805 438 792 535
112% 100% 127%
То же-, приведенные к проектному сроку, тыс. руб. . . 1004 805 1261
125% 100% 156%
Годовые расходы, тыс. руб 54 62 60
87% 100% 97%
То же, приведенные к расчетному сроку, тыс. руб 74 68 97
109% 100% 143%
Приведенные затраты, приведенные к рас- четному сроку, тыс. руб. ... 200 169 255
118% 100% 150%
напряжения 20 кВ для городских распределительных
сетей не представляется возможным.
Сопоставим данные табл. 6-7, имея в виду пока-
затели вариантов на полное развитие. В этом слу-
чае, как нетрудно установить, приведенные затраты
вариантов 10 и 20 кВ становятся равноценными. Од-
нако наиболее рациональным оказывается электро-
снабжение с дополнительным глубоким вводом
110/10 кВ, так как приведенные затраты этого вари-
анта составляют 91% затрат варианта 20 кВ. Следо-
вательно, и в таких условиях выполнение распредели-
тельной сети в городе при напряжении 20 кВ не по-
лучает необходимого экономического подтверждения.
Целесообразность варианта с глубоким вводом
110/10 кВ, который отличается от основного варианта
220
10 кВ наличием не одного, а двух источников питания
(основной подстанции 110/10 кВ и подстанции глубо-
кого ввода 110/10 кВ), свидетельствует также о том,
что при выборе варианта электроснабжения необхо-
димо параметры отдельных элементов системы элек-
троснабжения выбирать в оптимальных пределах.
В данном случае рациональный вариант построения
распределительных сетей при напряжении 10 кВ обу-
словливает необходимость не одного, а двух источни-
ков питания соответствующей мощности.
Рассматриваемые варианты представляются вы-
полненными недостаточно рационально и по количе-
ству распределительных пунктов. В частности, вари-
ант 10 кВ содержит три пункта, в то время как в
варианте 20 кВ предусмотрен только один распреде-
лительный пункт. Учет этих обстоятельств вносит
коррективы в пользу варианта 10 кВ.
Отмеченная противоречивость в оценке напряже-
ния 20 кВ выявляется также в работах зарубежных
авторов. Достаточно полное исследование этого во-
проса имеется в [36], где приведены технико-экономи-
ческие показатели распределительных сетей с обычно
применяемыми в США напряжениями 4,16 п 12,5 кВ,
а также с более высокими напряжениями 20,8; 23,0;
24,9 и 34,5 кВ, которые начали внедряться в послед-
ние годы.
Работа базируется на методике, использованной
при определении оптимальной мощности понизитель-
ных подстанций. Показатели распределительных сетей
выявляются на примере идеализированного город-
ского района с широким изменением его суммарной
нагрузки и территориальных размеров.
Результаты проведенного исследования представ-
лены системой графиков. Для иллюстрации на рис. 6-8
показано относительное изменение первоначальных
затрат различных вариантов выполнения распредели-
тельных сетей при напряжении основной сети 69 кВ.
Показатели системы электроснабжения 69/12,5 кВ
приняты за 100%. Аналогичные данные приведены
в [36] при напряжении основной сети 132 кВ.
В общих выводах указывается, что напряжение
4,16 кВ является нецелесообразным для распредели-
тельных сетей при плотностях нагрузки, рассматри-
221
ваемых в работе, от 0,3 до 8,5 МВ-А/км2. Применение
напряжений 12,5; 23,0 и 24,9 кВ, а также 20,8 кВ не
вносит существенных изменений в стоимость соору-
жения распределительных сетей. Считается, что нет
оснований для оправдания перехода от одного напря-
жения к другому.
Рис. 6-8. Стоимость сооружения распреде-
лительных сетей
Полученные выводы базируются на использовании
для распределительных сетей воздушных линий и
однофазных трансформаторов, имея в виду специфи-
ческие особенности электрических сетей мелких и
средних городов США. Для распределительных ка-
бельных сетей приведенные стоимостные показатели
изменяются в пользу напряжения 12,5 кВ.
Напряжение 20 кВ получает распространение
в странах Европы, например, в сетях Франции, что
определяется большим наличием действующих сетей
15 кВ, которые в 1960 г. составляли 56% от общей
протяженности распределительных сетей. Новые рас-
пределительные сети выполняются кабелями 20 кВ.
При анализе работ зарубежных авторов необхо-
димо принимать во внимание большие плотности на-
грузок, характерные для зарубежных распредели-
тельных сетей, а также иное соотношение стоимости
оборудования различных напряжений.
222
Из рассмотренного материала в качестве общего
вывода можно отметить, что при существующих усло-
виях рекомендация ВСН 97—75 о выполнении город-
ских распределительных сетей при напряжении 10 кВ
наиболее целесообразна. Использование 20 кВ для
кабельных сетей на ближайший период не дает
серьезных технико-экономических преимуществ.
6-5. Выбор числа трансформаций напряжения
При выборе рационального построения системы
электроснабжения города возникает необходимость
в определении наивыгоднейшего числа трансформа-
ций энергии, т. е. числа ее преобразований между
напряжениями ПО и 0,4 кВ.
На первый взгляд наиболее рациональной
представляется непосредственная трансформация
110/0,4 кВ. Однако технические трудности делают эту
систему нецелесообразной.
В городских системах электроснабжения для пи-
тания потребителей требуется, как правило, одно или
два (реже большее число) промежуточных напряже-
ния. Введение каждого дополнительного напряжения
может быть желательным, например, для поддержа-
ния напряжения в заданных пределах, для уменьше-
ния мощности короткого замыкания и т. д. Эти об-
стоятельства сказываются на экономических показа-
телях системы. Например, по данным [53], введение
промежуточного напряжения 30 кВ позволяет в зави-
симости от протяженности сети 30 кВ снизить мощ-
ность короткого замыкания в сетях 10 кВ более чем
в два раза. При этом отмечается, что стоимость рас-
пределительных устройств при снижении мощности
короткого замыкания, например с 500 до 250 МВ-А,
уменьшается для сетей 10 кВ в отношении 1,48:1,0,
для сетей 20 кВ — в отношении 1,25 : 1,0.
Приведенные данные показывают, что с увеличе-
нием стоимости сооружения системы электроснабже-
ния из-за введения дополнительной ступени напряже-
ния одновременно может снижаться стоимость соору-
жения сетей более низкого напряжения. Поэтому при
выборе рационального выполнения системы электро-
снабжения возникает необходимость в определении
223
оптимального количества промежуточных напря-
жений.
Согласно [52], мощность, передаваемая при задан-
ном напряжении U между двумя пунктами, при на-
пряжении U/2, одинаковом сечении проводов и оди-
наковом падении напряжения может передаваться по
двум таким линиям только на половинное расстоя-
ние от каждого из этих пунктов. При напряжении
J7/4 и четырех линиях мощность можно передать па
расстояние, равное четверти расстояния между рас-
сматриваемыми пунктами, и так до максимально воз-
можного радиуса распределения, равного расстоянию
между рассматриваемыми пунктами.
Отношение напряжений каждой ступени распре-
деления энергии в последнем случае принято 2:1.
Если принять отношение напряжений 3 : 1, то наиболь-
ший возможный радиус распределения составит
только половину расстояния между исходными пунк-
тами. В результате при выполнении системы электро-
снабжения отношение между напряжениями смеж-
ных ступеней трансформации энергии должно быть
не менее 3:1.
Приведенные рассуждения базируются на техниче-
ских условиях. Если учитывать экономические сооб-
ражения, в частности, оптимальные длины линий и
расходы, связанные с распределительными устрой-
ствами, то указанное соотношение напряжений дол-
жно приниматься выше чем 3:1. В частности, для
крупных городов оно должно составлять не менее
4:1.
Практика выполнения городских сетей, а также
шкала номинальных напряжений подтверждают от-
меченные соображения. В самом деле, соотношение
напряжений на первой ступени составляет 10/0,4 кВ
(25:1). Следующая рациональная ступень может
быть 35/10 кВ (3,5:1) или 110/10 кВ (11:1) и т. д.
С этой точки зрения стандартные напряжения 10 и
20 кВ должны рассматриваться как напряжения од-
ного класса.
В пределах действующей в СССР шкалы поми-
нальных напряжений могут рассматриваться в каче-
стве рациональных систем электроснабжения схемы,
которые показаны на рис. 6-9, а — с двумя напряже-
224
систем электроснабжения
ПОкВ
в)
110кв
ниями: 110/6; 110/10; 110/20 и 110/35 кВ и на рис.
6-9,6 — с тремя напряжениями; 110/35/6; 110/35/10 и
110/20/6 кВ. Система 110/20/10 кВ исключается как
заведомо нерациональная.
Отметим [29], где в общем виде определены техни-
ко-экономические показатели глубокого ввода ПО кВ,
с учетом характеристик кабельных сетей напряжением
6, 10 и 20 кВ. При этом стоимости ТП распредели-
тельных сетей принимались равными, независимо от
напряжения. Показатег
определялись при из-
менении плотности на-
грузки от 2 до
12 МВ-А/км2. Даль-
ность передачи напря-
жением 110 кВ прини-
малась равной 3 км.
На рис. 6-10 приве-
дены суммарные зна-
чения приведенных за-
трат и отдельных зве-
ньев систем электро-
снабжения 110/6, 110/10
и 110/20 кВ. Если
суммарные затраты си-
стемы 110/10 кВ при-
нять 100%, то затраты
124—125%, системы 110/20 кВ — примерно 110—
111%. В [29] приведены другие показатели рассмат-
риваемых систем электроснабжения. При тех же
предпосылках капитальные затраты системы 110/6 кВ
составляют 128—142%, потери мощности 122—134%,
расход цветного металла 129—135%. Для системы
110/20 кВ капитальные затраты равны 108—118%,
потери мощности 67—72%, расход цветного металла
78—85%.
В результате сделан вывод, что в настоящее
время для диапазона плотностей нагрузки от 2 до
12 МВ-А/км2, характерных для отечественных горо-
дов, наиболее целесообразной системой электроснаб-
жения является система 110/10 кВ. В городах с транс-
формацией 110/6 кВ целесообразен переход к системе
110/10 кВ. Внедрение в городах системы 110/20 кВ при
1 го-з5кв
6~10-20-35кВ
6 10кВ
0,4кВ
0.4 кВ
Рис. 6-9. Системы электроснабже-
ния города
системы 110/6 кВ составят
V28 в. А. Козлов
225
существующих стоимостях оборудования и кабелей
20 кВ нерационально.
Весьма обстоятельные работы выполнены в по-
следнее время за рубежом. В [57] на примере идеали-
зированного городского района, принимаемого в виде
круга, в центре которого располагается питающая
Рис. 6-10. Суммарные приведенные затраты городских
систем электроснабжения на различные напряжения
1 — питающая линия ПО кВ; 2— подстанция НО кВ; 3— линия
распределительной сети; 4 — суммарный показатель
подстанция 110 кВ, определялись технико-экономиче-
ские показатели различных систем электроснабжения.
Распределительные сети 6—20 кВ предусматривались
резервированными, мощности ТП принимались в опти-
мальных пределах.
В процессе расчетов определялись удельные сум-
марные годовые расходы в зависимости от радиуса
обслуживания подстанции ПО кВ при постоянной
плотности нагрузки. Относительные технико-экономи-
ческие показатели сравниваемых систем электроснаб-
жения при выполнении сетей кабелями, в зависимо-
сти от плотности нагрузки, представлены на рис. 6-11.
Показатели системы 110/10 кВ приняты за 100%.
Й26
Из рис. 6-11 следует, что система с тремя напря-
жениями, в данном случае 110/30/10 кВ, а также си-
стема 110/6 кВ являются нецелесообразными по срав-
Рис.
стем
6-11. Показатели си-
электроснабжения го-
рода
нению с системой 110/10 кВ.
Видна рациональность сис-
темы со вторичным напря-
жением 20 кВ, суммарные
показатели которой лучше
показателей системы 110/10
кВ при больших плотностях
нагрузки. Достоверность это-
го результата и возмож-
ность его отнесения к оте-
чественным условиям не
может быть рассмотрена
из-за отсутствия исходных
стоимостных показателей, на
основе которых получены ха-
рактеристики рис. 6-11. К тому же варианты срав-
ниваются только по величине эксплуатационных рас-
ходов, определение которых в зарубежных странах
производится по иной методике, чем принято в СССР.
Рис. 6-12. Стоимость сооружения системы элект-
роснабжения города для различных плотностей
нагрузки
В аналогичном плане решалась рассматриваемая
задача в [54]. На рис. 6-12 отмечены показатели раз-
личных систем электроснабжения в зависимости от
радиуса обслуживания подстанции 110 кВ и плотно-
У88*
227
сти нагрузки. В отличие от предыдущей работы здесь
основной экономической характеристикой является
значение первоначальных вложений с учетом капита-
лизированных потерь.
Из кривых рис. 6-12 видна нерациональность си-
стем электроснабжения с тремя напряжениями
110/60/10 кВ и 110/30/10 кВ по сравнению с системой
двух напряжений 110/10 кВ. Однако при малых плот-
ностях нагрузки, в данном случае 0,5 МВ • А/км2, по-
казатели системы 110/30/10 и 110/10 кВ становятся
сопоставимыми.
Последнее говорит о том, что системы трех на-
пряжений при определенных условиях могут ока-
заться целесообразными.
Из характеристик рис. 6-12 видно, что технико-
экономические показатели системы зависят от плот-
ности нагрузки и радиуса распределения или обслу-
живания. При этом каждой плотности нагрузки соот-
ветствует свой оптимальный радиус обслуживания.
Например, при плотности 0,5 МВ-А/км2 он состав-
ляет 4,3 км, для нагрузки 2 МВ-А/км2 — примерно
2,5 км и для нагрузки 9 МВ • А/км2 — около 1,6 км.
Таким образом, с увеличением плотности нагрузки оп-
тимальный радиус распределения уменьшается.
По мере роста нагрузки городских потребителей
будет увеличиваться и плотность нагрузки, т. е. с уве-
личением нагрузки необходимо в систему электро-
снабжения вводить новые городские подстанции до-
полнительно к существующим, с тем чтобы радиус
обслуживания находился по возможности в пределах
наивыгоднейшего. Сооружение дополнительных под-
станций должно производиться через установленные
промежутки времени по мере роста нагрузки и при
использовании пропускной способности отдельных
элементов электроснабжения.
Отмеченное показывает, что из-за беспрерывного
роста нагрузки принятая система электроснабжения
работает в оптимальном режиме только на ограничен-
ном отрезке времени.
Характеристики рис. 6-12 показывают, что, не-
смотря на уменьшение радиуса распределения, мощ-
ность подстанций растет с увеличением плотности на-
грузки. Для оценки этого в табл. 6-8 указаны мощно-
228
Таблица 6-8
Мощности подстанций городского района, МВ-А
Радиус обслу- жива- ния, км Пло- щадь района, км2 Плотность нагрузки, МВ-А/км2
0,5 1,0 2,0 4,0 8,0
1,0 3,14 12,6 25,0
2,0 12,6 — 12,6 25,2 50,4 100,0
3,0 28,2 14,1 28,2 56,2 112,8 —
4,0 50,4 25,2 50,4 100,8 — —
5,0 78,5 30,2 78,5 — — —
сти подстанции в зависимости от плотности нагрузки
и радиуса обслуживания.
С учетом данных табл. 6-8 и отмеченных радиусов
обслуживания оптимальная мощность подстанции
110/10 кВ при плотности нагрузки 0,5 МВ -А/км2 со-
ставляет примерно 27 МВ • А, при плотности
2 МВ-А/км2 — около 43 МВ-А и при плотности
9 МВ-А/км2 — в пределах 80 МВ-А. Следовательно,
наивыгоднейшая мощность подстанций изменяется не
пропорционально плотности нагрузки, а несколько
медленнее.
Используя характеристики рис. 6-12 и приведенные
выше значения, можно убедиться, что с ростом плот-
ности нагрузки удельная стоимость системы электро-
снабжения уменьшается В результате отмеченные
зависимости, полученные путем анализа различных
вариантов электроснабжения «идеализированных» го-
родов, подтверждают ранее сделанные выводы при
рассмотрении показателей подстанций в общем виде.
Весьма подробно проблема рационального построе-
ния системы электроснабжения города изучалась
в [56], где на примере идеализированного города
с суммарной нагрузкой 475 МВ • А были определены
показатели двух систем электроснабжения: 110/10 и
110/30/10 кВ. При определении суммарных показате-
лей учитывались первоначальные вложения, связан-
ные с сооружением кабельных сетей и подстанций НО,
35 и 10 кВ, а также трансформаторных подстанций
и сетей низкого напряжения. Тщательный расчет этих
вложений для рассматриваемых вариантов показал,
8 в. А. Козлов
229
что система электроснабжения с двумя напряжениями
110/10 кВ оказалась дешевле системы 110/30/10 кВ
на 7,5%. Потери энергии вариантов отличаются на
16% в пользу непосредственной трансформации
110/10 кВ. Авторы приходят к выводу, что система
двух напряжений имеет некоторые преимущества пе-
ред системой трех напряжений.
Рис. 6-13. Стоимости сооружения систем элект-
роснабжения города
В [36] наряду с определением наивыгоднейшего
напряжения для распределительных сетей приведены
технико-экономические показатели различных систем
электроснабжения. На рис. 6-13, в частности, пред-
ставлены относительные показатели систем с тремя
напряжениями: 138/34,5/4,16 кВ, 138/34,5/12,5 и
138/69/12,5 кВ — по сравнению с системой 138/12,5 кВ,
показатели которой приняты за 100%.
Из рис. 6-13 следует, что при малых плотностях
нагрузки системы 138/34,5/12,5 и 138/69/12,5 кВ пред-
ставляются равноценными системе 138/12,5 кВ и
имеют даже лучшие экономические показатели.
Только при плотности нагрузки свыше 1 МВ • А/км2
целесообразность систем с тремя напряжениями ста-
вится под сомнение. Система 138/35,4/4,16 кВ при всех
плотностях нагрузки нерациональна.
При наличии первичного напряжения 69 кВ си-
стемы с тремя напряжениями: 69/34,5/4,16 кВ и
69/34,5/12,5 кВ — по сравнению с системой 69/12,5 кВ
во всех случаях представляются нецелесообразными.
Отмеченные работы характеризуются различной
методикой, используемой при решении рассматривае-
230
мой проблемы. Однако из 'приведенного материала
следует, что полученные в результате этих работ вы-
воды достаточно близко совпадают. Это обстоятель-
ство позволяет дать ряд общих рекомендаций по
выбору рационального числа трансформаций в си-
стеме электроснабжения.
Представляется, что во всех случаях необходимо
стремиться к максимальному уменьшению числа ис-
пользуемых напряжений. Особенно следует избегать
применения смежных напряжений, отношение между
которыми составляет менее 3:1.
При существующих условиях наиболее целесооб-
разной представляется система с непосредственной
трансформацией 110/10 кВ. Область применения си-
стемы с тремя напряжениями должна определяться
технико-экономическими расчетами.
При технико-экономической оценке систем элек-
троснабжения города решающее значение имеет при-
нятый срок проектирования. Рациональные решения
могут быть найдены, если этот срок находится в пре-
делах 15—20 лет. Последнее имеет особое значение
при решении вопросов развития или реконструкции
действующих систем электроснабжения. Существую-
щие электрические сети, в зависимости от их состоя-
ния и пригодности к дальнейшему использованию,
очень затрудняют принятие решений о переходе в си-
стеме электроснабжения к более высокому напряже-
нию, так как усиление действующих сетей при огра-
ниченных сроках проектирования, как правило, вы
годнее сооружения новых сетей, к тому же более вы
сокого напряжения. Применительно к отечественным
средним и крупным городам изложенное означает,,
что при сооружении новых и развитии действующих
систем следует стремиться к сокращению количества
трансформаций энергии и ликвидации напряжений 6
и 35 кВ путем перевода действующих сетей 6 кВ на
напряжение 10 кВ и создания сетей напряжением
110 кВ. Для крупнейших городов возможно исполь-
зование более высоких напряжений чем 100 кВ.
Отмеченное выше соответствует рекомендациям
ВСН 97—75.
231
6-6. Перевод действующих кабельных сетей
на повышенное напряжение
В условиях непрерывного роста нагрузки и необходимости
систематического развития электрических сетей выявляется ра-
циональность перевода действующих сетей на повышенное напря-
жение с максимальным использованием установленного оборудо-
вания. Для кабельных сетей такой перевод возможен в пределах
напряжений одного класса, в частности напряжений до 1000 В,
напряжения 6 на напряжение 10 кВ.
Широко известен опыт перевода действующих сетей 220/127 В
на напряжение 380/220 В [20].
В настоящее время в СССР накопился значительный опыт
перевода действующих кабельных линий 6 кВ на напряжение
10 кВ. Этот опыт базируется на возможности использования ка-
белей с конструктивным напряжением 6 кВ в сетях 10 кВ. Прак-
тическая возможность применения действующих кабелей на более
высоком напряжении основана на использовании запасов элект-
рической прочности изоляции, имеющихся в кабелях, выполнен-
ных в соответствии с ранее действующими нормами. Наличие та-
ких запасов подтверждается табл. 6-9, в которой приведена тол-
щина изоляции кабелей, изготовленных по разным стандартам
прошлых лет.
Таблица 6-9
Толщина изоляции (мм) кабелей отечественного
производства
ГОСТ Год выпуска ГОСТ Кабели 6 кВ Кабели 10 кВ
фазная поясная фазная поясная
4634 1932 2,0 2,1 — —
6260 1933 2,0 2,0 2,75 2,75
340—41 1941 2,2 1,05 3,0 1,4
340—53 1953 2,2 1,05 3,0 1,4
340—59 1959 2,0 0,95 2,75 1,25
Дополнительно к этому укажем результаты исследования
вопросов работы изоляции кабелей 6 кВ при напряжении 10 кВ
[45]. Как следует, возникающие при этом процессы ионизации
в изоляции кабелей, а следовательно, условия старения изоля-
ции и сокращения срока службы кабеля определяются не только
фактом увеличения напряжения с 6 до 10 кВ, а зависят от ка-
чества изготовления кабеля, нагрузочных режимов его работы,
времени нахождения кабеля в режиме однофазного замыкания
на землю. Исследования состояния изоляции кабелей 6 кВ, ра-
ботающих при напряжении 10 кВ различные сроки, дополненные
системой специальных испытании, позволили в [45] прийти к бла-
232
гоприятным выводам о работе переводимых кабелей 6 кВ. Эти
исследования, а также опыт эксплуатации сетей, где осуществ-
лен перевод, показали, что процесс ускоренного старения изоля-
ции кабелей 6 кВ наблюдается только на вертикальных участ-
ках, в частности на вводах кабелей в подстанции. Аналогичные
процессы возможны на участках кабелей 6 кВ с заведомо де-
фектной изоляцией. Как правило, требуется тщательная оценка
конструкций, установленных на кабелях 6 кВ соединительных и
концевых муфт, которые весьма часто выполняются по местным
требованиям и являются неудовлетворительными даже для при
менения в сетях 6 кВ.
Технико-экономическая целесообразность переустройства се-
тей с использованием действующих кабелей па повышенном на-
пряжении основана на значительном увеличении их пропускной
способности. Например, при переводе кабелей 6 кВ на 10 кВ
(при равном сечении жил и равной величине потерь напряжения)
можно передать примерно в 3 раза большую мощность.
Однако использование кабелей на повышенном напряжении
связано с работами по реконструкции остальных элементов
сети: трансформаторов, распределительных устройств и т. д.
что требует определенных затрат, которые следует принимать
во внимание при экономической оценке перевода на повышенное
напряжение. Сопоставляя приведенные затраты, связанные с рас-
ширением сетей при существующем напряжении, с дополнитель-
ными затратами по переводу на повышенное напряжение, можно
определить эффективность реконструкции сетей. При переводе
на повышенное напряжение отмечается значительное снижение
потерь энергии.
Целесообразность перевода во многом зависит от местных
условий и в первую очередь от возможности последующей ра-
боты действующего оборудования при более высоком напряже-
нии. Как правило, реконструкция распределительных устройств
6 кВ при переводе на 10 кВ заключается в замене трансформа-
торов напряжения, предохранителей ПК и т. д.
В РУ подстанций и ТП необходимо проверить изоляционные
расстояния от токоведущих частей до заземленных конструкций
и частей зданий, между проводниками разных фаз, а также от
токоведущих частей до сплошных и сетчатых ограждений. Эти
расстояния должны соответствовать напряжению 10 кВ.
Трансформаторы мощностью 560 кВ-А с номинальным на-
пряжением би 10 кВ выпускаются одного типа. Поэтому при
переводе сетей могут быть использованы существующие транс-
форматоры с заменой обмотки 6 кВ на обмотку 10 кВ. Стои-
мость такой работы составляет 50—70% стоимости трансформа-
тора. Трансформаторы меньших мощностей различны по типу;
отличаются не только числом витков в обмотках, но размерами
и изоляцией обмоток. Однако изоляция этих трансформаторов
имеет запас электрической прочности, что позволяет использо-
вать трансформаторы 6 кВ при напряжении 10 кВ с небольшим
изменением их обмоток.
Определенные трудности связаны с реконструкцией действую-
щих источников питания для установки трансформаторов с но-
вым напряжением 10 кВ, особенно на переходный период, когда
имеется необходимость в напряжениях 6 и 10 кВ.
233
Возникающие при этом вопросы решаются по местным усло-
виям. В частности, на источнике питания может устанавливаться
дополнительный понижающий трансформатор со вторичным на-
пряжением 10 кВ. Иногда предусматривается дополнительная
трансформация 6/10 кВ с установкой соответствующих транс-
форматоров. Весьма целесообразной оказывается замена дейст-
вующих трансформаторов со вторичным напряжением 6 кВ на
Рис. 6-14. Схемы
понижающих подстанций
трехобмоточные трансформаторы и трансформаторы с расщеп-
ленными обмотками напряжениями 6 и 10 кВ. Такие трансфор-
маторы изготовляются отечественной промышленностью.
Возможные схемы подстанций на переходный период ука-
заны на рис. 6-14. Схемы учитывают условия резервирования
трансформаторов. Как правило, действующее РУ 6 кВ макси-
мально используется с его переводом на 10 кВ посекционно.
В схеме рис. 6-14, а для резервирования трансформаторов пре-
дусматривается установка дополнительного переходного транс-
форматора 6/10 кВ.
При оценке целесообразности временной установки транс-
форматоров с расщепленной обмоткой (рис. 6-14,6) или трех-
обмоточных трансформаторов (рис. 6-14, в) следует учитывать
ряд обстоятельств. По экономическим соображениям предпочти-
тельным представляется использование трансформаторов с рас-
щепленной обмоткой, стоимость которых на 4—5% ниже стои-
мости трехобмоточных трансформаторов. В зависимости от мощ-
ности трансформатора в последнем случае, кроме того, может
возникнуть необходимость применения реакторов.
Однако при использовании трансформаторов с расщепленной
обмоткой следует учитывать условия изменения нагрузки обмо-
ток 6 и 10 кВ в течение переходного периода [29]. Для примера
на рис. 6-15 приведено распределение нагрузки обмоток в тече-
ние расчетного срока перевода 5 лет, принимая, что нагрузка
трансформатора к концу срока достигает 70% номинальной (по
условию аварийного режима), а нагрузка обмоток должна нахо-
диться в пределах до 35% номинальной трансформатора. Такое
234
условие соблюдается только в том случае, когда за рассматри-
ваемый период суммарная нагрузка трансформатора увеличива-
ется в два раза, а нагрузка обмотки 6 кВ остается неизменной
(рис. 6-15, о). В других случаях нагрузки обмоток могут быть
в определенные периоды выше допустимой. Такой пример пока-
зан на рис. 6-15,6, где нагрузка обмотки 6 кВ за рассматривае-
мый период уменьшается до нуля, а суммарная нагрузка транс-
форматора достигает установленной величины 70% номинальной.
Рис. 6-15. Условия нагрузки трансформаторов
1 — суммарная нагрузка трансформатора; 2— то же, обмотки 6 кВ;
3 — то же, обмотки 10 кВ
В таких условиях, как следует из рис. 6-15,6, обмотка 10 кВ во
второй половине периода будет перегружаться (заштрихованная
зона).
Таким образом применение трансформаторов с расщеплен-
ными обмотками связано с необходимостью выбора трансформа-
торов большей мощности, чем это требуется в случае применения
трехобмоточных трансформаторов. Окончательный выбор прини-
мается в соответствии с технико-экономическими расчетами, дли-
тельностью работ по переустройству сетей, возможностью ис-
пользования трансформаторов по окончании этих работ.
Продолжительность работ по переводу определяется харак-
теристиками сети 6 кВ и ее состоянием, материальными возмож-
ностями сетевого предприятия, а также наличием крупных про-
мышленных предприятий, имеющих внутризаводские сети и уста-
новки напряжением 6 кВ. Переустройство внутризаводских сетей
и установок производится промышленными предприятиями, что
требует соответствующей координации рассматриваемых работ
в пределах источника питания. Возникает необходимость прове-
дения работ по переводу отдельными этапами по мере готов-
ности участков сети, к переустройству на 10 кВ.
Основной трудностью перевода является обеспечение надеж-
ного электроснабжения потребителей на весь период выполнения
работ. С этой целью, кроме рассмотренных мер на понижающих
подстанциях, возможна временная установка на стыках сетей 6
и 10 кВ переходных трансформаторов 6/10 кВ с использованием
существующих ТП или установкой КТПН, прокладкой временных
связей 10 кВ и т. п. Ремонтные заводы производят переделку
стандартных трансформаторов 6 кВ на автотрансформаторы
6/10 кВ. В габаритах стандартного трансформатора проходная
мощность автотрансформатора увеличивается в 2,5—3 раза. На
235
подстанциях промышленных предприятий выявляются высоко-
вольтные двигатели и специальные установки 6 кВ, для которых
также может потребоваться установка переходных трансформа-
торов 6/10 кВ.
Целесообразность переустройства сетей подтверждается
ВСН 97—75. При этом указывается, что при расширении или
реконструкции городских электрических сетей напряжением 6 кВ
следует переходить на напряжение 10 кВ, допуская использова-
ние установленного оборудования, проложенных кабелей 6 кВ
при напряжении 10 кВ.
Использование существующих кабелей не ограничивается
в зависимости от давности их прокладки и изготовления. Решаю-
щим является состояние изоляции действующих кабелей, которое
определяется профилактическими испытаниями. Как правило, для
отечественных сетей уровень профилактических испытаний весьма
высок, что создает дополнительные предпосылки для рассмат-
риваемого переустройства кабельных сетей.
С момента решения о переводе все новые кабельные линии
и ТП должны выполняться напряжением 10 кВ, не ожидая пе-
ревода рассматриваемого района сети на 10 кВ в полном объеме.
Успешное выполнение работ в значительной мере определяется
их организацией, так как возможные неувязки могут сказаться
на надежности электроснабжения действующих потребителей.
Расчеты, выполненные применительно к конкретным сетям
6 кВ, показывают высокую эффективность работ по их переводу
на напряжение 10 кВ. Как следует из [24], при этом учитывается
рост нагрузки сети в 1,5—2 раза, т. е. до полного использования
пропускной способности переведенной сети 10 кВ. При оценке
эффективности определяются приведенные затраты по двум ва-
риантам: развитию действующей сети 6 кВ в пределах расчет-
ной нагрузки или ее переводу па 10 кВ в этих же условиях.
В первом варианте учитываются затраты на реконструкцию
действующих и сооружению новых РУ, ТП и РП 6 кВ, включая
элементы внутризаводских сетей; на прокладку новых и усиле-
ние действующих кабельных линий 6 кВ; на реконструкцию ЦП.
Во втором варианте учитываются затраты на замену оборудова-
ния и трансформаторов на ЦП, РП, ТП; замену дефектных ка-
белей, вертикальных участков и арматуры 6 кВ; на установку
переходных трансформаторов 6/10 кВ для сети и двигателей
6 кВ; прокладку при необходимости кабелей 10 кВ.
Эффективность перевода отмечается при наличии нагрузки
высоковольтных двигателей 6 кВ до 30% от суммарной нагрузки
сети [24].
В общем виде целесообразность работ рассматривалась
в [25]. Исследование с использованием ЭВМ выполнялось для
участка идеализированной распределительной сети, с рядом
упрощений, на расчетный срок 30 лет. с различным изменением
нагрузки в рассматриваемый период. Исследуемые варианты
включали развитие распределительных сетей напряжением 6. 10
и 20 кВ.
Расчеты [25] показали высокую эффективность перевода ка-
бельных сетей 6 кВ на напряжение 10 кВ, при весьма тяжелых
условиях относительно использования действующих кабельных
линий 6 кВ при напряжении 10 кВ. Учитывалась замена кабелей
236
6 кВ в рассматриваемом периоде от 10 до 70%, износ кабелей
6 кВ от 25 до 75%, сокращение срока их службы от 1,25 до
8 раз. В качестве общего вывода подчеркивается, что при на-
блюдаемых темпах увеличения нагрузки распределительных се-
тей напряжение 10 кВ будет оптимальным как минимум в тече-
ние ближайших 10—15 лет.
Таким образом, перевод действующих сетей 6 кВ является
безусловно целесообразным мероприятием и имеет потенциаль-
ные преимущества которые связаны с введением в систему
электроснабжения города повышенного напряжения. Рассмот-
ренное переустройство сетей имеет особую актуальность в усло-
виях нашей страны, где более 60% городских сетей работает
при напряжении 6 кВ.
Основные затруднения, возникающие при переводе сетей
низкого напряжения, определяются наличием у населения иепе-
реключаемых приемников (холодильники, пылесосы и т. д.) [20].
При этом перевод сетей на напряжение 380/220 В возможен по
двум основным вариантам:
а) замена всех электроламп, счетчиков, нагревательных
элементов и установка при необходимости автотрансформаторов
непосредственно у непереключаемых приемников;
б) установка на каждом вводе в жилой дом специальных
понижающих трансформаторов с 380 на 220 В без замены при-
емников потребителей.
Подробная технико-экономическая оценка вариантов с уче-
том стоимости новых приемников или их переделки на напряже-
ние 380 В, а также последующих эксплуатационных расходов
показала их равноценность. Однако предпочтение должно быть
отдано первому варианту, так как осуществление второго вари-
анта связано с размещением в сети дополнительных трансформа-
торов 220/380 В, обслуживание которых ложится на энергоснаб-
жающую организацию. К тому же установка этих трансформато-
ров в жилых домах встречает значительные трудности.
При переводе трехпроводных сетей 127 или 220 В или сетей
с искусственной нулевой точкой, т. е. сетей с нейтраллерами,
на систему 380/220 В рекомендуется использовать в качестве
четвертого провода свинцовые и алюминиевые оболочки дейст-
вующих кабелей. Многолетний опыт использования свинцовых
оболочек действующих кабелей в сети Ленинграда оказался
весьма благоприятным и начиная с 1931 г. создал необходимые
предпосылки для переустройства трехпроводных сетей 110 В на
систему 220/127 В в последующем на 380/220 В.
Работам по переустройству сетей до 1000 В предшествует
издание соответствующего распоряжения местными городскими
властями, так как при переводе затрагиваются интересы на-
селения.
Значительный интерес представляет опыт решения рассмат-
риваемой проблемы в сетях зарубежных стран, где работы по
переводу действующих кабельных сетей на повышенное напряже-
ние проводятся весьма интенсивно. Последнее определяется вы-
раженной тенденцией к ликвидации пестроты напряжений,
а также наблюдаемым ростом нагрузки электрических сетей.
Многочисленные работы освещают как имеющийся опыт выпол-
нения этих работ, так и их технико-экономические предпосылки
237
[16]. Отмечается целесообразность переустройства сетей на по-
вышенное напряжение на расчетный срок, в соответствии с ко-
торым производится планирование таких работ.
В городах ФРГ по разработанным проектам на период до
1980 г. предусматривается реконструкция 36 тыс. км воздушных
и 11,5 тыс. км кабельных сетей. Из них перевод на напряжение
10 кВ составляет около 60% и на 20 кВ — примерно 30%. Одно-
временно с этим предусматривается переустройство 6060 под-
станций потребителей и 27 000 трансформаторных пунктов.
В Хельсинки за период 1956—1959 гг. на напряжение 10 кВ
было переведено 109 км действующих кабельных сетей, из кото-
рых 45% имели номинальное напряжение 6 кВ и были проло-
жены более 30 лет назад.
Весьма интересен опыт Франции. До национализации элек-
трических сетей там имелось 25 напряжений в пределах от 2 до
25 кВ, а в конце 1958 г. принято решение о переводе всех рас-
пределительных сетей на 20 кВ.
Наряду с указанным изыскиваются другие методы перевода
сетей на повышенное напряжение, в частности, путем изменения
режима нейтрали. Как известно, заземление нейтрали облег-
чает условия работы изоляции сетей.
Указанный метод нашел применение в Ганновере (ФРГ)
при переводе действующей кабельной сети 5 кВ, работающей
с изолированной нейтралью. В процессе перевода были исполь-
зованы все 700 км существующих кабелей за счет заземления
нейтрали сети 10 кВ через сопротивление и оборудования за-
щиты линий 10 кВ от однофазных замыканий на землю.
Применение рассматриваемого метода особенно благопри-
ятно в автоматизированных сетях, так как при наличии за-
земленной нейтрали каждое однофазное замыкание приводит
к отключению поврежденной линии. В частности, в Ганновере
распределительные сети выполнены по замкнутой схеме со сто-
роны низкого напряжения. Заземление нейтрали было исполь-
зовано также при переводе действующей кабельной сети 6.6 кВ
на напряжение 11 кВ в одном из городов Англии.
6-7. Вопросы регулирования напряжения
По мере электрификации народного хозяйства увеличиваются
требования к качеству напряжения. Регламентируемые значения
допустимых отклонений и колебаний напряжения на зажимах
электроустановок определяются ГОСТ 13109—67.
Вопросы обеспечения потребителей требуемым качеством
напряжения определяются общей проблемой оптимизации систем
электроснабжения. Решение этих вопросов связано со значи-
тельными трудностями, так как определение параметров основ-
ных элементов системы электроснабжения должно сочетаться
с выбором соответствующих мер по поддержанию напряжения и
наивыгоднейшего режима его регулирования. Достоверное ре-
шение задачи возможно только на основании точных характе-
ристик нагрузки на различных ступенях системы электроснабже-
ния, что может быть обеспечено путем предварительных изме-
238
рений в действующей системе и что остается неопределенным
на стадии ее проектирования.
Характеристики потребителей относительно качества напряже-
ния могут быть несовместимыми с условиями его обеспечения.
Как будет следовать из дальнейшего, некоторые меры по регу-
лированию напряжения могут требовать решений, противореча-
щих закономерностям рационального построения электрических
сетей. Следовательно, необходим особо тщательный подход к вы-
бору таких средств.
Решение рассматриваемой задачи должно базироваться на
соответствующих технико-экономических обоснованиях. К сожа-
лению, методика такого рода расчетов, кроме общего указания
об использовании критерия приведенных затрат, до настоящего
времени отсутствует. Выбор мер по обеспечению напряжения
во многом зависит от местных условий, что требует известной
осторожности при обобщении рекомендаций, так как их досто-
верность ограничивается исходными данными.
Работы, связанные с решением проблемы регулирования на-
пряжения, широко публикуются на страницах технической пе-
чати, но многочисленность этих работ не всегда способствует
правильному решению указанной проблемы. При этом имеется
в виду, что задача обеспечения качества напряжения выдвига-
ется на первый план. Последствия принимаемых решений на
суммарные технико-экономические показатели электрических се-
тей не рассматриваются. В результате такого подхода выбор
указанных мер превалирует над решением остальных вопросов
рационального построения систем электроснабжения. В зависи-
мости от этих мер диктуются решения по схеме построения си-
стемы, конструктивному выполнению ее звеньев и т. п. [23].
Учитывая особую специфичность поставленной проблемы и
недостаточную определенность ее решения в общем виде, рас-
смотрим основные технические меры по обеспечению требуемого
качества напряжения, которые в той или иной мере затрагивают
принципы построения электрических сетей и которые следует
учитывать при их оптимизации. Другие вопросы отмечаются
в специальной литературе [37].
Общее выражение для определения напряжения С/2 у элек-
троприемника имеет вид
U2 = U, ± Uno6-----P2^ + (Q2±Qk) (X —Хк),
U ном
где <71 — напряжение на шинах ЦП; Uao6 — напряжение воль-
тодобавочных устройств; Р2 и Q2—активная и реактивная на-
грузка потребителей; 7? и X — суммарное активное и реактивное
сопротивление системы электроснабжения; QK и Хк — характе-
ристики компенсирующих установок.
Как известно, средства обеспечения напряжения по степени
их воздействия на систему электроснабжения разделяются на
две группы: средства централизованного регулирования и сред-
ства местного регулирования напряжения. Устройства, предус-
матриваемые на шинах ЦП, т. е. регулирующие величину во
всех случаях являются средствами централизованного регулиро-
239
вания. Все остальные устройства могут относиться к той или
иной группе в зависимости от места их установки в системе
электроснабжения.
На электростанции уровень U\ устанавливается с помощью
регулирования напряжения на генераторе. На понижающих под-
станциях <71 регулируется за счет изменения коэффициента
трансформации трансформаторов. Изменение может произво-
диться вручную путем переключения ответвлений трансформа-
тора без возбуждения (ПБВ) или с использованием устройств
регулирования напряжения под нагрузкой (РПН). Последние
устройства могут быть автоматическими (АРПН).
В связи с условиями обеспечения напряжения на шинах
ЦП остановимся на других часто встречающихся рекомендациях.
С целью улучшения условий регулирования предлагается на по-
нижающих подстанциях отказаться от установки крупных транс-
форматоров, трансформаторов с расщепленными обмотками. При
этом рекомендуется более глубокое секционирование РУ 6—
10 кВ центров питания за счет уменьшения мощности трансфор-
маторов и увеличения их количества на подстанциях.
Между тем, как указывалось выше, технико-экономические
закономерности построения электрических сетей диктуют необ-
ходимость уменьшения числа трансформаторов с укрупнением
их мощности, вплоть до установки на подстанциях только одного
трансформатора, в пределах оптимальной нагрузки подстанции.
Требования надежности электроснабжения в свою очередь опре-
деляют необходимость всемерного упрощения подстанций, что
также связано с сокращением количества установленных транс-
форматоров. Эти закономерности подтверждаются современной
практикой сооружения сетей.
Таким образом, рассматриваемые рекомендации по обеспе-
чению напряжения на шинах ЦП идут вразрез с рациональными
тенденциями построения электрических сетей. Это требует чрез-
вычайно серьезного подхода к технико-экономической оценке
указанных рекомендаций.
Увеличение количества секций на ЦП связывается с пред-
ложением о разделении отходящих от подстанции линий вто-
ричного напряжения на группы по характеру электропотребле-
ния. При этом имеется в виду, чтобы потребители с большой
неоднородностью питались по раздельным линиям н регулиро-
вание напряжения осуществлялось применительно к каждой
группе линий. Эта рекомендация равносильна требованию о вы-
полнении самостоятельных, не связанных между собой сетей для
потребителей с разным характером электропотребления. Послед-
нее не согласуется с теорией электрических сетей, показываю-
щей целесообразность комплексного электроснабжения потреби-
телей. Как известно, чем больше неоднородность потребления,
тем сильнее проявляется эффект совмещения максимумов, тем
выше рациональность электрической сети [19].
В качестве средства централизованного регулирования могут
рассматриваться вольтодобавочные устройства, воздействующие
на величину й/ДОб, в частности линейные регуляторы (транс-
форматоры), включаемые в различных точках вторичного на-
пряжения подстанций. Применение таких регуляторов связыва-
ется с питанием крупных потребителей пли группы однородных
240
потребителей. Установка регуляторов усложняет конструкцию
подстанции.
Из средств местного регулирования достаточно часто реко-
мендуется использование конденсаторных батарей, воздействую-
щих на величину QK, с их установкой непосредственно в ТП
городских распределительных сетей. Последнее противоречит со-
временной тенденции использования в распределительных сетях
комплектных ТП без РУ 6—10 кВ, с размещением РУ 0,4 кВ
непосредственно на трансформаторе, с изготовлением ТП в виде
единого комплектного аппарата с весьма ограниченными раз-
мерами.
Таким образом перечисленные рекомендации по обеспечению
требуемого уровня напряжения, с точки зрения закономерностей
рационального построения электрических сетей и современных
принципов их сооружения, требуют серьезных технико-экономи-
ческих обоснований. Недостаточно квалифицированный подход
к реализации этих рекомендаций будет приводить к народнохо-
зяйственному ущербу из-за нерационального построения элек-
трических сетей.
С учетом изложенного меры по обеспечению качества напря-
жения в системах электроснабжения представляются в виде со-
четания централизованного регулирования путем использования
только средств переключения коэффициента трансформации и
средств местного регулирования за счет их установки непосред-
ственно у электроприемников с неоднородным режимом. Пони-
жающие подстанции и ТП городских распределительных сетей
не должны содержать никаких дополнительных устройств, ус-
ложняющих конструктивное выполнение подстанций против ти-
повых решений. При этом построение электрических сетей во
всех случаях должно быть комплексным.
Отметим, что средства местного регулирования, устанавли-
ваемые у потребителей, необходимо сочетать с мерами по ком-
пенсации реактивной мощности и другими устройствами, подав-
ляющими нежелательное воздействие электроприемников на ка-
чество электрической энергии (высшие гармоники, перекос фаз
и т. п.).
Во всех случаях на шипах ЦП должно осуществляться так
называемое встречное регулирование, при котором величина и
знак надбавки напряжения изменяются в соответствии с режи-
мом нагрузки сети. При этом в периоды снижения суммарной
нагрузки ЦП на 30% и ниже от ее максимального значения
напряжение на шинах (Ц) поддерживается на уровне номи-
нального напряжения сети, в период максимума нагрузки пре-
вышает его не менее чем на 5%.
Глубина встречного регулирования определяется характером
электропотребления и электрической удаленностью потребителей
от ЦП. Предельные значения напряжений составляют от 1,0 до
1,1 номинального напряжения сети. Для примера на рис. 6-16
показано возможное формирование графика встречного регули-
рования на шинах ЦП. Предполагается, что в режиме мини-
мальной нагрузки потеря напряжения в сети до ближнего по-
требителя составляет 0, 00, до дальнего потребителя 0,05. Во
время максимума нагрузки эти величины возрастают до 0,05 и
0,1 соответственно.
241
Чтобы обеспечить поддержание напряжения в пределах но-
минального значения, желательный график регулирования для
ближнего потребителя должен соответствовать прямой СТ, для
дальнего — прямой Пд. Необходимый режим напряжения у обоих
потребителей будет обеспечиваться в том случае, когда встречное
регулирование будет производигься по прямой С'г. В этом слу-
чае только при максимальной нагрузке у ближнего потребителя
напряжение будет составлять 1,05 номинального; во всех ос-
тальных случаях нагрузки у обоих
потребителей напряжение будет
находиться в пределах 1,0 номи-
нального.
Для рационально построенной
системы электроснабжения при-
менение встречного регулирования
напряжения на шинах ЦП, в со-
четании с сезонным местным ре-
гулированием путем использования
отпаек трансформаторов (ПБВ)
потребителей, являются исчерпы-
вающими мероприятиями по обе-
спечению нормированных отклоне-
ний напряжения у большинства
потребителей.
Несколько иные условия мо-
гут встретиться в действующих
сетях, поскольку на выбор средств
регулирования большие ограниче-
ния накладывают местные условия.
Действующие с ети характеризуются
Рис. 6-16. График встреч-
ного регулирования напря-
жения
наличием отдельных
элементов сети и даже целых ее участков, показатели которых в
силу определенного развития сетей могут заметно отличаться от
оптимальных значений и технических требований к выполнению
этих элементов или участков.
При рассмотрении мер регулирования для таких сетей без
связи их с остальными характеристиками сети может оказаться
целесообразным любое и даже не одно мероприятие по обе-
спечению в сети необходимого напряжения. Поэтому прежде
чем приступить к выбору этих мер, следует проанализировать
общее состояние сети, па основе чего необходимо разраба-
тывать совокупные меры по приведению сети к оптимальному
состоянию, включая рациональные средства регулирования на-
пряжения
Технические параметры средств регулирования, кроме рас-
смотренных, расчетные условия их использования в электриче-
ских сетях и другие вопросы рассматриваются в [37].
ГЛАВА СЕДЬМАЯ
СИСТЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ГОРОДОВ
И ПОТРЕБИТЕЛЕЙ
7-1. Основные требования к системе
электроснабжения города
До сих пор вопросы рационального построения си-
стемы электроснабжения города мы рассматривали
в объеме решения частных задач, например выявле-
ния технико-экономических особенностей отдельных
элементов электроснабжения.
В реальной системе ее элементы представляют
одно целое, поэтому выбор рационального построения
системы включает совокупность вопросов, в процессе
рассмотрения которых должны быть найдены требуе-
мые соотношения между отдельными элементами си-
стемы, с тем чтобы ее суммарные технико-экономи-
ческие показатели находились в наивыгоднейших
пределах, при этом должны быть учтены местные
особенности города.
При определении рациональных путей построения
системы электроснабжения устанавливаются общие
принципы ее выполнения, конфигурация сетей приня-
тых напряжений, размещение подстанций и источни-
ков питания, очередность сооружения отдельных эле-
ментов системы, выбор схемы электроснабжения
(т. е. определение необходимых электрических связей
между всеми элементами системы).
Схема электроснабжения города в первую очередь
должна базироваться на установленных оптимальных
параметрах и уровнях напряжений отдельных эле-
ментов системы, а также количестве трансформаций
энергии. Она должна учитывать, что некоторые эле-
менты системы электроснабжения города являются
одновременно элементами энергетической системы
района, т. е. с их помощью может предусматриваться
параллельная работа источников питания энергоси-
стемы и осуществление необходимых режимов ее ра-
боты.
Следует принимать во внимание, что система пред-
назначается для питания энергией очень большого
243
количества потребителей. При этом выбор схемы
электроснабжения города производится независимо
от характера потребителей и требуемого уровня на-
дежности питания их приемников энергии. Только
суммарная мощность потребителей является крите-
рием, с помощью которого определяется уровень на-
дежности их питания. В частности, совокупность при-
емников всех категорий мощностью более 10 МВ-А
относится к приемникам I категории. Совокупность
мощностью от 400 кВ-А до 10 МВ-А при выполне-
нии сетей кабелями является приемником II катего-
рии (за исключением приемников I категории).
Схема электроснабжения города базируется на за-
данных источниках питания. Вместе с этим должны
быть выбраны, с одной стороны, источники для пита-
ния отдельных городских районов и крупных потре-
бителей в виде городских или промышленных под-
станций. С другой стороны, должны быть установ-
лены источники, предназначенные непосредственно
для питания системы электроснабжения города —
районные подстанции энергосистемы.
Основной особенностью электропотребления го-
рода является беспрерывное увеличение его как за
счет естественного роста, так и за счет новых потре-
бителей.
Для представления о темпах роста электропотреб-
ления городов можно привести пример электрических
сетей Ленинграда. В частности, за десятилетие
1961—1970 гг. суммарное электропотребление города
увеличилось в 1,7 раза. При этом расход энергии в
промышленности возрос в 1,5 раза, для нужд город-
ского транспорта в 1,9 раза, водопровода и канали-
зации в 1,75 и предприятий общественно-коммуналь-
ного обслуживания всех остальных видов в 1,6 раза.
Бытовое электропотребление населения города за
указанный период возросло в 2,5 раза. Примерно
в этих же размерах увеличивается электрическая на-
грузка перечисленных групп городских потребителей.
Таким образом, с учетом всех отмеченных харак-
теристик могут быть сформулированы основные тре-
бования, которым должна удовлетворять рационально
построенная система электроснабжения города.
Прежде всего система должна быть выполнена
244
таким образом, чтобы суммарные приведенные за-
траты, связанные с ее сооружением и последующей
эксплуатацией, были минимальными.
Надежность электроснабжения, создаваемая си-
стемой, должна находиться в пределах, регламенти-
руемых ПУЭ, который устанавливает объем резерв-
ных элементов системы для обеспечения питания
потребителей города на полную мощность при различ-
ных режимах ее работы. Выбор расчетных режимов
производится согласно требованиям соответствующих
разделов ПУЭ, учитывающих плановые и аварийные
отключения отдельных элементов системы, возмож-
ность совпадения этих отключений и т. д. [32].
Система должна обеспечивать питание каждого
узла потребителей с общей нагрузкой выше 10 МВ-А
от двух независимых источников с автоматическими
вводом резервных элементов и переключением пита-
ния с одного источника на другой.
При выборе схемы электроснабжения следует учи-
тывать гибкость системы, т. е. ее приспособляемость
к разным режимам распределения мощности, возни-
кающим в процессе работы. Особенно резкое измене-
ние 'режима работы возникает при внезапных отклю-
чениях отдельных элементов системы вследствие
аварийного повреждения различного оборудования,
кабелей и т. д. Следует считаться с необходимостью
отключения элементов системы для ремонтных ра-
бот, испытаний, осмотров и других эксплуатацион-
ных надобностей.
При определении принципов построения системы
электроснабжения города необходимо стремиться
к тому, чтобы система обеспечивала потребность
в энергии во все возрастающих размерах, имея в виду
беспрерывный рост нагрузки в течение длительного
времени, не требуя каких-либо коренных изменений
как ее отдельных элементов, так и системы в целом.
Одновременно с этим, если возникает необходимость
из-за увеличения нагрузки после длительного проме-
жутка времени или появления нового обрудования
с улучшенными технико-экономическими показате-
лями, система должна иметь возможность быть пре-
образованной в другую систему электроснабжения.
Проектирование системы электроснабжения дол-
245
жно выполняться с выявлением очередности развития
на срок не менее 10 лет и возможности последую-
щего ее расширения.
Зарубежные специалисты считают наиболее рацио-
нальным сооружение системы отдельными этапами,
исходя из увеличения нагрузки в два, три, четыре
раза и т. д., не привязывая начало сооружения каж-
дого этапа к календарному сроку, а в зависимости от
реальных темпов роста нагрузки. На одном из эта-
пов в случае необходимости может быть предусмот-
рено преобразование системы электроснабжения по
другому принципу.
Существенным требованием является необходи-
мость поддержания мощности короткого замыкания
в пределах, допустимых для используемой аппара-
туры, на всех стадиях развития системы. Последнее
может осуществляться за счет деления системы на
части, раздельной работы трансформаторов, исполь-
зования реакторов и т. д. (в зависимости от этапа
развития системы).
При всех расчетных режимах работы системы
должно обеспечиваться требуемое качество -энергии,
подаваемой потребителям.
Требуемый уровень напряжения обеспечивается
соответствующим выбором параметров отдельных
элементов системы, а также за счет применения спе-
циальных мер, например, установки на ЦП трансфор-
маторов с регулированием напряжения под нагруз-
кой, использованием конденсаторных установок про-
мышленных предприятий не только для компенсации
реактивной мощности, но также для регулирования
напряжения и т. п.
Подчеркнем экономическую целесообразность ис-
пользования средств регулирования напряжения в си-
стеме электроснабжения города, так как в этом слу-
чае речь идет об использовании средств для значи-
тельной совокупности потребителей.
При выборе отдельных элементов системы элек-
троснабжения необходимо стремиться к осуществле-
нию совместного питания различных групп потреби-
телей. Между тем до настоящего времени отмечается
использование отдельных элементов системы (линий,
подстанций) для обособленного питания потребите-
246
лей, что определяется различной ведомственной под-
чиненностью потребителей. Последнее ведет к созда-
нию в сетях необоснованных резервов [19].
Согласно ПУЭ [32], вопросы электроснабжения
потребителей должны решаться комплексно с учетом
состояния энергетики данного района и выявления
всех его потребителей. С целью уменьшения в элек-
трических сетях резервов рекомендуется устройство
связей между сетями различных ведомств (промыш-
ленные предприятия, коммунально-бытовые потреби-
тели и т. д.) для взаимного резервирования нагрузок.
Указанные требования определяются целесообраз-
ностью использования одних резервных элементов
в схемах питания потребителей. Кроме того, разный
характер потребления создает условия для более ра-
ционального использования одного и того же элемента
системы в схеме питания разных потребителей за счет
разновременности максимума их нагрузки.
Степень реализации указанных требований, при
выполнении системы электроснабжения любого го-
рода, определяется местными условиями, которые бу-
дут накладывать специфический отпечаток на выпол-
нение как отдельных элементов, так и системы в це-
лом.
7-2. Идеальная система электроснабжения города
Отмеченные в предыдущем параграфе основные требования
к рациональной системе электроснабжения города послужили
основанием для разработки идеальной системы, которая удовлет-
воряла бы всем поставленным выше условиям и была практиче-
ски осуществима.
Решение такой задачи встречается в работах зарубежных
авторов [55]. Применительно к крупным и средним городам, в ча-
стности, может быть рассмотрена система питания, базирую-
щаяся на использовании только двух напряжений: НО и 10 кВ.
Сеть 110 кВ выполняется в виде кольца, охватывающего город.
Принципиальная схема идеальной системы указана на рис. 7-1.
Территория города для выбора параметров основных эле-
ментов системы рассматривается состоящей из трех частей: цен-
тральной, с наибольшей плотностью нагрузки, средней части и
окраины города, имеющей наименьшую плотность нагрузки.
Для электроснабжения центральной части города предусмат-
ривается сооружение достаточно мощной подстанции 110/10 кВ,
247
ПИтайие Которой осуществляется За Счет диаметральной электри-
ческой связи НО кВ, проходящей через город (рис. 7-1).
Источники питания, расположенные на территории города
и вне его пределов, отдают энергию непосредственно в кольцо
ПО кВ, которое является как бы сборными шинами всех ис-
точников питания города. С помощью кольца осуществляется их
параллельная работа.
Одновременно с этим за счет городских подстанций
110/10 кВ, расположенных вдоль кольца, в центрах нагрузки от-
дельных районов города производится отвод энергии в распре-
делительные сети 10 кВ. Количество кольцевых подстанций
110/10 кВ определяется местными условиями, в частности, оп-
Рис. 7-1. Идеальная система
электроснабжения города
тимальной мощностью подстан-
ций, или нагрузкой крупных
потребителей.
Для создания наиболее
благоприятных условий распре-
деления энергии в системе и
осуществления наивыгодней-
шнх режимов ее работы реко-
мендуется соответствующее
чередование по длине кольца
ПО кВ присоединений источ-
ников питания и понизитель-
ных подстанций.
Число линий кольца ПО кВ.
а также их конструктивное вы-
полнение определяется мест-
ными условиями. На окраинах
города оно может быть в виде
воздушных линий, что удешевляет систему электроснабжения,
диаметральная связь ПО кВ выполняется во всех случаях кабе-
лями.
Общая пропускная способность кольца 110 кВ должна быть
такой, чтобы электроснабжение города сохранялось при различ-
ных аварийных режимах: при повреждениях и внезапном вы-
ходе из строя отдельных частей системы. Режим работы кольца
ПО кВ и схемы кольцевых подстанций, кроме того, учитывают
допустимые условия мощности короткого замыкания в распре-
делительных сетях 10 кВ.
Рассматриваемая система на протяжении длительного про-
межутка времени будет удовлетворять всем отмеченным выше
условиям и прежде всего возможностям ее дальнейшего расши-
рения без коренной ломки. При этом но мере увеличения на-
грузки городских потребителей и появления новых объектов
соответствующее развитие системы может производиться раз-
ными путями (рис. 7-2). В частности, пропускная способность
сети 110 кВ практически может как угодно увеличиваться за
счет увеличения числа линий 110 кВ, т. е. путем многократного
повторения кольца ПО кВ. При этом новые линии ПО кВ могут
прокладываться по другим трассам города с сооружением до-
полнительных подстанций 110/10 кВ в центрах нагрузки.
Вместе с этим могут предусматриваться дополнительные
диаметральные связи НО кВ с новыми подстанциями 110/10 кВ,
а также подстанции глубокого ввода НО кВ.
248
Рис. 7-2. Развитие системы электро-
снабжения
В зависимости от нагрузки системы электроснабжения И
местных условий ее питание может усиливаться путем подачи
энергии от внешних источников питания при более высоком на-
пряжении, например 380 кВ (рис. 7-2). При этом в узловых
пунктах отдельные части кольца ПО кВ соединяются таким об-
разом, чтобы мощность короткого замыкания в каждой точке
сети 110 кВ находилась в заданных пределах. В связи с этим
каждое кольцо НО кВ системы по местным условиям может
работать независимо одно от другого, и в этом случае имеются
как бы две самостоятельные системы электроснабжения, которые
связываются между со-
бой только на более
высоком напряжении
380 кВ.
По мере роста на-
грузки города дальней-
шее развитие его систе-
мы электроснабжения
выполняется за счет со-
здания кольцевой сети
380 кВ и увеличения ко-
личества опорных под-
станций 380/110 кВ.
С развитием сети 380 кВ
кольцевая сеть 110 кВ
начинает терять свое
значение и постепенно
преобразуется в распре-
делительную сеть. Ее
развитие ограничивается.
Усиление пропускной спо-
собности системы элек-
троснабжения
дится
ния
ПО
ний
ции
ния
ввода. Таким образом происходит
ния в систему более высокого напряжения, что диктуется бес-
прерывным увеличением электрической нагрузки городов.
В рассматриваемых материалах [16, 55] идеальной системе
электроснабжения не противопоставляются другие принципы ее
осуществления, в связи с чем нельзя вынести суждение об ис-
тинной экономической целесообразности идеальной системы. По-
ставленная задача решена только технически, без экономиче-
ских обоснований.
Однако необходимо подчеркнуть, что рассматриваемая иде-
альная система отвечает большей части отмеченных выше тре-
бований к электроснабжению города. Кроме того, идеальная
система, а также отдельные элементы ее построения находят
соответствующее отражение в системах питания современных го-
родов.
9 В. А. Козлов
произво-
путем размыка-
кольцевой сети
и заводки ее ли-
повые гюдстан-
кВ
на
380/110 кВ. При этом
города начинает
сеть 110
выполнять
кВ в системе электроснабже-
только функцию глубокого
естественный процесс введе-
249
Естественно, что существующие системы электроснабжения
в той или иной мере отличаются от идеальной системы. Послед-
нее определяется специфическими условиями отдельных городов
и в первую очередь условиями увеличения нагрузки их потреби-
телей, количеством и характеристикой источников питания, на-
личием связей с другими источниками питания и энергосисте-
мой и т. д. Сильное влияние на принципы построения системы
электроснабжения оказывают исторические условия развития
города.
Для представления о возможных путях решения проблемы
рационального осуществления электроснабжения города на при-
мере некоторых крупных городов рассмотрим различные прин-
ципы 'электроснабжения.
7-3. Особенности электроснабжения отдельных
потребителей
Перед рассмотрением конкретных систем электроснабжения
городов отметим основные особенности осуществления их низ-
ших ступеней, имея в виду распределительные сети 6—10 кВ,
а также элементы питания самостоятельных потребителей.
Основные принципы построения распределительных сетей
напряжением 6—10 кВ достаточно хорошо известны из литера-
туры [17]. Эти сети предназначаются для электроснабжения
коммунально-бытовых и мелких промышленных потребителей го-
рода. В их состав включаются также сети 6—10 кВ, составляю-
щие систему электроснабжения средних и крупных промышлен-
ных предприятий, расположенных на территории города.
В соответствии с § 4.31 ВСН 97—75, для отечественных го-
родов выполнение таких сетей регламентировано по так назы-
ваемому принципу петлевой схемы, имея в виду двустороннее
питание каждой ТП по сети 6—10 кВ. В сети 0,4 кВ предусмат-
ривается одно- и двустороннее питание потребителей в зависи-
мости от характера электропрцемников последнего. Петлевая
сеть 0,4 кВ может опираться на разные ТП, что увеличивает
надежность электроснабжения потребителей. В рассматриваемой
сети резервирование трансформаторов ТП предусматривается че-
рез сеть 0,4 кВ. Объем резервирования определяется местными
условиями. Наличие развитой сети 0,4 кВ создает условия для
осуществления параллельной работы трансформаторов ТП через
сеть 0,4 кВ. В таком случае сеть носит название полузамкнутой.
В связи с беспрерывным ростом электрификации городских
потребителей увеличиваются требования к надежности их элек-
троснабжения. В результате возникает необходимость в более
глубоком резервировании распределительных сетей и использо-
вании в таких сетях средств автоматики для ввода резервных
элементов при возникающих нарушениях нормального режима
сети. Внедрение автоматизированных сетей связано с дополни-
тельными капитальными затратами, допустимая величина ко-
торых по сравнению со стоимостью петлевых сетей указана
в § 4.31 ВСН 97—75.
В отечественных условиях решение вопросов автоматизации
распределительных сетей пошло по пути их выполнения по так
250
называемой многолучевой схеме с устройствами ЛВР при напря-
жении 6—10 кВ или 0,4 кВ [17]. При этом практика сооружения
таких сетей показала, что их стоимость значительно превышает
значения, регламентированные § 4.31 ВСН 97—75. По этой при-
чине возникает необходимость разработки технических решений,
направленных на снижение стоимости автоматизированных сетей.
Представляется, что реализовать эти требования можно пу-
тем выполнения распределительных сетей на так называемой
замкнутой схеме при напряжении 0,4 кВ. Принцип построения
такой сети указан на рис. 7-3. В данном случае предусматрива-
ется сочетание радиальной сети 6-10 кВ с замкнутой сетью
Рис. 7-3. Принцип построения замкнутой сети
0,4 кВ. При этом резервирование длиной 6—10 кВ и трансфор-
маторов ТП осуществляется через сеть 0,4 кВ, параметры кото-
рой выбираются с учетом этого условия. Селективность в ра-
боте защиты сети 0,4 кВ и автоматизация электроснабжения
обеспечиваются так называемым автоматом обратной мощности
Л, устанавливаемым в каждой ТП на трансформаторе со сто-
роны вторичного напряжения.
Замкнутые сети создают весьма высокую надежность элек-
троснабжения потребителей П и допускают предельное упроще-
ние конструктивного выполнения ТП, что сказывается на стои-
мости сетей. При этом следует отметить, что практика
выполнения замкнутых сетей значительно отличается от кон-
структивного выполнения отечественных сетей. Как видно из
рис. 7-3, распределительные сети 6—10 кВ выполняются ради-
альными, а ТП присоединяются с помощью отпайки от линий.
Такое выполнение сокращает протяженность сети 6—10 кВ на
10—20%, в зависимости от местных условий, против выполне-
ния распределительной сети с использованием петлевых линий
6—10 кВ и их захода двумя концами в каждую ТП.
Присоединение ТП к распределительной линии 6—10 кВ
с помощью отпайки исключает необходимость РУ 6—10 кВ
в ТП. В результате в зарубежной практике в замкнутых сетях
применяются только КТПН, выполненные в виде одного аппа-
9*
251
рата. При этом кабель 6—10 кВ заходит непосредственно в бак
трансформатора и на баке, кроме того, устанавливается РУ
напряжением 0,4 кВ. Такие комплектные аппараты коренным
образом решают вопросы безопасности обслуживающего персо-
нала (РУ 6—10 кВ в ТП отсутствует), а также приемы экс-
плуатации распределительной сети. В частности, при наличии
рассматриваемых КТПН никаких ремонтных работ на месте их
установки не производится. В случае возникновения поврежде-
нии производится замена блока с поврежденным элементом или
замена целиком КТПН. Стоимость эксплуатации сетей значи-
тельно снижается.
К сожалению, замкнутые сети в отечественных городах не
нашли необходимого распространения. В результате потенци-
альные возможности упрощения распределительных сетей, сни-
жения стоимости сооружения и применения более совершенных
методов их эксплуатации остаются нереализованными.
В этой связи следует также отметить, что отечественные
городские сети выполняются по двухзвеньевому принципу, имея
в виду дополнение распределительных сетей 6—10 кВ промежу-
точным звеном, так называемыми питающими сетями того же
напряжения. Если использование питающих сетей 6—10 кВ
в системах электроснабжения крупных общественно-коммуналь-
ных объектов и промышленных предприятий является неизбеж-
ным и диктуется величиной электрической нагрузки этих потре-
бителей, то для распределительных сетей общего назначения
введение указанного промежуточного звена нецелесообразно [17].
Эта нецелесообразность усиливается вместе с увеличением плот-
ности нагрузки городских районов, так как последнее обуслов-
ливает укрупнение мощности трансформаторов ТП. В практике
зарубежных сетей питающие сети 6—10 кВ в настоящее время
не находят применения.
Ряд работ московских проектных организаций, а также ин-
ститута Ленпроект показали справедливость этих сомнений.
В частности, целесообразность питающих сетей 6—10 кВ по-
дробно проверялась на примере электроснабжения весьма круп-
ного нового жилого района Ленинграда. Рассматривались ва-
рианты питания района с осуществлением распределительных
сетей 6 кВ непосредственно от источника питания; с осущест-
влением питающих сетей 6 кВ и трех РП; с питающими сетями
и двумя РП, с пониженными требованиями к надежности элек-
троснабжения. Относительные показатели вариантов приведены
в табл. 7-1.
Приведенные данные свидетельствуют о рациональности осу-
ществления распределительных сетей 6—10 кВ города без при-
менения промежуточного звена — питающих сетей. Этот вывод
подтверждается § 4.26 ВСН 97—-75, где указано, что целесообраз-
ность сооружения РП должна быть обоснована сравнением с ва-
риантом непосредственного питания распределительных сетей от
источника.
В последние годы в городах СССР появляются крупные ад-
министративные и общественно-коммунальные сооружения по-
вышенной этажности. Системы их электроснабжения требуют
специфического подхода, при этом может быть использован
опыт зарубежных стран.
252
0
Таблица 7-1
Относительные показатели вариантов
распределительных сетей, %
Вариант Стоимость сооружения Расход кабеля Вес провод- никового металла
Без РП 100 100 100
3 РП 125 по 114
2 РП 110 103 105
В составе городских потребителей все больше появляются
электроприемники, предъявляющие весьма жесткие условия к на-
дежности их электроснабжения и качеству электрической энер-
гии. К ним относятся операционные отделения с аппаратурой
для реанимации больных, различного рода АСУ, вычислительные
центры, средства связи и т. п. Для таких установок возможно
применение автономных источников, наряду с использованием
независимых источников энергосистемы.
Для электроприемииков, недопускающих перерывов электро-
снабжения и требующих энергии весьма высокого качества, раз-
работаны специальные устройства гарантированного питания.
Принципиальная схема одного из возможных вариантов такого
рода устройств представлена на рис. 7-4.
Насматриваемая система работает параллельно с двумя не-
зависимыми источниками энергосистемы и включает следующие
основные узлы: тиристорный преобразователь с анодным реакто-
ром Т, электромашиниый инвертор ЭМИ, содержащий двигатель
постоянного тока Д, тахогенератор ТГ и синхронный генератор
СГ. Для поддержания отклонений и’ колебаний напряжения,
с учетом напряжений нулевой и обратной последовательности
и внешних гармонических составляющих, а также несинусоидаль-
пости формы кривой напряжения, отклонений и колебаний ча-
стоты в установленных пределах, в системе используется фазо-
импульсное управление тиристорной группой и автоматизирован-
ная система возбуждения АРВ.
Построение систем электроснабжения промышленных пред-
приятий производится [27, 40] с учетом следующих специфиче-
ских особенностей:
а) концентрации приемников на ограниченной территории
предприятия, что обуславливает относительно большую плот-
ность нагрузки;
б) прогрессивного увеличения общей нагрузки предприятий
за счет их систематического расширения и постоянного повы-
шения уровня электрификации технологического процесса;
в) разнообразия приемников по мощности и режиму работы.
Нагрузки предприятий могут быть разбиты на три группы.
К первой относится распределенная по зданиям и территории
253
предприятия нагрузка, создаваемая многочисленными, но отно-
сительно маломощными приемниками, питание которых осуще-
ствляется от сети до 1000 В. Вторая группа представляет на-
грузку, сосредоточенную в виде двигателей значительной мощ-
ности, которые присоединяются непосредственно к сети свыше
1000 В. К третьей группе принадлежит нагрузка специальных
приемников, предназначенных для преобразования энергии,
электролизные ванны, электропечи и т. д. Характерной особен-
ностью промышленных предприятий является повышенное ис-
пользование максимума нагрузки, что оказывает серьезное
влияние иа выбор технико-экономических параметров системы
электроснабжения. Ввиду большой мощности предприятий и
значительной потребности в технологическом паре возможно
использование в системах электроснабжения местных источни-
ков питания. Внутренние электрические сети предприятий отно-
сительно короткие, единичные мощности понижающих трансфор-
маторов со вторичным напряжением до 1000 В крупнее. Однако
стремление к применению трансформаторов большой мощности
сталкивается с необходимостью использования аппаратуры до
1000 В с повышенной устойчивостью против действия токов ко-
роткого замыкания.
254
Рассмотрим Примеры осуществления системы электроснаб-
жения промышленного предприятия средней мощности. На
рис. 7-5 приведена принципиальная схема электроснабжения
предприятия с питанием от сети 10 кВ. В данном случае внеш-
няя система электроснабжения предприятия содержит питающие
линии 10 кВ от разных источников ЦП1 и ЦП2. Линии рабо-
тают раздельно, с устройством АВР на междусекционном вы-
ключателе сборных шин РП.
Рис. 7-5. Принципиальная схема электроснабжения завода
средней мощности
Построение внутризаводской распределительной сети 10 кВ
отличается относительной простотой, так как питание вспомога-
тельных цехов с неответственной нагрузкой (п/ст. № 3), а также
высоковольтных агрегатов производится по радиальной схеме.
На п/ст. № 1 и № 2 имеются приемники I категории, поэтому
предусматриваются два взаимно резервируемых трансформа-
тора с питанием от разных секций РП. При наличии на п/ст.
№ 3 приемников II категории резервирование их питания может
производиться от сети низкого напряжения.
Отметим, что основным принципом построения внутризавод-
ской распределительной сети является, как правило, се выпол-
нение по радиальной схеме с резервированием для приемников
высших категорий. По местным условиям находят применение
магистральные схемы различных модификаций.
255
Схема рис. 7-5 предусматривает питание прилегающего к за-
воду городского района, так как от шин РП отходят линии
10 кВ распределительной сети этого района. В данном случае
учитывается несовпадение максимума нагрузки завода и город-
ских потребителей. В результате совместное питание завода и
35-110 кВ
Рис. 7-6. Принципиальная схема электроснабжения крупного про-
мышленного предприятия
распределительной сети, в ряде случаев не требует усиления пи-
тающей сети 10 кВ по сравнению с ее осуществлением только
для электроснабжения завода.
Электроснабжение потребителей общественно-коммуналь-
ного характера, центральных водопроводных и канализационных
станций, трамвайных подстанций и т. д. в зависимости от их
мощности осуществляется по схеме, аналогичной рис. 7-5. Учи-
256
тывая, что такие потребители относятся к приемникам I кате-
гории, их питание во всех случаях производится от двух неза-
висимых источников с необходимым резервированием.
Если на территории города располагаются предприятия
крупной мощности (более 10 МВ-А), их электроснабжение мо-
жет осуществляться от самостоятельных понизительных под-
станций 35—НО кВ, входящих в систему электроснабжения го-
рода. Схема питания в таких случаях несколько усложняется.
Для примера на рис. 7-6 приведена принципиальная схема элек-
троснабжения одного из заводов. Из рисунка видно, что боль-
шее развитие получает внутризаводская сеть 6—10 кВ, с помо-
щью которой осуществляется электроснабжение крупных цехов
или групп цехов, характер построения которой остается неиз-
менным. Выделяются также приемники I категории.
Схема понижающей подстанции со стороны напряжения 35—
ПО кВ на рисунке не показана, так как ее выполнение опреде-
ляется условиями системы электроснабжения города. В частно-
сти, заводская ГПП может являться элементом кольцевой сети
35—110 кВ, тогда ее РУ 35—ПО кВ может быть достаточно
сложным; ГПП может осуществляться по схеме глубокого
ввода, с выполнением РУ 35—НО КВ по упрощенной схеме, с пи-
танием от одной из опорных понижающих подстанций городской
системы. Рассматриваемая заводская подстанция может быть
в равной мере использонана для совместного питания городских
потребителей прилегающего района (рис. 7-6).
Приведенные примеры подчеркивают, что любая электриче-
ская сеть, расположенная на территории города, является эле-
ментом его системы питания, и все вопросы, связанные с осу-
ществлением этих сетей, должны решаться в едином комплексе
па всех ступенях системы электроснабжения.
7-4. Система электроснабжения Ленинграда
Развитие системы Ленинграда может быть разбито на три
периода. Первые попытки применить электричество для освеще-
ния отдельных зданий и сооружений города относится ко вто-
рой половине прошедшего столетия. В частности, могут быть
отмечены местные установки для освещения Литейного моста,
Исаакиевского собора и т. д. Годом создания первой электри-
ческой сети считается 1883 г., когда частной компанией была
организована «Контора освещения Невского проспекта электри-
чеством». В течение года контора соорудила электрическую сеть
вдоль Невского проспекта на участке от Б. Морской ул. до
Аничкова моста. Для ее питания на р. Мойке около Строганова
моста на баржах была установлена центральная станция
с тремя локомобилями и 12 динамо-машинами.
30 декабря 1883 г. первая электрическая сеть города была
введена в эксплуатацию. Наряду с освещением Невского про-
спекта от сети производилось питание энергией отдельных по-
требителей.
После этого начался быстрый рост сетей города. 31 декабря
1885 г. вступила в строй вторая станция, расположенная за
257
Казанским собором, предназначенная для питания сети Невского
проспекта на протяжении до Знаменской площади. К 1887 г.
действовали уже три электростанции. От одной из них (Лева-
шовской) отходило 8 линий подземного кабеля. По мере раз-
вития сетей их конфигурация усложнялась: сети стали делиться
на магистральные, подходящие к распределительным колодцам,
и районные, отходящие от колодцев к потребителям. К 1889 г.
мощность, отпускаемая со станций, составляла 250 кВт, а про-
тяженность кабельных сетей достигала 115 км.
В 1898—1899 гг. на территории города были построены три
более крупные электрические станции, вырабатывающие энергию
переменного тока. Появляется конкуренция между энергоснаб-
жающими компаниями. Например, электростанция «Общества
электрического освещения 1886 г.» вырабатывала трехфазный
ток частотой 50 Гц с генераторным напряжением 2000 В. Стан-
ция общества «Гелиос» вырабатывала однофазный ток 50 Гц,
напряжением 3300 В, станция анонимного Бельгийского обще-
ства— однофазный ток 42,5 Гц, напряжением 2200 В. Общая
мощность станций составляла 15 750 кВт.
Благодаря преимуществам принятой системы тока наиболь-
шее развитие в городе получили электрические сети «Общества
электрического освещения 1886 г.». Они простирались от окраин
города, охватывая районы Невской, Московской и Нарвской за-
став, Охты, Пороховых, Лесного. Потребители находились на
расстоянии 11 —12 км от станции. К 1909 г. суммарная нагрузка
потребителей достигла 23 тыс. кВ • А. Общество вынуждено было
ввести генераторное напряжение 6 кВ, а также использовать
напряжение 20 кВ для передачи энергии в Царское Село и
Сестрорецк.
К 1916 г. в городе действовало 105 электростанций, с общей
установленной мощностью 193 тыс. кВт, при этом мощность
четырех центральных станций составляла 48%. Суммарная вы-
работка электрической энергии достигла 478 млн. кВт • ч. Отме-
чается широкое использование энергии в промышленности. На-
пример, из указанного количества энергии 68% приходилось на
двигательную нагрузку, 21,2% расходовалось на освещение, 9,8%
потреблял трамвай и 1 % — водопровод.
Соответственно получают развитие распределительные сети.
К 1916 г. общая длина кабельной сети составляла 2963 км,
число трансформаторов 5753 шт. и их суммарная мощность
167 тыс. кВ-А. Подавляющая часть сети была кабельной.
В 1916 г. был проложен кабель 20 кВ к быв. фабрике Торнтона,
что явилось первым шагом в передаче больших мощностей с ис-
пользованием кабельных линий.
В 1923 г. после Великой Октябрьской социалистической ре-
волюции и ликвидации послевоенной разрухи было осуществлено
соединение электрических сетей трех станций через специальные
разделительные трансформаторы, что позволило в определенной
мере регулировать режимы работы этих станций. 1923 г. можно
считать годом зарождения Ленинградской энергетической си-
стемы.
Начало второго этапа развития системы относится к 1925—•
1926 гг., когда в энергосистеме произошли коренные изменения.
Последнее было вызвано реализацией Ленинского плана элек-
258
трификации России (ГОЭЛРО), Согласно которому 19 декабря
1926 г. вступил в эксплуатацию первенец советской электрифи-
кации— Волховская гидроэлектростанция имени В. II. Ленина.
Для передачи энергии Волховской ГЭС в Ленинград были
сооружены две воздушные линии 110 кВ, которые подходили
к подстанции Северная с напряжением 110/35/6 кВ. Одновре-
менно для электроснабжения северной части города были вве-
дены в эксплуатацию три подстанции 35/6 кВ, питание которых
производилось по кабельным линиям 35 кВ от подстанции Се-
верная. В южной части города вошли в строи подстанция
35/6 кВ Нарвская и кабельная сеть 35/6 кВ, связавшая три го-
родские электрические станции. При этом была осуществлена
кабельная связь 35 кВ между одной пз подстанций 35/6 кВ се-
вера и электростанцией южной части города.
В результате на территории города была создана уникаль-
ная по тому времени кабельная сеть 35 кВ, общей протяжен-
ностью 70 км. Следует отметить прогрессивность, даже по на-
шим временам, решений, принятых при создании системы элек-
троснабжения города. Все понижающие подстанции, включая
подстанцию 110/35/6 кВ, были построены закрытыми. Вторичные
подстанции 35/6 кВ выполнялись по единому проекту с установ-
кой трансформаторов по 6 тыс. кВ А.
Следует особо подчеркнуть, что кабельная сеть 35 кВ, со-
единившая все подстанции и электростанции города, была вы-
полнена в виде кольца. С появлением сети 35 кВ на нее были
возложены функции осуществления параллельной работы гене-
рирующих источников питания и распределения энергии среди
районов города. Эта же сеть выполняла функцию глубокого
ввода высокого напряжения, поскольку она проходила по сло-
жившейся части города.
В 1930 г. было произведено усиление питания кольца 35 кВ
путем преобразования подстанции 35/6 кВ Нарвская, с введе-
нием напряжения ПО кВ, за счет связи подстанции с Волхов-
скими линиями ПО кВ. Подстанция напряжением 110/35/6 кВ
после ее реконструкции получила название Южная. В дальней-
шем она использовалась для питания новых подстанций 35/6 кВ.
сооружаемых в южной части города, а также на Васильевском
острове. Воздушные линии ПО кВ, связавшие Южную и Север-
ную подстанции, явились началом создания кольцевой сети
ПО кВ.
Бурный рост промышленности Ленинграда в годы первых
пятилеток потребовал сооружения новых источников питания.
В 1933 г. вошла в эксплуатацию Нижне-Свирская гидроэлек-
тростанция, энергия которой подавалась в город двумя воздуш-
ными линиями 220 кВ. Последнее привело к сооружению круп-
ной районной подстанции 220 кВ на окраине города, использо-
ванной для питания развивающегося кольца 110 кВ и линий
ПО кВ, отходящих в глубь города.
Развитие кольца ПО кВ проходило с некоторыми особен-
ностями, вызванными географическим положением Ленинграда:
с западной стороны город омывается водами Финского залива.
Сооружение воздушной линии ПО кВ на территории города
было невозможно, а прокладка кабеля 110 кВ для создания
замкнутого кольца в довоенные годы представлялась весьма
259
сложным п дорогим мероприятием. В связи с этим кольцо
НО кВ Ленинграда создавалось путем сооружения двухцепных
воздушных линий, охватывающих город только с трех сторон.
Распределительные устройства всех подстанцйй и присоединяе-
мых к кольцу источников питания выполнялись с двумя систе-
мами шин 110 кВ.
Такое построение сети ПО кВ обеспечивает ее большую
оперативную гибкость, позволяющую поддерживать необходимые
режимы работы системы энергоснабжения без нарушения надеж-
ности питания потребителей. Рассматриваемое выполнение обес-
печивает двустороннее питание каждой подстанции НО кВ, воз-
можность деления сети на части и т. д. При таком выполнении
питание потребителей западной части города осуществляется за
счет создания в этих районах городских подстанций 35 кВ,
связанных кабельными линиями 35 кВ с подстанциями 110/35 кВ.
По мере развития кольцевой сети ПО кВ кабельная сеть
35 кВ была разомкнута на части и в дальнейшем преобразована
в распределительную сеть. В 1931 г. была введена первая под-
водная кабельная линия 35 кВ большой протяженности, проло-
женная между Ленинградом и Кронштадтом, а также включена
впервые в СССР опытная маслонаполненная линия 110 кВ, ка-
бель для которой был изготовлен на заводе «Севкабель».
В эти же годы началось переустройство распределительных
сетей города путем ликвидации однофазных сетей напряжением
2,2 и 3,3 кВ и развитие трехфазной сети 6 кВ. Реконструкция
сети была ускорена наводнением 1924 г., когда из 5134 уста-
новленных трансформаторов 2325 оказались затопленными. Но-
вая распределительная сеть 6 кВ выполнялась по петлевой
схеме, с использованием в ТП трансформаторов мощностью до
320 кВ • А. Одновременно производился перевод трехпроводных
сетей 0,11 кВ на четырехпроводпые сети 0,22 кВ, с использова-
нием свинцовой оболочки действующих кабелей в качестве нуле-
вого провода. Это предложение, полностью оправдавшее себя
за более чем 40-летний период эксплуатации, следует рассмат-
ривать как незаурядное техническое решение. Целесообразность
этого решения была вторично подтверждена в конце шестиде-
сятых годов, когда низковольтная сеть города была переведена
на напряжение 0,38 кВ только путем смены трансформаторов
в ТП. Аналогичным образом следует оценивать предложение,
разработанное в рассматриваемый период, о переводе петлевой
сети 0,22 кВ в замкнутый режим, с осуществлением параллель-
ной работы трансформаторов разных ТП через эту сеть. Послед-
нее создавало предпосылки к выполнению сети 0,38 кВ по зам-
кнутой схеме.
Третий период развития системы относится к послевоенному
времени, после ликвидации тяжелых разрушений во время
блокады. Следует отметить вклад ленинградских энергетиков
в оборону своего города, героическую работу по обеспечению
города электрической энергией. В этой связи может быть отме-
чена единственная в своем роде электропередача «Волховская
ГЭС — Ленинград» через Ладожское озеро. Знаменитая «дорога
жизни», бывшая единственной транспортной магистралью между
Ленинградом и «Большой землей», одновременно являлась
трассой, по которой проходила линия для электроснабжения
260
Города. Несмотря па все попытки фашистских захватчиков разру-
шить Волховскую ГЭС имени В. И. Ленина, она продолжала
работать. Однако электрические связи станции с городом были
полностью разрушены. Тепловые электростанции города жестоко
страдали от недостатка топлива. В этих условиях было принято
решение о создании временной линии электропередачи между
городом и Волховской ГЭС.
Для максимального использования электрических сооруже-
ний, сохранившихся на узкой территории между городом и ГЭС,
и передачи возможно большей мощности напряжение ЛЭП было
принято 60 кВ. Линия работала с глухозаземленной нейтралью,
П/ст 16
35кВМ160кВ
Городское ”J<©-L____
кабельное [ 110кВ
кольцо 35кВ К©1
П/ст Ц
1*150
КЕМ
Г П/С7 о
П/ст 111 ЪЗкВ П/ст 26
2кВ ^3*500 60кВ35кВ
П/ст /I
ЬЗкТЯГ П/ёт~М
П/ст 25 П/ст 27
35кВ ЮкВ 60кВ
2*15 2*15
г 2(3*1f) ЮкВ
< э т л пз I гх к гтг
Дусьебо о
JL О Л /, С.
Рис. 7-7. Схема Волховских ЛЭП военного времени
что позволило использовать в необходимых случаях оборудо-
вание 35 кВ. Пересечение Ладожского озера было выполнено
кабельными линиями 10 кВ, с сооружением на обоих берегах
подстанций 60/10 кВ.
Принципиальная схема ЛЭП указана па рис. 7-7. Общая
длина передачи складывалась из 115 км воздушных и 22,5 км
кабельных линий. В условиях беспрерывной бомбежки враже-
ской авиации и боевых действий все сооружения ЛЭП были
построены в течение двух месяцев, и осенью 1942 г. энергия
Волховской ГЭС стала поступать в город.
В качестве примера решения задач, возникших при соору-
жении линий, отметим особенности прокладки кабельных линий
10 кВ через Ладожское озеро. Обычный способ прокладки кабе-
лей из-за беспрерывных бомбежек был неприемлем. Поэтому
каждая кабельная линия 10 кВ длиною 22,5 км предварительно
монтировалась из обычных строительных длин кабелей и уклады-
валась на большегрузной барже. Затем, невзирая на состояние
водной поверхности озера, кабельную линию на всем протяже-
нии 22,5 км прокладывали ночью за 12—14 ч. Таким образом
было проложено 5 кабельных линий.
Зимой 1942/43 г. для увеличения пропускной способности
линий за 12 дней была сооружена «ледовая» воздушная линия
передачи 60 кВ протяженностью 29,3 км непосредственно на
льду Ладожского озера. Весной она была демонтирована в те-
чение 4,5 суток, с вывозом провода, арматуры, леса и т. д.
Около двух лет эта электропередача снабжала город энергией.
261
Послевоенный период развития системы характеризуется
высокими темпами увеличения нагрузки потребителей. Поэтому
вводятся в эксплуатацию новые электрические станции на окра-
ине города и вне его пределов. Для приема возросших потоков
энергии создается кольцо 220 кВ, охватывающее город с восто-
ка, кольцо ПО кВ делится на части. Вводится в эксплуатацию
ряд новых подстанций ПО кВ, в том числе подстанций, выпол-
ненных по схеме глубокого ввода 110/6 кВ (ПГВ), максималь-
но приближенные к центральным районам города. Производится
Рис. 7-8. Система электроснабжения Ленинграда
1945—1970 гг.
усиление действующих кабельных сетей 35 кВ и подстанций
35/6 кВ. Общая протяженность кабельной сети 35 кВ составила
около 400 км. Схема электроснабжения города получает вид,
представленный иа рис, 7-8.
Дальнейший рост нагрузки города потребовал соответствую-
щих изменений системы электроснабжения. Для питания города
начало использоваться напряжение 330 кВ, которое является
системообразующим для северо-западных районов страны.
С введением напряжения 330 кВ принято принципиальное ре-
шение о преобразовании системы электроснабжения города к
виду .330/110/10 кВ. С этой целью предусматривается развитие
262
кольцевой сети и сооружение глубоких вводов 330 кВ, ограни-
чение сети 220 кВ, включая перевод действующих подстанций
220 кВ на 330 кВ, дальнейшее преобразование сети ПО кВ,
с сооружением новых подстанций глубокого ввода и использо-
ванием кабельных линий ПО кВ для их питания. Суммарная
протяженность кабельной сети 110 кВ в настоящее время со-
ставляет 98 км (в однофазном исчислении), кабельной сети 220
кВ —24 км.
Рис. 7-9. Принципиальная схема глубоких вводов
НО кВ
При построении кабельной сети 110 кВ, с целью ее удешев-
ления, в ряде случаев предусмотрено совместное питание под-
станций глубокого ввода 110 кВ, как это представлено на
рис. 7-9. За счет усложнения одной из подстанций (п/ст. 1),
имея в виду установку на ней двух выключателей (В1 и В2),
можно сократить прокладку кабелей ПО кВ против питания
каждой подстанции по двум самостоятельным линиям ПО кВ.
В связи с развитием глубоких вводов ПО кВ принято ре-
шение о «замораживании» кабельной сети 35 кВ с последую-
щей ее ликвидацией и переводом некоторых подстанций 35/6 кВ
па напряжение НО кВ.
Одновременно с этим поставлена задача перевода действую-
щей сети 6 кВ на напряжение 10 кВ с использованием сущест-
вующих кабельных линий и оборудования 6 кВ. С этой целью
новые понижающие подстанциии имеют напряжение 10 кВ или
два напряжения 6 и 10 кВ. Последнее рассматривается как вре-
менная мера, так как работы по переводу действующих сетей
6 кВ на напряжение 10 кВ являются достаточно трудоемкими и
требуют продолжительного времени.
263
220кВ
Рис. 7-10. Существующая схема электроснабже-
ния Ленинграда
Рис. 7-11. Характеристики распределительных сетей Ленинграда:
а — протяженность сетей; б — количество ТП
264
Схема электроснабжения города (без сети 35 кВ) имеет
вид, показанный на рис. 7-10.
Соответствующее развитие распределительных сетей напря-
жением до 10 кВ указано на рис. 7-11. По сравнению с 1945 г.
сеть 6—10 кВ выросла в четыре раза, сеть 0,38 кВ — в три
раза, установленная мощность трансформаторов ТП — в два
раза. Отмечается ускоренное развитие сети 10 кВ. Данные рис.
7-11 не охватывают крупные промышленные предприятия, кото-
рые имеют свои внутризаводские распределительные сети.
Изложенное позволяет проследить за эволюцией каждого
элемента системы электроснабжения с момента возникновения
первых электрических сетей города. Этот путь проходит от изо-
лированных электростанций, которые питали потребителей по
сети низкого напряжения, с последующим введением сетей бо-
лее высокого напряжения 2,2 и 3,3 кВ, а также 6 кВ.
По мере увеличения нагрузки отмечается повышение на-
пряжения. Распределительная сеть преобразуется из трехпро-
водной напряжением 0,1 кВ в четырехпроводную сначала
0,22 кВ, затем 0,38 кВ. Однофазная распределительная сеть на-
пряжением 2,2 и 3,3 кВ заменяется трехфазной 6 кВ, последняя
переводится на напряжение 10 кВ.
Аналогичное наблюдается при развитии электроснабжаю-
щих сетей. Первая кольцевая сеть 35 кВ заменяется кольцевой
сетью ПО кВ, преобразуется в распределительную, «заморажи-
вается», намечается к ликвидации. С появлением кольцевой
сети 220 кВ сеть ПО кВ превращается в распределительную.
Дальнейшее развитие системы электроснабжения Ленинграда
в окончательном виде, как указывалось, получит вид
330/110/10 кВ.
7-5. Системы электроснабжения Западного Берлина
и Гамбурга
Опубликованная литература [16] позволяет составить до-
вольно полное представление о развитии системы электроснаб-
жения Западного Берлина.
В 1925—1929 г. для питания Берлина была предложена си-
стема так называемого «группового включения» с замкнутой
сетью 30 кВ. Она имела две особенности. Во-первых, источники
питания связывались между собой через сеть 30 кВ, линии ко-
торой опираются на понизительные подстанции 30/6 кВ. Во-вто-
рых, на всех ступенях электроснабжения питание потребителей
осуществляется от двух независимых источников, для чего си-
стема электроснабжения разбивается на отдельные группы. При
необходимости разделение на группы может быть доведено до
распределительных подстанций и приемников 6 кВ.
Беспрерывный рост нагрузки в послевоенное время и дру-
гие условия потребовали введения в систему электроснабжения
более высокого напряжения—ПО кВ и соответствующей ре-
конструкции системы питания Западного Берлина. При этом
была признана целесообразность осуществления для питания
города кольцевой сети 110 кВ, с ограничением задач замкнутой
сети 30 кВ и ее постепенным размыканием.
265
Существующая принципиальная схема питания Западного
Берлина приведена на рнс. 7-12. Действующие электростанции
имеют свои районы сети 30 кВ. Для обмена мощностью между
источниками питания предусмотрены связи станции с кольцом
НО кВ с помощью повышающих трансформаторов 30/110 кВ.
Другие источники питания отдают свою мощность только
в кольцо ПО кВ.
Некоторые иногородние станции ввиду дальности располо-
жения связаны с системой электроснабжения Западного Бер-
лина линиями 220—380 кВ.
Рис. 7-12. Принципиальная схема электро-
снабжения Западного Берлина
Через районные подстанции 110/30 кВ мощность кольца от-
водится к городским подстанциям 30/6 кВ и далее в распреде-
лительные сети более низкого напряжения. Для передачи энер-
гии в центральные районы города проложены сдвоенные ка-
бельные линии ПО кВ большой пропускной способности. Эти
линии пересекают город в двух взаимно перпендикулярных на-
правлениях, а в центре города, в точке пересечения указанных
линий, имеется крупная подстанция 110/30 кВ.
Трассы кольцевых кабелей 110 кВ выполнялись таким обра-
зом, чтобы они проходили вблизи больших действующих под-
станций 30/6 кВ или в местах наибольшего скопления кабелей
30 кВ. Последнее позволило действующие подстанции 30/6 кВ
с небольшими затратами реконструировать в кольцевые под-
станции 110/30 кВ.
Источники питания и подстанции 110/30 кВ по длине
кольца чередуются, чтобы снизить необходимый транзит мощ-
ности при аварийных режимах. Созданное в Западном Берлине
266
кабельное кольцо ПО кВ вместе с диаметральными связями
имеет значительные размеры: его суммарная длина составляет
206 км (в трехфазиом исчислении).
В последнее время рассматриваются вопросы создания
кольцевой сети 380 кВ, перевод действующих сетей 6 кВ на на-
пряжение 10 кВ, использование глубоких вводов 110/10 кВ, ис-
ключение из системы промежуточного напряжения 30 кВ.
В сетях Гамбурга используются три напряжения: ПО, 25 и
6 кВ. По мере роста нагрузки также возникла проблема рекон-
струкции системы электроснабжения города. Разработка новой
системы осуществлялась в два этапа. При этом определение оп-
тимальных параметров отдельных элементов системы производи-
лось в общем виде на условных схемах, выбор принципов по-
строения сетей ПО и 25 кВ осуществлялся путем проработки
конкретных вариантов с учетом местных особенностей электро-
снабжения города.
Сравнение технико-экономических показателей идеализиро-
ванных передач энергии определило, что рациональность пе-
редачи энергии при напряжении 110 кВ по сравнению с напря-
жением 25 кВ имеет место при мощности передачи более 180
МВ-А. Для плотности нагрузки между 20 и 50 МВ-А/км2 опти-
мальная мощность подстанции — свыше 200 МВ • А. Сеть трех
напряжений 110/25/6 кВ города должна дополняться непосред-
ственной трансформацией 110/6 кВ в пределах 23% от суммар-
ной мощности.
При определении общих принципов построения системы
электроснабжения было признано нецелесообразным по местным
условиям создавать кольцо ПО кВ вокруг города. Первый ва-
риант системы предусматривал перевод питания пяти действую-
щих подстанций 25 кВ на напряжение ПО кВ с применением
на подстанциях трех напряжений 110/25/6 кВ и доведением их
мощности до 90 МВ-А.
Второй вариант электроснабжения базировался на переводе
четырех действующих подстанций 25 кВ на напряжение
110/25/6 кВ с доведением мощности каждой подстанции до
200 МВ • А. Питание подстанций, переводимых на напряжение
110 кВ, намечалось осуществить радиальными линиями от раз-
ных источников питания. Результаты расчетов на модели пока-
зали преимущества этого варианта, и он был принят для реа-
лизации.
Для увеличения пропускной способности действующей сети
25 кВ выполнялся перевод подстанций 25/6 кВ на напряжение
ПО кВ. На рис. 7-13, где указывается пропускная способность
условного узла сети 25 кВ до и после перевода двух его под-
станций 25 кВ на напряжение 110 кВ. Если до реконструкции ус-
ловная пропускная способность рассматриваемого узла сети
25 кВ составляла 4S, то путем введения напряжения ПО кВ она
увеличивается до 13 S. В результате, если до реконструкции
в сети 25 кВ имелось четыре подстанции мощностью S, то после
перевода двух подстанций 25 кВ на напряжение ПО кВ может
быть сооружено еще дополнительно девять подстанций 25/6 кВ
указанной мощности, что достигается за счет производства
в сети 25 кВ Минимальных работ.
Принципиальная схема узла сетей 25 и ПО кВ, а также
267
Рис. 7-13. Увеличение пропускной способности се-
ти 25 кВ
Рис. 7-14. Принципиальная схема типового узла и подстанций
25—110 кВ
268
типовой подстанции 110/25/6, кВ, по которой производилась ре-
конструкция действующей системы электроснабжения города,
указана на рис. 7-14. Как отмечалось, мощность подстанции
110/25/6 кВ была принята в пределах оптимальной, т. е.
200 МВ • А. Для питания близрасположенного района преду-
сматривается установка двух трансформаторов 25/6 кВ, мощ-
ностью по 20 МВ А.
Мощность трансформаторов 110/25 кВ определялась допол-
нительными исследованиями с учетом перегрузочной способно-
сти трансформаторов и требуемой надежности питания потре-
бителей. В результате выявилось: оптимальное решение — уста-
новка четырех трансформаторов по 40 МВ • А. Питание под-
станции предусматривается тремя кабелями ПО кВ, связанными
с разными опорными подстанциями 110 кВ города. Один из ка-
белей — резервный. От каждой рассматриваемой подстанции
110 кВ осуществляется питание четырех подстанций 25/6 кВ по
радиальной схеме (рис. 7-14). При этом для питания каждой
подстанции 25/6 кВ используется четыре кабеля 25 кВ. Типовая
подстанция 25/6 кВ предусматривает установку двух трансфор-
маторов по 20 МВ • А и одного резервного трансформатора
12,5 МВ-А.
Трансформаторы на подстанциях работают раздельно на
стороне вторичного напряжения. Регулирование напряжения
производится только на подстанциях НО кВ. Подстанции
25/6 кВ — без обслуживающего персонала. Все подстанции вы-
полнены закрытыми. В последнее время в Гамбурге начала
применяться непосредственная трансформация со ПО на 10 кВ
и рассматриваются вопросы исключения ступени напряжения
25 кВ.
7-6. Системы электроснабжения Лондона и Парижа
В послевоенное время для Англии, как и для других стран
Западной Европы, характерно беспрерывное совершенствование
электрических сетей. В частности, сокращается количество ис-
пользуемых напряжений и число трансформаций энергии, пре-
имущественное применение имеют комплектное оборудование и
подстанции, отмечается разработка определенных принципов
построения электрических сетей на длительный расчетный срок
и т. п.
В этом отношении весьма характерно развитие системы
электроснабжения Лондона [2], в которой в довоенное время
использовалось более 20 напряжений. Разработанный принцип
построения системы электроснабжения города предусматривает
максимальное сокращение числа трансформаций, типизацию
схемных решений на каждой ступени электроснабжения и кон-
структивное выполнение сетевых сооружений на базе исполь-
зования только комплектного оборудования. В связи с большой
протяженностью действующих сетей города при разработке
принципа построения его системы учитывалось состояние суще-
ствующих сетей и возможность их использования для последу-
ющей эксплуатации. По этой причине в системе электроснабже-
ния были оставлены действующие сети некоторых промежуточ-
ных напряжений.
269
В настоящее время система Лондона базируется на исполь-
зовании напряжений 275 и 400 кВ, а также линий постоянного
тока. Для распределения энергии среди отдельных районов и
крупных потребителей города применяются напряжения 132, 33
и 11 кВ. Сети других напряжений, как, например, 66 и 6,6 кВ,
ликвидируются путем замены или перевода на указанные ос-
новные напряжения.
132 кЕ
Рис. 7-15. Типовая схема отдельного узла
электроснабжения Лондона
Типовая схема отдельного узла электроснабжения города
дана на рис. 7-15. На головной подстанции узла предусматри-
вается установка четырех трансформаторов 132/33 кВ, мощно-
стью 45 МВ • А, каждый из которых присоединен к линии
132 кВ. При напряжении 33 кВ используется двойная секцио-
нированная система шин, трансформаторы работают парал-
лельно, попарно на секции шин.
От каждой головной подстанции питаются три вторичные
подстанции 33/11 кВ, на которых устанавливается 4 трансфор-
матора мощностью 15 МВ-А. Выполнение подстанции при на-
пряжении 11 кВ и режим работы трансформаторов аналогичны
270
подстанции 132/33 кВ. В новых районах промежуточная транс-
формация 132/33 кВ исключается и в.торичнце подстанции вы-
полняются напряжением 132/11 кВ (н)ст. С).
Вторичные подстанций имеют четыре секции РУ 11 кВ, от
каждой из которых отходят четыре линии распределительной
сети 11 кВ, предназначенные для питания отдельных участков
сети 0,415 кВ (Bl, В2, ВЗ и В4). Построение распределитель-
ной сети имеет свои особенности. Применительно к участку В2
схема такой сети показана на рис. 7-16.
Рис. 7-16. Схема построения распределительных
сетей Лондона
Каждая отходящая от подстанции распределительная ли-
ния 11 кВ питает одну часть кольцевой распределительной сети
11 кВ рассматриваемого участка В2 сети 0,415 кВ. В свою оче-
редь к участку кольцевой сети 11 кВ присоединены 8—10 ТП
с трансформаторами 500 кВ • А, которые работают параллельно
через сеть 0,415 кВ (участки НН). Участки кольцевой сети
имеют связи 11 кВ между собою, а также две связи с другими
кольцевыми участками рассматриваемой подстанции 33/11 (В1
и В4) и две связи с участками других подстанций (А2 и С1).
Отдельные участки сети 0,415 кВ (НН1, НН2, ННЗ и НН4)
связаны через предохранители так называемой «слабой связи»
271
Присоединение ТП к распределительной линии И кВ в рас-
сматриваемом случае производится с помощью двух выключа-
телей нагрузки, которые вместе с выключателем трансформа-
тора 500 кВ • А составляют единое герметическое маслонапол-
ненное устройство.
В районах с высокой плотностью нагрузки сеть 0,415 кВ
выполняется по замкнутой схеме. По этой причине в распреде-
лительной сети 11 кВ, в отличие от рис. 7-16, предусматрива-
ется так называемое переплетение линий 11 кВ, отходящих от
понижающей подстанции, с соответствующим изменением ком-
мутации кольцевой сети 11 кВ. Для защиты сети 0,415 кВ ис-
пользуются автоматы обратной мощности и предохранители.
Предусматривается дальнейшее упрощение ТП за счет их при-
соединения к кольцевой сети с помощью глухой отпайки, что
позволяет выполнять ТП в виде единого комплектного аппа-
рата.
Понижающие подстанции, размещаемые среди городской
застройки, обычно закрытого типа, включая подстанции напря-
жением 275/132 кВ. Ряд вторичных понижающих подстанций
размещен под землей. Ввиду жестких габаритных ограничений
для РУ высоких напряжений все шире используются КРУ с эле-
газовым наполнением.
Система электроснабжения Парижа до национализации
энергетического хозяйства Франции отличалась пестротой ис-
пользуемых электрических сетей. В начале семидесятых годов
была проведена специальная работа, в результате которой оп-
ределились принципиальные положения по созданию так назы-
ваемой новой системы электроснабжения города на расчетный
срок до 2000 г. [47]. Следует подчеркнуть оригинальность при-
нятых при этом решений.
Суммарная электрическая нагрузка района большого Па-
рижа, территория которого была условно разбита на четыре
зоны, к 2000 г. должна находиться в пределах 42 500 МВ • А.
Она будет обеспечиваться за счет собственных электростанций
в размере 8950 МВ А, за счет получения мощности от внешних
источников питания в размере 33 550 МВ • А.
Кольцевая сеть и основные опорные подстанции предусмат-
риваются напряжением 730 кВ. В начальный период для этих
целей будет служить напряжение 380 кВ. Распределение энер-
гии среди районов города намечается при напряжении 225 кВ
путем создания соответствующих узлов сети указанного напря-
жения, которая будет выполнять своеобразную роль глубокого
ввода. Схемы построения отдельных узлов сети 225 кВ не-
сколько отличаются в зависимости от рассматриваемой зоны
Парижа.
Каждый узел сети 225 кВ содержит несколько весьма
крупных и развитых понижающих подстанций 225/20 кВ, от ко-
торых с помощью кабельных липин 225 кВ, выполняемых по
радиальной схеме, будут питаться городские понижающие под-
станции 225/20 кВ, предназначенные для ' электроснабжения не-
посредственно городских районов Парижа. Для покрытия рас-
четной нагрузки этих районов, которая определена в размере
7500 МВ А, намечается в течение рассматриваемого срока по-
строить- 90 понижающих подстанций 225/20 кВ.
272
Отметим особенности выполнения элёктрическйх сетей го-
родских районов Парижа, имея в виду радиальную сеть 225 кВ
и распределительные сети 0,4 и 20 кВ. Каждая кабельная ли-
ния 225 кВ с пропускной способностью 300 МВ • А предназна-
чена при полном развитии системы для питания трех городских
подстанций 225/20 кВ. Принципиальная схема сетей 225 и 20 кВ
и подстанции 225/20 кВ приведена на рис. 7-17.
На городской подстанции предусматривается установка
только одного трансформатора 225/20 кВ, мощностью 100
МВ • А. Подстанции присоединяются к радиальной линии
225 кВ с помощью элегазовых разъединителей, защита всех
трех подстанций действует на выключатель, установленный на
узловой подстанции (УП).
Рис. 7-17. Принципиальная схема сетей 225 и 20 кВ для го-
родских районов Парижа
Резервирование городских подстанций предусматривается
с помощью распределительной сети 20 кВ, которая прокладыва-
ется между всеми подстанциями и будет создавать своеобраз-
ное кольцо 20 кВ, разделенное в нормальном режиме на части
по числу подстанций. От каждой городской подстанции должны
отходить восемь магистральных линий 20 кВ, каждая из кото-
рых содержит шесть алюминиевых кабелей сечением 3X146 мм2.
Пропускная способность такой линии определена в пределах
32,5 МВ • А.
Параллельная работа подстанций через рассматриваемую
сеть 20 кВ не предусматривается. В нормальном режиме на
каждой подстанции будут включены только четыре линии
273
20 кВ, питание Других четырех липин 20 кВ должно произво-
диться от соседних подстанций (рис. 7-17). При выходе из ра-
боты любой из рассматриваемых подстанций 225/20 кВ ее на-
грузка с помощью кольцевой сети 20 кВ будет передаваться на
две соседние подстанции, и с помощью дополнительных пере-
ключений магистральных липин 20 кВ на этих подстанциях на-
грузка может быть передана по кольцевой сети 20 кВ па сле-
дующие по соседству подстанции. Пропускная способность
кольцевой сети 20 кВ рассчитана на возможность одновремен-
ного выхода двух подстанций, питаемых от разных линий
225 кВ. Наиболее тяжелые режимы будут иметь место при пол-
ном развитии системы, когда каждая радиальная линия 225 кВ
будет связана с тремя подстанциями 225/20 кВ. При поврежде-
нии такой линии одновременно будут выходить из работы три
подстанции, что потребует большего числа переключений
Рис. 7-18. Принципиальная схема построения рас-
пределительных сетей Парижа
1 — шины РУ 20 кВ ЦП; 2 — МВ секционный; 3 — то же,
линейный; 4 — распределительная линия 20 кВ; 5 —ТП
потребителя; 6 — замкнутая сеть 0,4 кВ; 7 — вводы жи-
лых домов; 8 — сетевой автомат; 9 — трансформатор;
10 — выключатель нагрузки
в кольцевой сети 20 кВ. Ликвидация такого рода режимов воз-
лагается на ЭВМ, и с этой целью в Париже построен новый
центральный диспетчерский пункт, оснащенный современными
устройствами телесигнализации и телеуправления, а также
счетными машинами.
При полном развитии должно быть построено три кольце-
вых сети 20 кВ и 50 подстанций 225/20 кВ рассматриваемого
274
типа. Предусматривается поэтапное сооружение сетей и под-
станций, количества линий в магистрали 20 кВ и числа маги-
стралей 20 кВ между подстанциями, количества подстанций
225/20 кВ, присоединяемых к радиальным линиям 225 кВ, и их
числа, последовательного наложения подстанций 225/20 кВ на
существующую кольцевую сеть 20 кВ, что будет многократно
увеличивать пропускную способность кольцевой сети 20 кВ.
Конкретные сроки выполнения этих работ определяются реаль-
ным ростом электрической нагрузки городских потребителей.
Магистральные линии 20 кВ предназначены не только для
резервирования подстанций 225/20 кВ. Они используются также
для питания замкнутой сети 0,4 кВ города. Скелетная схема
одной из магистралей 20 кВ, состоящая, как указано, из шести
кабельных линий 20 кВ и замкнутой сети 0,4 кВ, представлена
на рис. 7-18.
К каждой магистральной линии 20 кВ может быть присо-
единено до 60 ТП, питающих замкнутую сеть 0,4 кВ. Типовое
решение предусматривает присоединение ТП к линиям 20 кВ
с помощью глухих отпаек и установку в ТП одного трансфор-
матора 630 кВ • А с автоматом обратной мощности. Кабельные
линии магистрали 20 кВ прокладываются по разным улицам
города, присоединение к ним ТП осуществляется по принципу
«перемешивания». ТП самостоятельных потребителей присоеди-
няются к разным линиям 20 кВ.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Айзенберг Б. Л., Козлов В. А. Электрические сети зару-
бежных городов. М.—Л., Госэнергоиздат, 1958. 134 с. с ил.
2. Бессмертный И. С., Фингер Л. М. Схемы электроснабже-
ния городов. М., ОРГРЭС БТИ, 1966. 97 с. с ил.
3. Блок В. М., Зсбсрг Р. Э., Гусева С. А. Выбор оптималь-
ных сечений проводов и кабелей с учетом экономических интер-
валов. «Электричество», 1964, № 5, с. 13—16 с пл.
4. Бронгулеева М. Н., Городецкий С. С. Кабельные линии
высокого напряжения. М.—Л., Госэнергоиздат, 1963. 512 с. с ил.
5. Вартанов Г. Л. К вопросу о целесообразном напряжении
в городских электрических сетях. В кн.: Принципы построения
и развития городских электрических сетей и рационального ис-
пользования энергии. Л., Госэнергоиздат, 1962, с. 57- 64.
6. Веников В. А., Астахов Ю. Н. Экономические интервалы
при выборе оптимальных вариантов энергетических объектов
и их применение при технико-экономических расчетах электро-
передач.— «Энергетика и автоматика», 1962, № 3, с. 18—21.
7. Веников В. А., Глазунов А. А., Жуков Л. А. Электричес-
кие сети. М., «Высшая школа», 1971. 438 с. с ил.
8. Выбор напряжения распределительной сети промышлен-
ных предприятий.— «Промышленная энергетика», 1974, Ns 5,
с. 31—33. Авт.: А. С. Овчаренко и др.
9. Глазунов А. А., Глазунов А. А. Электрические сети и
системы. Изд. 4-е. М - -Л., Госэнергоиздат, 1960. 368 с. с ил.
10. Головкин П. И. Режимы электроснабжения потребите-
лей. М„ «Энергия», 1973. 112 с. с ил.
275
11. Грудинский П. Г. Об учете нагрузочной способности при
выборе трансформаторов.— «Электрические станции», 1957,
№ 3, с. 61—65 с ил.
12. Грудинский П. Г., Горский Ю. М. Метод оценки надеж-
ности схем электроснабжения.— «Тр. МЭИ», вып. 20 М., 1958,
с. 61- 64
13. Зельцбург Л. М. Экономика электроснабжения промыш-
ленных предприятий. М., «Высшая школа», 1973. 272 с. с ил.
14. Инструкция по определению экономической эффектив-
ности капитальных вложений в развитие энергетического хо-
зяйства. М., «Энергия», 1973. 56 с.
15. Кабели маслонаполненные на напряжения ПО и 220 кВ.
ГОСТ 16441—70. М., «Изд-во Стандартов», 1971. 8 с.
16. Козлов В. А. Электроснабжение городов. Л., «Энергия»,
1966. 242 с. с ил.
17. Козлов В. А. Городские распределительные электрические
сети. Л., «Энергия», 1971. 278 с. с ил.
18. Козлов В. А., Билик Н. С., Файбисович Д. Л. Справоч-
ник по проектированию систем электроснабжения городов. Л.,
«Энергия», 1974. 277 с. с ил.
19. Козлов В. А. Технико-экономические показатели исполь-
зования сетей для питания потребителей с разнородным харак-
тером нагрузки.— «Электрические станции», 1971, № 3, с. 10—
12 с ил.
20. Козлов В. А. Перевод действующих линий низкого на-
пряжения на более высокое напряжение. В кн.: Электроснабже-
ние и теплоснабжение городов. М., Изд. МКХ. РСФСР, 1961,
с. 49—53.
21. Козлов В. А., Щеглов А. П. Ленинградской кабельной
сети — 50 лет.— «Электрические станции», 1974, № 12, с.
88—91 с ил.
22. Козлов В. А. К технико-экономической оценке надеж-
ности электроснабжения промпредприятий. В кн.: «Опыт проек-
тирования и эксплуатации систем электроснабжения промыш-
ленных предприятий.» Л., «Энергия», 1972, с. 86—91.
23. Козлов В. А. О регулировании напряжения в электри-
ческих сетях. —«Электрические станции», 1970, № 8, с. 36—39.
24. Козлов В. А. Технико-экономические показатели пере-
вода действующих кабельных сетей 6 кВ па напряжение 10 кВ.
—«Электрические станции», 1967, № 8, с. 10—14 с ил.
25. Лордкипанидзе В. Д. Выбор напряжений в городских
сетях с учетом динамики роста нагрузок. —«Электрические
станции», 1971, № 3, с. 18—22 с ил.
26. Миллер Г. Р. Вопросы оптимальных параметров в элек-
троснабжении промышленных предприятий. В кн.: Опыт про-
ектирования и эксплуатации систем электроснабжения промыш-
ленных предприятий. Л., «Энергия», 1972, с. 20—26.
27. Мукосеев Ю. Л. Электроснабжение промышленных
предприятий. М., «Энергия», 1973. 584 с. с ил.
28. Оптимизация параметров глубоких вводов высокого на-
пряжения в крупные города методами критериального програм-
мирования.— «Труды МЭИ», вып. 133. М., 1972, с. 97—102.
Авт.: Ю. Н. Астахов и др.
29. Опыт проектирования систем электроснабжения горо-
276
дов. Под ред. В. А. Козлова. Л., «Энергия», 1973. 152 с. с ил.
30. Планировка и застройка населенных мест. СНиП П-К-2.
М., Стройиздат, 1967. 46 с.
31. Плюгачев В. К. Основы рационального электроснабже-
ния сельского хозяйства. Минск, Сельхозгиз БССР, 1964. 240 с.
32. Правила устройства электроустановок. Изд. 4-е. М., «Энер-
гия», 1965. 464 с. с ил.
33. Привезенцев В. А., Ларина Э. Т. Силовые кабели и
высоковольтные кабельные линии. М., «Энергия», 1970. 424 с. с ил.
34. Сербиновский Г. В., Глезер И. Б. Перспектива электро-
снабжения района Парижа на 2000 г. — «Энергохозяйство за
рубежом», 1967, № 2, с. 18—24 с ил.
35. Смит Дж. Определение экономической мощности под-
станции распределительной сети. В кн.: Энергетические системы
и электротехническое оборудование. М., Госэнергоиздат, 1961.
36. Смит Дж. Экономичность применения напряжений от
4,16 до 34,5 кВ в качестве первичных напряжений распредели-
тельных сетей. В кн.: Энергетические системы и электротехниче-
ское оборудование. М., Госэнергоиздат, 1961.
37. Солдаткина Л. А. Регулирование напряжения в город-
ских сетях. М., «Энергия», 1967. 263 с. с ил.
38. Справочник по кабельным сетям. Пер. с англ. Под
ред. В. П. Завьялова и др. М.— Л., Госэнергоиздат, 1962. 624 с.
39. Справочник по проектированию электрических систем.
Под. ред. С. С. Рокотяна и И. М. Шапиро. М., «Энергия», 1971.
247 с. с ил.
40. Справочник по электроснабжению промышленных пред-
приятий. Под ред. А. А. Федорова и Р. В. Сербиновского. Кн. I.
Проектно-расчетные сведения. М., «Энергия», 1973. 519 с. с ил.
Кн. 2. Технические сведения об оборудовании. М., «Энергия»,
1973. 528 с. с ил.
41. Технический прогресс в электроснабжении городов. Л.,
«Энергия», 1970. 256 с. с ил.
42. Инструкция по проектированию электроснабжения про-
мышленных предприятий. СН 174—75. М., Стройиздат, 1976. 56 с.
43. Указания по проектированию городских электрических
сетей. ВСН 97 75. М„ Минэнерго СССР, 1976. 60 с.
44. Федоров А. П. К вопросу сопоставления схем электро-
снабжения с различной степенью надежности. — «Труды Всесо-
юзного заочного политехнического института», вып. 64. М.,
1970 (1972), с. 64—71.
45. Федосенко Р. Я. Надежность кабельных линий 6—10 кВ.
М., «Энергия», 1972. 72 с. с ил.
46. Федосенко Р. Я. Надежность электроснабжения и элек-
трические нагрузки. М., «Энергия», 1967. 160 с. с ил.
47. Шрейбер В. П., Фингер Л. М. Новый план развития
электрических сетей Парижа. — «Энергохозяйство за рубежом»,
1973, № 5, с. 1—5 с ил.
48. Хрущев В. И. Рациональные основы проектирования
электрических сетей. Киев, Техиздат УССР, 1932. 208 с. с ил.
49. Электрические нагрузки промышленных предприятий.
Изд. 2-е. Л., «Энергия», 1971. 264 с. с ил. Авт.: С. Д. Волобрин-
ский и др.
50. Электрические системы. Кибернетика электрических сис-
277
тем. Т. 5. Под ред. В. Л. Веникова. М., «Высшая школа», 1974.
328 с. с ил.
51. Спиров М., Боцов Н. Електрнческн разпределительни
мрежи. София, «Техника», 1974. 450 с. с ил.
52. Dokmanic М. Spannungen, Leitungsquerschnitte und Ab-
stande der Transformatoren-Stationen in der jugoslawischen Netz-
sistem.— “Eiektrotechnischer Bote” (Ljublijna), 1950, N9 und 10.
53. Haager K- Die Spannungsstufung im Mittelspannungsnetze
stadtischer und landischer Versorgungsgebiete.— “Elektrizitatswirt-
schaft”. 1959, N 18.
54. Haager K- Die Spannungsstufung in Theorie und Pra-
xis.— “Elektrizitatswirtschaft”. 1960, N 16.
55. Hofmahh A. Gestaltung kiinftiger Erzeugungs und Uber-
tragungsanlager fur elektrische Energie in der Bundesrepublik
Deutschland 1985.— “Elektrizitatswirtschaft”. 1972, 71, N 26,
S. 727—737.
56. Krenz K-, Tlielemann W. Kostenvergleich einer zwei-oder
dreistufigen Versorgung (Oberspannung) eines “ideaien” stadti-
schen Versorgungsnetzes.— “Elektrizitatswirtschaft”. 1960, N 16.
57. Schirmans H. Verleich der Wirtschaftlichkeit von Mittel-
spannungsnetzen mit verschiedenen Spannungskombinationen.—
“Elektrizitatswirtschaft”. 1960, N 16.
58. Sunter P. Uprating 6,6 kV power cables to 11 kV wor-
king.— “El. Power Engr”, 1962, N 5.
ОГЛАВЛЕНИЕ
Предисловие............................................. 3
Глава первая. Основные определения н исходные положения 5
1-1. Города как потребители электрической энергии . . —
1-2. Особенности планировки городов.................. 8
1-3. Общая характеристика систем электроснабжения го-
родов ............................................11
1-4. Исходные положения технико-экономических расчетов 19
Глава вторая. Характеристики электроприемников и расчетные
нагрузки.................................................32
2-1. Общие положения..................................—
2-2. Характеристики электроприемников................37
2-3. Определение нагрузки промышленных потребителей . 42
2-4. Расчетные нагрузки коммунально-бытовых потреби-
телей ....................................... . 48
2-5. Определение расчетной нагрузки элементов системы
электроснабжения..................................53
Глава третья. Надежность электроснабжения..............61
3-1. Исходные положения и классификация электроприем-
ников .............................................—
3-2. Расчет надежности...............................69
3-3. Критерии и оптимизация надежности...............79
Глава четвертая. Технико-экономические особенности кабель-
ных линий................................................84
4-1. Общая характеристика кабелей.................... —
4-2. Экономическое сечение кабельных диний .... 88
4-3. Технико-зкономцческие характеристики подземных ка-
бельных линий....................................104
4-4. Отдельные вопросы сооружения кабельных линий . 117
Глава пятая. Технико-экономические показатели трансформа-
торов и городских подстанций ......................... 124
5-1. Характеристики трансформаторов...................—
5-2. Общие условия выбора оптимальной мощности город-
ской подстанции..................................141
5-3. Исходные положения и средняя длина линий электро-
снабжающей сети..................................145
5-4. Приведенные затраты городской подстанции и свя-
занных с нею сетей ...».........................148
5-5. Суммарные приведенные затраты и оптимальная мощ-
ность подстанции.................................156
5-6. Работы других авторов по определению оптимальной
мощности подстанции..............................168
5-7. Особенности подстанций глубокого ввода........172
5-8. Вопросы конструктивного выполнения подстанций . 182