17)Выбор номинального напряжения электрических сетей.

Ответ: Уровень номинального напряжения существенно влияет на технико-экономические показатели сети так и на мощность , которую можно передать по сети . От уровня номинального напряжения зависят потери мощности в сети .Таким образом, между уровнем номинального напряжения и характеристиками режима работы сети имеет место тесная связь . Действующим стандартом 721-77* установлены следующие уровни номинального напряжения электрической сети : 380В , 660В, 10 , 20 , 35 , 110 , (150) , 220 , 330 , 500 , 750 , 1150 кВ . Для генераторов и синхронных компенсаторов : 6,3 ; 10,5 ; 21 кВ . Уровень номинального напряжения первичных обмоток трансформаторов или равна номинальном напряжении сети или на 5% превышает ее, а вторичной обмотки всегда на 5 или 10% превышает уровень номинального напряжения сети . Для выбора целесообразного уровня номинального напряжения сети есть несколько методов : по эмпирическим формулам , согласно таблиц или графиков , из опыта проектирования электрических сетей . Можно указать пределы использования разных уровней номинального напряжения . В городах и поселках действуя сети имеют уровень напряжения 380/220 В . Сети промышленных предприятий имеют номинальное напряжение 380 и 660 В . Сети среднего уровня напряжения в городах и на промышленных предприятиях выполняют на уровне 10 кВ , но есть много сетей с уровнем напряжения 6 кВ . Электроснабжение городов и предприятий выполняют на номинальном напряжении уровня 35 - 220 кВ и даже выше . Эффективно использовать подстанции глубокого ввода " , когда первичная напряжение подстанции приближается к центру электрической нагрузки . Для питающих сетей используют уровень номинального напряжения 35 - 330 кВ . Главные сети энергосистем и линии дальних электропередач выполняют на напряжении 330-750 кВ . Эмпирические формулы для определения номинальной напряжения сети : формула Стилла Пользуясь формулами , или графиками надо иметь в виду, что они позволяют определить уровень номинального напряжения для линии с нагрузкой на ее конце . Если схема сети сложная , то надо определить потоки мощности на "главных " (первых от источника питания ) участках сети и по их значению рассчитать уровень номинального напряжения . Если расчетный уровень попадает в середину интервала номинальных напряжений и трудно определить, какая из них лучшая , надо сделать сравнение сети с различными уровнями напряжения и выбрать ту , которая имеет меньшие сведены затраты .

18)Выбор числа и мощности силовых трансформаторов на понижающих подстанциях.

Ответ: Правильный выбор числа и мощности трансформаторов на подстанциях промышленных предприятий является одним из важных вопросов электроснабжения и построения рациональных сетей. В нормальных условиях трансформаторы должны обеспечивать питание всех потребителей предприятия при их номинальной нагрузке. Число трансформаторов на подстанции определяется требованием надёжности электроснабжения. С таким подходом наилучшим является вариант с установкой двух трансформаторов, обеспечивающий бесперебойное электроснабжение потребителей цеха любых категорий. Однако если в цехе установлены приёмники только II и III категории, то более экономичными, обычно, являются однотрансформаторные подстанции.

При проектировании внутризаводских сетей установка однотрансформаторных подстанций выполняется в том случае, когда обеспечивается резервирование потребителей по сети низкого напряжения, а также когда возможна замена повреждённого трансформатора в течение нормируемого времени.

Рис. 1 Схемы электроснабжения цеха с одним (а), и двумя (б) трансформаторами

Двухтрансформаторные подстанции применяются при значительном числе потребителей II категории, либо при наличии потребителей I категории. Кроме того, двухтрансформаторные подстанции целесообразны при неравномерном суточном и годовом графике нагрузки предприятия, при сезонном режиме работы при значительной разницей нагрузки в сменах. Тогда при снижении нагрузки один из трансформаторов отключается. Задача выбора количества трансформаторов заключается в том, чтобы из двух вариантов (рис. 1 а и б) выбрать вариант с лучшими технико-экономическими показателями. Оптимальный вариант схемы электроснабжения выбирается на основе сравнения приведённых годовых затрат по каждому варианту:

Зi=Cэ,i+kн,эКi+Уi, где Cэ,i – эксплуатационные расходы i-го варианта, kн,э – нормативный коэффициент эффективности, Кi – капитальные затраты i-го варианта, Уi – убытки потребителя от перерыва электроснабжения. Следует отметить, что при варианте рис. 1 (а) наступает полный перерыв в электроснабжении, и здесь питание потребителей по резервной линии на напряжение 0,4 кВ не может быть принято во внимание, так как такая схема аналогична двухтрансформаторной схеме, но с худшими показателями за счёт длинной лини 0,4 кВ.

При сравнении вариантов немаловажную роль играет вопрос о перспективном развитии предприятия. Так, например, если в настоящее время в цехе имеются потребители только второй категории, то рассмотрение вариантов имеет смысл. Но если, через год планируется переоборудование производства, и в цехе появляются потребители первой категории, то необходимо, безусловно, выбирать вариант с двумя трансформаторами. В основном, установка двух трансформаторов обеспечивает надёжное питание потребителей. Это значит, что при повреждении одного трансформатора, второй, с учётом его перегрузочной способности, обеспечивает 100 % надёжность питания в течении времени, необходимого для ремонта трансформатора. Но, бывают случаи, когда мощность уже существующих двух трансформаторов становится недостаточной, для обеспечения питанием всех приёмников, например, при установке более мощного оборудования, изменение режима работы электроприёмников и т.п. Тогда рассматриваются варианты установки более мощных трансформаторов на подстанции, либо установки третьего трансформатора для покрытия возросшей мощности. Второй вариант кажется предпочтительней, поскольку увеличивается надёжность подстанции, отпадает необходимость реализовывать старые трансформаторы и капитальные затраты на установку третьего трансформатора, как правило, значительно меньше, чем при переоборудовании всей подстанции. Но такой вариант возможен не всегда, например, при плотной застройке территории предприятия для дополнительного трансформатора просто может не хватить места. С другой стороны, происходит значительное усложнение схемы, которое может оказаться невозможной при работе трансформаторов в параллель. Поэтому рассмотрение вариантов производится в каждом конкретном случае индивидуально. Кроме требований надёжности при выборе числа трансформаторов следует учитывать режим работы приёмников. Так, например, при низком коэффициенте заполнения графика нагрузки бывает экономически целесообразна установка не одного, а двух трансформаторов. На крупных трансформаторных подстанциях, ГПП, как правило, число трансформаторов выбирается не более двух. Это обусловлено, главным образом тем, что стоимость коммутационной аппаратуры на стороне высшего напряжения предприятия соизмерима со стоимостью трансформатора.  Выбор трансформаторов по мощности: Мощность трансформаторов ГПП и цеховых ТП (за исключением случаев резко переменного графика нагрузки) рекомендуется выбирать по средней нагрузке за наиболее загруженную смену с последующей проверкой и корректировкой ее по удельным расходам электроэнергии на единицу продукции, полученным в результате обследований электрических нагрузок предприятий. На ГПП промышленных предприятий для бесперебойного питания нагрузок первой и второй категорий рекомендуется устанавливать два трансформатора с коэффициентом загрузки в нормальном режиме 0,6 - 0,7. Коэффициенты загрузки трансформаторов цеховых подстанций целесообразно принимать следующие: двухгрансформаторных с преобладающей нагрузкой первой категории - 0,65 - 0,7, однотрансформаторных с преобладающей нагрузкой второй категории и резервированием по перемычкам на вторичном напряжении - 0,7 - 0,8. Число и мощность цеховых трансформаторов следует выбирать на основании технико-экономических расчетов. При этом в первом приближении мощности трансформаторов в сетях напряжением 380 В можно принимать исходя из следующих удельных плотностей нагрузки: до 1000 кВА при плотностях до 0,2 кВ-А/м², 1600 кВА при плотностях 0,2 - 0,3 кВА/м², 1600 - 2500 кВА при плотностях 0,3 кВА/м² и более.

Шкала стандартных мощностей силовых трансформаторов: В нашей стране принята единая шкала мощностей трансформаторов. Выбор рациональной шкалы является одной из основных задач при оптимизации систем промышленного электроснабжения. На сегодняшний день существует две шкалы мощностей: с шагом 1,35 и с шагом 1,6. То есть первая шкала включает мощности: 100, 135, 180, 240, 320, 420, 560 кВА и т. д, а вторая включает 100, 160, 250, 400, 630, 1000 кВА и т. д. Трансформаторы первой шкалы мощностей в настоящее время не производятся и используются на уже существующих ТП, а для проектирования новых ТП применяется вторая шкала мощностей.

Следует отметить, что шкала с коэффициентом 1,35 более выгодна с точки зрения загрузки трансформаторов. Например, при работе двух трансформаторов с коэффициентом загрузки 0,7 при отключении одного из них второй перегружается на 30 %. Такой режим работы соответствует требованиям условий работы трансформатора. Таким образом, его мощность может использоваться полностью. При допустимой перегрузке в 40 % появляется недоиспользование установленной мощности трансформаторов со шкалой 1,6. Допустим, два трансформатора на ТП работают раздельно и нагрузка каждого составляет 80 кВА, при отключении одного из них второму требуется обеспечить нагрузку 160 кВА. Вариант установки двух трансформаторов по 100 кВА не может быть принят, поскольку в этом случае перегрузка составит 60 % при выводе из работы одного трансформатора. При установке же трансформаторов по 160 кВА ведёт к их загрузке в нормальном режиме лишь на 50%. При использовании шкалы с шагом 1,35 можно установить трансформаторы мощностью 135 кВА, тогда их загрузка в нормальном режиме составит 70 %, а в аварийном перегрузка составит не более 40%. Исходя из этого примера видно, что шкала с шагом 1,35 более рациональна. А около 20% мощности выпускаемых трансформаторов не используется. Возможным решением этой проблемы является установка двух трансформаторов на ТП разной мощности. Однако это решение нельзя считать технически рациональным, поскольку при выводе из строя трансформатора большей мощности, оставшийся трансформатор не покроет всю нагрузку цеха. Встаёт закономерный вопрос: чем был обусловлен переход на новый ряд мощностей? Ответ, видимо, кроется в сокращении многообразия мощностей для унификации оборудовании: не только трансформаторов, но и смежного с ним (выключатели, выключатели нагрузки,разъединители и др.). Исходя из всего сказанного, выбор числа и мощности трансформаторов для питания заводских подстанций производится следующим образом: 1)определяется число трансформаторов на ТП, исходя из обеспечения надёжности электроснабжения с учётом категории приёмников; 2)выбираются наиболее близкие варианты мощности выбираемых трансформаторов (не более трёх) с учётом допустимой нагрузки их в нормальном режиме и допустимой перегрузке перегрузки в аварийном режиме; 3)определяется экономически целесообразное решение из намеченных вариантов, приемлемое для конкретных условий; 4)учитывается возможность расширения или развития ТП и решается вопрос о возможной установке более мощных трансформаторов на тех же фундаментах, либо предусматривается возможность расширения подстанции за счёт увеличения числа трансформаторов.

19)Выбор площади сечения проводников по нормативной экономической плотности тока и экономическим токовым интервалам (сущность методов, область применения).

Ответ: Выбор сечения проводников по экономической плотности тока: 1.3.25. Сечения проводников должны быть проверены по экономической плотности тока. Экономически целесообразное сечение S, мм², определяется из соотношения    где I — расчетный ток в час максимума энергосистемы, А; J_эк — нормированное значение экономической плотности тока, А/мм², для заданных условий работы, выбираемое по табл. 1.3.36. 

Сечение, полученное в результате указанного расчета, округляется до ближайшего стандартного сечения. Расчетный ток принимается для нормального режима работы, т. е. увеличение тока в послеаварийных и ремонтных режимах сети не учитывается.  1.3.26. Выбор сечений проводов линий электропередачи постоянного и переменного тока напряжением 330 кВ и выше, а также линий межсистемных связей и мощных жестких и гибких токопроводов, работающих с большим числом часов использования максимума, производится на основе технико-экономических расчетов.  1.3.27. Увеличение количества линий или цепей сверх необходимого по условиям надежности электроснабжения в целях удовлетворения экономической плотности тока производится на основе технико-экономического расчета. При этом во избежание увеличения количество линий или цепей допускается двукратное превышение нормированных значений, приведенных в табл. 1.3.36. 

Таблица 1.3.36. Экономическая плотность тока 

Проводники	Экономическая плотность тока, А/мм, при числе часов использования максимума нагрузки в год
	более 1000 до 3000	более 3000 до 5000	более 5000
Неизолированные провода и шины:
– медные	2,5	2,1	1,8
– алюминиевые	1,3	1,1	1,0
Кабели с бумажной и провода с резиновой и поливинилхлоридной изоляцией с жилами:
– медными	3,0	2,5	2,0
– алюминиевыми	1,6	1,4	1,2
Кабели с резиновой и пластмассовой изоляцией с жилами:
– медными	3,5	3,1	2,7
– алюминиевыми	1,9	1,7	1,6

В технико-экономических расчетах следует учитывать все вложения в дополнительную линию, включая оборудование и камеры распределительных устройств на обоих концах линий. Следует также проверять целесообразность повышения напряжения линии.  Данными указаниями следует руководствоваться также при замене существующих проводов проводами большего сечения или при прокладке дополнительных линий для обеспечения экономической плотности тока при росте нагрузки. В этих случаях должна учитываться также полная стоимость всех работ по демонтажу и монтажу оборудования линии, включая стоимость аппаратов и материалов. 

1.3.28. Проверке по экономической плотности тока не подлежат: 

• сети промышленных предприятий и сооружений напряжением до 1 кВ при числе часов использования максимума нагрузки предприятий до 4000-5000;

• ответвления к отдельным электроприемникам напряжением до 1 кВ, а также осветительные сети промышленных предприятий, жилых и общественных зданий;

• сборные шины электроустановок и ошиновка в пределах открытых и закрытых распределительных устройств всех напряжений;

• проводники, идущие к резисторам, пусковым реостатам и т. п.;

• сети временных сооружений, а также устройства со сроком службы 3-5 лет.

1.3.29. При пользовании табл. 1.3.36 необходимо руководствоваться следующим (см. также 1.3.27):  1. При максимуме нагрузки в ночное время экономическая плотность тока увеличивается на 40%.  2. Для изолированных проводников сечением 16 мм² и менее экономическая плотность тока увеличивается на 40%.  3. Для линий одинакового сечения с n ответвляющимися нагрузками экономическая плотность тока в начале линии может быть увеличена в k_y раз, причем k_y определяется из выражения    где l₁,l₂,...l_n — нагрузки отдельных участков линии; l₁,l₂,...l_n — длины отдельных участков линии; L — полная длина линии.  4. При выборе сечений проводников для питания n однотипных, взаиморезервируемых электроприемников (например, насосов водоснабжения, преобразовательных агрегатов и т. д.), из которых m одновременно находятся в работе, экономическая плотность тока может быть увеличена против значений, приведенных в табл. 1.3.36, в k_n раз, где k_n равно:   

1.3.30. Сечение проводов ВЛ 35 кВ в сельской местности, питающих понижающие подстанции 35/6 - 10 кВ с трансформаторами с регулированием напряжения под нагрузкой, должно выбираться по экономической плотности тока. Расчетную нагрузку при выборе сечений проводов рекомендуется принимать на перспективу в 5 лет, считая от года ввода ВЛ в эксплуатацию. Для ВЛ 35 кВ, предназначенных для резервирования в сетях 35 кВ в сельской местности, должны применяться минимальные по длительно допустимому току сечения проводов, исходя из обеспечения питания потребителей электроэнергии в послеаварийных и ремонтных режимах.  1.3.31. Выбор экономических сечений проводов воздушных и жил кабельных линий, имеющих промежуточные отборы мощности, следует производить для каждого из участков, исходя из соответствующих расчетных токов участков. При этом для соседних участков допускается принимать одинаковое сечение провода, соответствующее экономическому для наиболее протяженного участка, если разница между значениями экономического сечения для этих участков находится в пределах одной ступени по шкале стандартных сечений. Сечения проводов на ответвлениях длиной до 1 км принимаются такими же, как на ВЛ, от которой производится ответвление. При большей длине ответвления экономическое сечение определяется по расчетной нагрузке этого ответвления.  1.3.32. Для линий электропередачи напряжением 6-20 кВ приведенные в табл. 1.3.36 значения плотности тока допускается применять лишь тогда, когда они не вызывают отклонения напряжения у приемников электроэнергии сверх допустимых пределов с учетом применяемых средств регулирования напряжения и компенсации реактивной мощности. До применения экономической плотности тока сечение выбиралось в основном исходя из величины капитальных вложений. Выбор сечения по экономической плотности тока использовался с сороковых годов и был прогрессивным для своего времени, так как позволял учитывать при выборе сечения не только капитальные затраты на сооружение линий, но и стоимость потерь электроэнергии. Метод прост и не требует большого числа исходных данных. Вместе с тем применение экономической плотности тока для выбора сечения линий электропередачи приводит к некоторым ошибкам, поскольку следует из ряда допущений:

·- выражение (4.42) для J_экполучено в предположении линейной зависимости капитальных вложений в линию от ее длины. Линейная зависимость нарушается при переходе к массовому строительству воздушных линий на унифицированных опорах. Промышленность изготовляет ограниченное количество унифицированных типов опор, каждый из которых предназначен для подвеса проводов нескольких стандартных сечений;

·- при выводе выражения для J_экпредполагается непрерывность изменения сечения в выражении приведенных затрат (4.39). В действительности сечения изменяются дискретно и определять минимум затрат из условия непрерывности сечения нельзя;

·- экономическая плотность тока J_эк приведена для сравнительно больших диапазонов времени использования максимума нагрузки Т_м , т.е. дискретной, тогда как в действительности является непрерывной функцией Т_м ;

·- в выражении затрат (4.38) наибольший (расчетный) ток в линии I_м принят постоянным. Это не так. Для разных линий наибольший ток разный и I_м в (4.39) следует считать переменной величиной. В этом случае экономическое сечение должно определяться не только из условия равенства нулю производной затрат по сечению, но также равенства нулю производной затрат по наибольшему току   ;

·- коэффициенты амортизационных отчислений от капитальных вложений принимались одинаковыми для различных исполнений линий. Между тем эти коэффициенты неоднозначны;

·- стоимость потерь электроэнергии в настоящее время существенно изменилась, кроме того, она различна в разных районах страны.

Метод выбора сечения, более полно учитывающий перечисленные факторы, получил название метода экономических интервалов. Экономические интервалы токовых нагрузок для выбора сечения провода определяются следующим образом. Для различных стандартных сечений проводов воздушных или кабельных линий строятся зависимости приведенных затрат на линию от тока I_mах (рис. 4.10). Для каждого сечения приведенные затраты определяются по выражению (4.39), которое можно переписать в следующем виде:  . (4.47). На рис. 4.10 зависимости расчетных затрат показаны для стандартных сечений F₁, F₂ и F₃, причем F₃ > F₂ > F₁. Постоянная часть затрат соответствует первому слагаемому в (4.47). Второе слагаемое соответствует стоимости потерь электроэнергии И_DW в (4.47) и зависит от квадрата тока, поэтому приведенные затраты – параболы. Чем больше сечение, тем больше пологость парабол. Точка пересечения  кривой F₁ с кривой F₂ определяет значение наибольшего тока I_mах1, при котором приведенные затраты в варианте с сечением F₁равны приведенным затратам в варианте с сечением F₂. Если ток в линии меньше I_м1, то наименьшие затраты соответствуют сечению F₁, т.е. экономически целесообразно выбрать именно это сечение. Значения тока от нуля до I_м1– экономический интервал для первого сечения. Если ток находится в пределах от I_м1 до I_м2, экономически целесообразным будет второе сечение. При токе, большем I_м2, выбирается сечение F₃. По данной методике могут быть построены номограммы экономических интервалов, позволяющие выбрать экономическое сечение для линий различных напряжений и исполнений сетей. С целью упрощения расчетов для наиболее типовых вариантов сооружения воздушных и кабельных линий напряжением 1…35 кВ построены номограммы для определения экономических интервалов, позволяющие точно выбрать экономическое сечение для различных напряжений, токовых нагрузок, материала и типа опор, количества цепей в линии, района по гололеду.

Номограммы представляют собой зависимости I_mах= f(s)для различных сечений проводов и кабелей, где s – обобщенный коэффициент, учитывающий все постоянные константы, характеризующие данную линию, На рис. 4.11, а приведена номограмма для воздушных линий 10 кВ на железобетонных опорах. При выборе сечения провода по номограмме экономических интервалов необходимо определить максимальный (расчетный) ток линии I_м и значение   по формуле s = (р_н + а_э) / t × С_пот . Зона, в которую попадает точка с координатами I_м и   , определяет экономическое сечение (точка N). Более точными являются многопараметрические номограммы, где переменными являются все величины, входящие в выражение (4.47). Пример многопараметрической номограммы для выбора экономически целесообразного сечения кабелей с алюминиевыми жилами показан на рис. 4.11, б. При существенном изменении уровня цен на материалы и стоимости электроэнергии пользование ранее построенными номограммами затруднено. В связи с этим целесообразно строить многопараметрические номограммы либо экономические интервалы тока, как показано на рис. 4.10.

ПРИМЕР 4.3. Электроснабжение объекта, имеющего мощность S_м = 35 МВ·А и T_м = 5500 ч и расположенного на расстоянии 40 км от центра питания, осуществляется по воздушной линии напряжением 110 кВ. Определить экономически целесообразное сечение проводов типа АС. Решение. Расчетный ток линии

 А. Для T_м = 5500 ч по табл. 4.3 определяем J_эк = 1 A/мм². Расчетное экономическое сечение   мм². Принимаем стандартное сечение провода марки АС равным 185 мм². ПРИМЕР 4.4. На рис. 4.9, а показана схема проектируемой кабельной сети с номинальным напряжением 10 кВ. Нагрузки подстанций сети Р₁ = 1800 кВт, Р₂ = 1500 кВт, Р₃ = 1900 кВт. Коэффициенты мощности нагрузок подстанций одинаковые: cosj = 0,95. Длины линий l₁= 0,5 км, l₂= 0,7 км, l₃= 0,5 км. Принимаем для всех подстанций одно и то же время использования наибольшей нагрузки T_mах = = 3500 ч. Выбрать сечение кабельных линий по J_эк и J_ээ. Решение. Активные мощности, передаваемые по участкам линий, Р₀₁ = Р₁ + Р₂ + Р₃ = 1800 + 1500 + 1900 = 5200 кВт; Р₁₂ = 1500 + 1900 = 3400 кВт; Р₂₃ = 1900 кВт. Вычислим наибольшие токи, протекающие по участкам кабелей в нормальном режиме работы сети:  А;  А;  А. При T_mах = 3500 ч J_эк для кабелей с алюминиевыми жилами и бумажной изоляцией составляет 1,4 А/мм² (табл. 4.3).

Экономические сечения жил участков:  мм²;  мм²;  мм². Примем ближайшие стандартные сечения жил кабеля: F₀₁ = 240 мм²; F₀₂ = 150 мм²; F₀₃= 95 мм². Выберем сечение кабеля по эквивалентной экономической плотности тока, для чего по формуле (4.45) определим эквивалентную экономическую плотность тока:

 .

Эквивалентное экономическое сечение магистральной сети с распределенными нагрузками   . Ближайшее большее стандартное сечение – 185 мм².