Некоммерческое акционерное общество

АЛМАТИНСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ ЭНЕРГЕТИКИ И СВЯЗИ 

Кафедра  электрических станций, сетей и систем

 

 

 

                     РАСЧЕТ И ПРОЕКТИРОВАНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ И СИСТЕМ

                       

Конспект лекций

                 для   студентов   специальности 5В071800 – Электроэнергетика

 

Алматы 2010

CОСТАВИТЕЛИ: В.Н. Сажин, К.К. Хожин Г.Х., Оржанова Ж.К. Расчет и     проектирование электрических сетей и систем. Конспект лекций для специальности 5В071800 – Электроэнергетика.- Алматы: АУЭС, 2010, -  55с.  

 

В методической разработке рассматриваются вопросы, связанные с проектированием электрических сетей: основы технико-экономических расчетов, выбор целесообразной конфигурации сети, выбор и проверка сечений проводов и кабелей, принципы построения схем электрических сетей различных классов напряжений, а также пути повышения пропускной способности электрических сетей.

 

1 Лекция. Задачи и методы проектирования электрических сетей и систем

 

Содержание лекции: задачи и методы проектирования электрических сетей и систем.

Цель лекции: решение задач, возникающих при проектировании и ознакомление с методами проектирования электрических сетей и систем.

 

Задача проектирования электрических сетей и систем состоит в разработке и технико-экономическом обосновании решений, определяющих развитие энергосистем, обеспечивающих при наименьших затратах снабжение потребителей электрической и тепловой энергией при выполнении технических ограничений по надежности электроснабжения и качеству электроэнергии.

На различных этапах проектирования электрических сетей решаются разные по составу и объему задачи, которые имеют следующее примерное содержание:

- выбор конфигурации электрической сети и ее конструктивного исполнения (воздушная, кабельная);

- выбор числа цепей каждой из линий и числа трансформаторов подстанций;

- выбор номинального напряжения линий;

- выбор материала и сечений проводов линий;

- выбор схем подстанций;

-                    обоснование технических средств обеспечения требуемой надежности электроснабжения потребителей;

-                    выбор технических средств обеспечения требуемого качества напряжения;

-                    обоснование средств повышения экономичности функционирования электрической сети;

-                    выбор средств повышения пропускной способности сети.

Методика технико-экономических расчетов и соответствующие критерии экономической эффективности выбираются в зависимости от формулировки задачи. Применительно к элементам систем передачи и распределения электроэнергии в зависимости от их назначения условно можно выделить следующие задачи:

-         выдача мощности проектируемой электростанции в систему;

-                    присоединение нового потребителя к существующей электрической се- ти;

- развитие электрической сети для повышения надежности электроснабжения потребителей;

- развитие электрической сети для повышения экономичности ее функционирования.

Объекты системы передачи и распределения электроэнергии могут иметь и комплексное значение. Например, присоединение новой электростанции для выдачи ее мощности в систему одновременно может служить и средством повышения надежности системообразующей сети. Если решается задача подключения к сети нового потребителя, то эффект проявляется прежде всего за счет продажи дополнительной электроэнергии. При этом, как правило, принятие решения по варианту развития электрической сети осуществляется на основании сравнительной эффективности различных вариантов, которые могут учитывать одновременно и фактор надежности.

Если основной целью развития сети является повышение надежности, то она может быть достигнута за счет сооружения дополнительных резервных линий, глубоких вводов повышенного напряжения в центры нагрузок, увеличения числа трансформаторов на подстанции и др. Данные мероприятия одновременно способствуют экономичности функционирования сети за счет снижения потерь мощности и электроэнергии.

Любое решение по развитию электрической сети связано  с более общей задачей развития энергосистемы в целом. Действительно, например, подключение к сети нового потребителя может быть осуществлено лишь в том случае, если в системе есть резерв генерирующей мощности. В противном случае должны быть учтены затраты на создание дополнительных генерирующих источников и их эксплуатацию. Однако при решении частных задач электрических сетей произвести оценку эффективности развития всей энергосистемы бывает затруднительно. Поэтому обычно в таких случаях учет необходимого развития генерирующих мощностей осуществляют посредством соответствующей оценки стоимости 1 кВт·ч и потерь электроэнергии в электрических сетях. 

 

2 Лекция. Основные экономические показатели

 

Содержание лекции: основные экономические показатели систем передачи и распределения электроэнергии.

Цель лекции: изучение основных экономических показателей электрических сетей.

          К основным экономическим показателям электрических сетей относятся капитальные затраты (вложения), ежегодные издержки (годовые эксплуатационные расходы), чистый дисконтированный доход и срок окупаемости сооружаемого объекта.

Капитальные затраты (инвестиции) - это единовременные (разовые) денежные средства, которые необходимы для строительства новых или реконст­рукции существующих объектов. Применительно к системам передачи и распре­деления электроэнергии капитальные затраты (стоимость сооружения) можно представить в виде следующих составляюЩих:

 

                                                                                        (2.1)

 

  где К_пс1, К_пс22 -  стоимость повышающих и понижающих подстанций;

  К_л  - стои­мость сооружения линии электропередачи.

    Стоимость каждого элемента системы, учитываемого в формуле (2.1), оп­ределяется многими факторами. Так, на стоимость сооружения воздушной линии электропередачи влияют ее номинальное напряжение, конструкция фазы и пло­щадь сечения проводов, число цепей, тип и материал опор, климатические районы сооружения линии по гололеду и по ветру, характер рельефа местности и условия прохождения трассы линии (населенная, ненаселенная местность), удаленность от производственных баз и др. Конечная стоимость линии рассчитывается при ее конкретном проектировании на основании выполнения сметного расчета по зара­нее определенным вышеперечисленным факторам.

Стоимость подстанции укрупнено может быть представлена в виде:

 

                                                        (2.2)

 

где K_ti К_ячj, К_ку - стоимость однотипных трансформаторов (автотрансформато­ров), ячеек распределительных устройств и компенсирующих устройств соответственно;

        n_ti, п_ячj, n_ук - соответственно число однотипных элементов из общего числа.

В стоимость подстанции входит также постоянная составляющая капиталь­ных затрат К_п, включающая стоимости здания щита управления, релейной защиты и автоматики, оборудования собственных нужд подстанции, водо- и теплоснаб­жения, ограждения, дорог, освещения территории и др. Эта стоимость задается в укрупненных показателях в зависимости от первичной схемы и числа присоеди­нений распределительного устройства высшего напряжения подстанции.

Ежегодные издержки - это годовые эксплуатационные расходы, необхо­димые для эксплуатации сооружений и устройств системы передачи и распреде­ления электроэнергии. Они включают:

          - отчисления на амортизацию объектов электрической сети;

          - расходы на эксплуатацию (текущий ремонт и обслуживание);

          - стоимость потерянной электроэнергии в элементах сети.

Сущность амортизационных отчислений основывается на том, что каждый объект электрической сети рассчитан на определенный срок службы t_c. Во время эксплуатации с течением времени объект приходит в негодность. Если ставится задача сооружения нового объекта взамен старого после окончания его срока службы (т. е. задача осуществления воспроизводства), то за этот период должны быть накоплены соответствующие средства. Это накопление и делается за счет амортизационных отчислений. Нормы на амортизацию выбирают в долях от пер­воначальных капитальных затрат К в зависимости от расчетного срока службы t_c объекта:

 

                                                                                                     (2.3)

 

 где К_л — ликвидная (остаточная) стоимость объекта после прекращения его функцио­нирования, включающая стоимость материалов и оборудования, которые могут быть использованы по другому назначению после ликвидации данного объекта.

Из этой формулы видно, что норма на амортизацию обратно пропорцио­нальна сроку службы. Например, значение р_а для линий электропередачи на дере­вянных опорах должно быть принято больше, чем для линий на металлических опорах, т. к. срок службы последних выше.

Зная норму отчислений на амортизацию, ежегодные расходы на амортиза­цию определяют по формуле:

 

                                           .                                                           (2.4)

 

Расходы на эксплуатацию электрической сети включают в себя ежегодные затраты на текущий ремонт и техническое обслуживание.

Эксплуатационные расходы зависят от напряжения и конструкции линий, подстанций. В проектных расчетах их определяют в долях от капитальных затрат

 

                                        .                                                                (2.5)

 

Стоимость потерянной электроэнергии в электрической сети определяется:

                                                                            (2.6)

 

где - нагрузочные потери мощности в максимальном режиме;

          - потери мощности холостого хода;

  τ – время максимальных потерь;

  Т – число часов работы элемента в году;

  β_н, β_х – стоимость потерь 1кВт ч электроэнергии.

Таким образом, ежегодные издержки

 

                               .                                                            (2.7)

 

Удельные ежегодные издержки, относящиеся к единице передаваемой мощности, называются себестоимостью передачи электроэнергии

 

                                                                                                (2.8)  

 

где Р_нб  -  наибольшая передаваемая мощность;

      Т_нб – число часов использования максимальной нагрузки.  

        Чистый дисконтированный доход (ЧДД) является одним из основных показателей эффективности инвестиционного проекта. Под ним понимают превышение суммарных денежных поступлений над суммарными затратами с учетом неравноценности эффектов, относящихся к различным моментам времени. При этом дисконтированием называют приведение разновременных значений денежных потоков (денежных поступлений, капиталовложений и пр.) К их ценности на определенный момент времени, который называется моментом приведения. Основным экономическим нормативом, используемым при дискон­тировании, является норма дисконта Е, выражаемая в долях единицы или в про­центах в год.

Если дисконтирование (приведение) осуществляется к году строительства объекта, то показатель ЧДД имеет вид:

 

                                                                                (2.9)             

          где  Д_t - суммарный доход в год t, включающий плату за электроэнергию, получаемую потребителями;

    И_t -  годовые эксплуатационные и другие расходы в год t;

    К_t -  капитальные затраты в год t;

    Τ  -  расчетный срок.

       Сооружение объекта эффективно только при ЧДД > 0.

          Если расчетный срок Τ не ограничивать сроком службы объекта, то в эксплуатационные расходы должны включаться амортизационные отчисления. Такие условия характерны для задач систем передачи и распределения электроэнергии, которые непрерывно развиваются, модернизируются, и поэтому для них невоз­можно установить конкретный срок службы.

           В выражении (2.9) норма дисконта Ε равна процентной ставке за предос­тавление кредита, либо за хранение средств в банке.

          Срок окупаемости капитальных затрат - характеризует общую эффек­тивность капитальных затрат К:

 

                                                                                                      (2.10)                                     

 

где Π  - прибыль, получаемая за счет сооружения объекта.

Применительно к электрическим сетям иногда используют следующее выражение срока окупаемости:

 

                                                        .                                                         (2.11)

 

Здесь К - капитальные затраты, используемые для усовершенствования (развития) объекта электрической сети;

И₁, И₂ — годовые издержки до и после реализации капитальных затрат, И₂ < И₁, например, за счет снижения стоимости потерь электроэнергии.

 

3 Лекция. Критерии сравнительной технико-экономической эффективности

 

Содержание лекции: оценка технико-экономической эффективности сооружения объектов электрической сети различными критериями.

Цель лекции: рассмотрение критериев сравнительной технико-экономической эффективности сооружения электрической сети.

 

Если рассматривается эффективность сооружения объекта электрической сети с заранее заданными техническими параметрами, например, такими, как но­минальное напряжение и площадь сечения проводов линии электропередачи, к которой подключается новый потребитель, то в качестве экономического крите­рия может использоваться чистый дисконтированный доход, определяемый по выражению (2.9). В этом случае эффект от сооружения линии проявляется за счет продажи системой дополнительного количества электроэнергии. Как уже от­мечалось, целесообразность сооружения такого объекта будет при ЧДД > 0.

Однако в большинстве случаев технико-экономического анализа решение конкретной задачи развития электрической сети может быть осуществлено раз­личными вариантами. В таких случаях, по выражению (2.9), ЧДД подсчитывается по каждому намеченному варианту, и лучшим вариантом считается тот, для которого чистый дисконтированный доход наибольший:

 

                                                                       (3.1)

                             

где i - номер варианта;

      И_ti - издержки в год t с учетом амортизационных отчис­лений;

      Τ -  расчетный срок, не ограниченный сроком службы объекта, в пределе Т= ∞.

Таким образом, в данном случае решается задача сравнительной эффективности.

Если в качестве расчетного срока Τ принимать период от начала капитало­вложений до завершения срока службы объекта, то в формуле (3.1) следует учесть ликвидную стоимость К_л:

 

                                                         (3.2)

 

В формулу (3.2) ежегодные издержки И_ti в год t подставляют без учета амортизационных отчислений.

Выражения ЧДД (3.1) и (3.2) позволяют осуществлять сравнение вариантов с различным производственным эффектом. Вместе с тем, во многих задачах систем передачи и распределения электроэнергии рассматривают­ся только технически взаимозаменяемые (допустимые) варианты с одинаковым производственным эффектом, которые, например, удовлетворяют требованиям одинаковой пропускной способности (передаваемой мощности), одинаковой на­дежности и т. п. В таких случаях доход Д_ti оказывается одинаковым, и поэтому от критерия ЧДД по формулам (3.1) и (3.2) можно перейти к затратным крите­риям соответственно:

 

                                                                                     (3.3)

или

 

                                                       

 

Здесь критерий максимума ЧДД заменен критерием минимума затрат.

Для весьма распространенных случаев, когда после года Τ капитальные вложения уже не производятся, а ежегодные издержки остаются неизменными, из формулы (3.3) получен экономический критерий сравнительной эффективности в виде:

 

                                                                    (3.4)

 

где И_пост - неизменные ежегодные издержки в режиме проектной эксплуатации объекта после Т-го года.

На основе выражения (3.3) получен также экономический критерий в виде:

                                                                  (3.5)

 

где ΔИ_ti— изменение годовых эксплуатационных расходов в t-м году по сравне­нию с (t — 1)-м годом.

Критерий (3.5) так же, как и критерий (3.4), предполагает, что через Τ лет объект выходит на проектную мощность, после чего годовые эксплуатацион­ные расходы остаются неизменными.

Многие объекты строятся в течение одного года. К таким объектам отно­сятся короткие воздушные линии, подстанции небольшой мощности, распредели­тельные воздушные и кабельные сети, компенсирующие устройства и т. п. При этом после ввода их в эксплуатацию, т. е. со второго года после начала строитель­ства, ежегодные издержки не остаются постоянными, т. к. изменяется стоимость потерь электроэнергии. Применительно к таким, весьма распространенным усло­виям, формула приведенных затрат (3.3) может быть преобразована к виду:

 

                                                                              (3.6)

 

где K_i — капитальные затраты в первый год для i-гo варианта.

В случаях, когда капитальные вложения в строительство объек­та осуществляются за один год, после чего объект вводится в эксплуатацию с не­изменными по годам ежегодными издержками, то вместо формулы (3.3) ис­пользуют формулу годовых приведенных затрат, которая представляет собой статический критерий

 

                                         ,                                               (3.7)

 

который приводит к тем же результатам сравнительной эффективности вариан­тов, что и формула (3.3).

Этот критерий наиболее строго может быть применен, например, при строительстве линии электропередачи для электроснабжения предприятия, техно­логический режим которого не изменяется по годам после ввода его в эксплуата­цию. В связи с простотой данного критерия он используется и в других случаях, когда срок строительства не более одного года, а издержки по годам можно счи­тать мало изменяющимися. Удельные приведенные затраты, приходящиеся на единицу передаваемой электроэнергии, называют расчетной стоимостью пере­дачи электроэнергии:

 

                                             .                                                (3.8)

 

Если сравнению подлежат только два варианта сооружения объекта, то вме­сто приведенных затрат (3.7) может быть использован такой критерий, как срок окупаемости. При сравнительной эффективности различных вариантов показатель срока окупаемости по формуле (2.10) представляется в виде

 

 

                                  ><                                                    (3.9)

 

где К₁, К₂ — капитальные затраты по варианту 1 и 2, причем К₁> К₂;

      И₁, И₂ — го­довые издержки по варианту 1 и 2, причем, И₁ < И₂;

         Т_норм — нормативный срок окупаемости.

Таким образом, здесь сравнивается вариант 1 с большими капитальными за­тратами, но с меньшими годовыми издержками, чем по варианту 2. Если Т_0к < Т_норм , то экономичным будет вариант, по которому больше капитальные затраты, так как дополнительные капитальные затраты К₁ - К₂ окупятся достаточно быст­ро за счет экономии на ежегодных издержках И₂ - И₁. Из выражения (3.9) можно записать:

 

                                         ><

 

или

 

                                         >< .                                              (3.10)

 

Сравнивая это выражение с формулой (3.7), можно видеть, что норматив­ный срок окупаемости есть величина, обратная норме дисконта (нормативному коэффициенту эффективности капитальных затрат):

 

                                 .                                                                     (3.11)

 

Так, при Ε = 0,12 нормативный срок окупаемости Т_норм = 8,3 года.

 

 

4 Лекция. Учет надежности при выборе вариантов развития электрических сетей

 

Содержание лекции: выбор варианта развития электрической сети с учетом надежности электроснабжения потребителей.

Цель лекции: рассмотрение основных показателей надежности и определение технико-экономического ущерба от перерывов электроснабжения потребителей.

 

Все сравниваемые варианты развития сети должны обеспечивать одинаковый полезный отпуск электроэнергии потребителям при заданном режиме потребления. Каждый вариант сети должен обеспечивать необходимую надежность, под которой понимается способность выполнять заданные функции, в заданном объеме,  при определенных условиях функционирования. Требования к надежности электроснабжения определяются «Правилами устройств электроустановок» (ПУЭ) в зависимости от категорий электроприемников. В соответствии с ПУЭ все электроприемники по требуемой степени надежности разделены на три категории.

К наиболее ответственным электроприемникам I категории отнесены такие, перерыв электроснабжения которых может повлечь за собой опасность для жизни людей, повреждение дорогостоящего оборудова­ния, массовый брак продукции, расстройство сложного технологического процес­са, нарушение функционирования особо важных элементов коммунального хо­зяйства. Электроприемники I категории должны иметь питание от двух независи­мых взаимно резервирующих источников питания. При этом перерыв их электро­снабжения может быть допущен лишь на время автоматического восстановления питания от другого источника. Из состава электроприемников I категории выде­лена особая группа электроприемников, бесперебойная работа которых необхо­дима для безаварийного останова производства с целью предотвращения угрозы для жизни людей, взрывов, пожаров и повреждения дорогостоящего основного оборудования. Для таких электроприемников должно предусматриваться допол­нительное питание от третьего независимого взаимно резервирующего источника, в качестве которого могут быть использованы местные электростанции, аккуму­ляторные батареи и т. п.

К электроприемникам II категории отнесены те, перерыв электроснабжения которых приводит к массовому недоотпуску продукции, массовым простоям ра­бочих, механизмов, нарушению нормальной деятельности значительного количе­ства городских и сельских жителей. Электроснабжение этих электроприемников рекомендуется обеспечивать от двух независимых взаимно резервирующих ис­точников питания. При этом для них допустимы перерывы электроснабжения на время, необходимое для включения резервного питания действиями оперативного персонала. Питание электроприемников данной категории допускается по одной воздушной линии, либо по одной кабельной линии с двумя и более кабелями, ли­бо через один трансформатор, если обеспечена возможность проведения аварий­ного ремонта в ней или замены повредившегося трансформатора из централизо­ванного резерва за время не более 1 суток.

Остальные электроприемники отнесены к Ш категории. Их электроснабжение может выполняться от одного источника питания, если время для ремонта или замены поврежденного элемента системы электроснабжения не превышает 1 суток.

 

4.1 Технико-экономический ущерб от перерывов электроснабжения потребителей

 

Определение ущерба опирается на значение удельного ущерба и вероятностной характеристики системы передачи и распределения электроэнергии.

Рассмотрим на примерах, каким образом приближенно могут быть определены вероятности сложных событий, приводящих к перерывам электроснабжения потребителей. Рассмотрим электроснабжение потребителей по одной нерезервированной линии, схема которой показана на рисунке 4.1.

                          

                                   Рисунок 4.1

 

В этом случае перерывы электроснабжения потребителей будут иметь место как при аварийном отключении любого из последовательно включенных элементов электропередачи, так и при отключении их для планового ремонта. Поэтому вероятность сложного события в данном случае – перерыва электроснабжения потребителей П – будет равна сумме вероятностей аварийной простоев и плановых ремонтов всех указанных элементов электропередачи:

 

                                  р= р_л + р_т + р_в                                                               (4.1)

 

где р_л = (р_ав + р_пл)_л – для линии;

      р_т =  (р_ав + р_пл)_т – для трансформатора;

      р_в =  ((р_ав + р_пл)_в – для выключателей.

Перерыв электроснабжения потребителей П, питаемых от двухтрансформаторной подстанции ( см. рисунок 4.2), может произойти в случае совпадения аварийного простоя одного трансформатора ( из-за аварии как самого трансформатора Т, так и ячеек выключателей В) с плановым ремонтом второго, а также при совпадении аварийных ремонтов обоих трансформаторов.

    

 

 

 

                                     Рисунок 4.2

Вероятность появления двух независимых событий равна произведению вероятностей этих событий. С учетом этого вероятность перерыва электроснабжения потребителей в данном случае

 

                                     р = 2р_авр_пл + р²_ав .                                                     (4.2)

 

Здесь первый член учитывает совпадение аварийного простоя первого трансформатора с плановым ремонтом второго и наоборот, а второй – совпадение аварийных простоев обоих трансформаторов.

Вероятность появления двух независимых событий равна произведению вероятности одного их них на условную вероятность другого, вычисленную при условии, что первое событие уже произошло. Исходя из этого, вероятность совпадения аварийного простоя одной цепи линии с плановым ремонтом второй

 

                                  р = 2кр_авр_пл                                                                  (4.3)

 

где к < 0,5 – коэффициент, учитывающий уменьшение вероятности совпадения этих событий вследствие того, что возможно лишь наложение аварии на плановый ремонт, (а не наоборот), а также ввиду ограничений на плановые ремонты воздушных линий.

Таким образом, зная вероятностные характеристики и значения удельного ущерба, можно найти ущерб от перерывов электроснабжения потребителей

 

                                   У = у_оА_нед                                                                    (4.4)

 

где у_о – величина удельного ущерба;

      А_нед – количество недоотпущенной потребителям электроэнергии в течение рассматриваемого периода времени ( обычно одного года).

При полном прекращении электроснабжении потребителя в аварийном режиме количество недоотпущенной электроэнергии

 

                                А_нед = рР_нбТ_нб                                                                (4.5)

 

где Р_нб – потребляемая мощность в режиме наибольшей нагрузки;

     Т_нб – число часов использования наибольшей нагрузки;

      р – относительная вероятность длительности аварийного режима, определяемая по (4.1) – (4.3).  

 

5 Лекция. Выбор конфигурации и номинального напряжения

электрической сети

 

Содержание лекции: выбор целесообразной конфигурации и номинального напряжения сети.

Цель лекции: изучение принципов составления вариантов конфигурации электрической сети и выбора номинального напряжения.

 

На первом этапе проектирования электрической сети разрабатывается ряд возможных конфигураций (топологий сети). На последующих этапах выбираются параметры сети для намеченных конфигураций и производится их технико- экономическое сравнение. Конфигурация сети, ее протяженность, число цепей линий на каждом из участков непосредственно влияют на выбор номинального напряжения. Другой важнейший фактор при выборе напряжения — это предпола­гаемые нагрузки на участках сети. 

Варианты конфигураций сети формируются, исходя из двух основных тре­бований: общая длина сети должна быть как можно меньше; должны быть обес­печены требования надежности электроснабжения потребителей. Примеры формирования конфигурации сети для электроснабже­ния потребителей 1,2, 3 от источника питания ИП приведены на рисунке 5.1.

Для выбора номинального напряжения каждой из линий, кроме ее длины, необходимо знать мощность, которая будет передаваться по ней в нормальном режиме. С этой целью находят приближенное потокораспределение в каждом из вариантов сети без учета потерь мощности. В разомкнутых сетях это делается простым суммированием мощностей на каждом из участков. В замкнутой сети для нахождения потокораспределения необходимо знать сопротивления участков, которые неизвестны, т. к. еще не выбраны площади сечения проводов. Поэтому при ручных расчетах используют метод контурных уравнений для однородной се­ти, который позволяет найти потоки мощности только по длинам участков без знания номинальных напряжений и площади сечений проводов. При расчетах на ЭВМ приближенное потокораспределение можно найти по программам расчета установившихся режимов, приняв номинальное напряжение сети заведомо завы­шенным, например, 500 или 750 кВ, чтобы потери мощности не искажали потокораспределение, а удельные сопротивления всех линий средневзвешенными.

При выбранном номинальном напряжении выполняют новые расчеты пото­ков мощности, по которым определяют площади сечения проводов. Расчеты вы­полняют для режима наибольших нагрузок и наиболее тяжелых послеаварийных режимов. Если в послеаварийных режимах напряжения в удаленных от источни­ков питания узлах оказываются ниже 0,9 выбранного номинального напряжения, то необходимо уточнить конфигурацию сети, число цепей на отдельных участках сети или принятое номинальное напряжение.

 

                                            Рисунок 5.1

 

При построении конфигурации сети необходимо обеспечивать возможность выдачи всей мощности электростанций в послеаварийных режимах, т. е. преду­сматривать выдачу мощности в сеть не менее чем по двум линиям. В одном и том же контуре замкнутой сети целесообразно применять одно номинальное напря­жение, иногда — два, но не более. Если по результатам расчетов потоков мощно­сти отдельные участки сети загружены слабо и, следовательно, для них потребу­ется выбирать напряжение существенно ниже, чем для других участков, то это свидетельствует о неудачном выборе конфигурации сети.

На территории стран СНГ функционируют электрические сети, соответствую­щие ГОСТ 721-77 со следующими номинальными междуфазными напряжениями, кВ: (3); 6; 10; 20; 35; 110; (150); 220; 330; 500; 750; 1150. Напряжения, указанные в скобках, не рекомендуются для вновь проектируемых сетей. Как видно, приведенная шка­ла номинальных напряжений соответствует рекомендациям МЭК.

Каждое номинальное напряжение имеет свою экономически целесообраз­ную область применения. Так, напряжение 6 кВ имеется в распределительных се­тях городов и промышленных предприятий, 10 кВ предназначено для распределе­ния электроэнергии в городах, сельской местности и на территории промышлен­ных предприятий. Напряжение 20 кВ может быть эффективным в сельской мест­ности. К сетям 35 и 110 кВ через соответствующие центры питания подключают­ся распределительные сети 6—10 кВ.

Электрические сети напряжением 110 кВ используются для внешнего элек­троснабжения городов, промышленных предприятий, компрессорных станций га­зопроводов, тяговых подстанций электрифицированных железных дорог и др. Они также наряду с более высокими напряжениями применяются для выдачи мощности от электростанций и подстанций.                              

Как уже отмечалось, наивыгоднейшее напряжение линии электропередачи зависит от передаваемой мощности, длины линии и числа цепей.

Номинальное напряжение можно предварительно определить по известным передаваемой мощности и длине линии

 

 

                           .                                                    (5.1)

 

где L – длина линии, км;

     Р – передаваемая по линии мощность на одну цепь, МВт.

Эта формула используется для линий длиной до 250 км и передаваемых мощностей не более 60 МВт. В случае больших мощностей, передаваемых на расстояние до 1000 км, используется формула:

 

                                        .                                             (5.2)                              

 

Наряду с эмпирическими формулами для предварительного выбора напряжения рекомендуется использовать данные, приведенные в таблице 5.1.

 

Т а б л и ц а 5.1

Номинальное напряжение, кВ	Наибольшая передаваемая мощность на одну цепь, МВт	Предельная длина линии, км	Номинальное Напряжение, кВ	Наибольшая передаваемая мощность на одну цепь, МВт	Предельная длина линии, км
35        110	5 – 10      25 - 50	50 – 60      50 - 150	220        500	100 – 200      700 - 900	150 – 250     800 - 1200

 

Окончательный выбор напряжения электриче­ской сети должен производиться на основании технико-экономического сравне­ния вариантов по одному из критериев, приведенных в 3 лекции.

 

 

6 Лекция. Выбор сечений проводников по экономической  плотности тока

 

Содержание лекции: выбор сечений проводников по экономической плотности тока.

Цель лекции: изучение методики выбора экономически целесообразных сечений проводников.

 

Различной площади сечения проводников линий электропередачи соответ­ствует различный расход проводникового материала. Следовательно, при измене­нии площади сечения проводников будут изменяться капитальные затраты в ли­нию. С другой стороны от площади сечения проводника зависит его активное со­противление и его диаметр, которые, в свою очередь, влияют соответственно на нагрузочные потери электроэнергии и потери холостого хода и, как следствие, на стоимость этих потерь. Причем эти указанные два фактора выступают как конкурирующие. Действительно, например, при увеличении площади сечения провод­ников капитальные затраты на них будут возрастать, а стоимость потерь электро­энергии в них - уменьшаться. Таким образом, проблема выбора площади сече­ния проводников связана с определением оптимального соотношения между капитальными затратами на сооружение линии и затратами, связанными с потерями энергии в ней.

Обозначим через К_л(0) стоимость сооружения 1 км линии электрической сети, а через р_а отчисления на амортизацию и ремонт линии, то соответствующая им составляющая ежегодных издержек на эксплуатацию

 

                                  .                                                              (6.1)

Величина К_л(0) в первом приближении может быть определена уравнением

 

                                 К_л(0) = К^'₀ + К^"₀F                                                            (6.2)

 

где К^'₀ – расходы на сооружение 1 км линии, не зависящие от сечения проводов и связанные с изысканиями, проектированием, прокладкой дорог и т.д.;

      К^"₀ - расходы на сооружение 1 км линии, зависящие от сечения и, в первую очередь стоимость самих проводов.

Следовательно, составляющая ежегодных издержек на эксплуатацию сети

 

                                .   

 

Расходы на обслуживание сети не зависят от сечения проводов, поэтому при выборе экономически  целесообразного сечения они могу не учитываться.

       Стоимость потерянной энергии определяется

                                                                               

 

или

                                   .                                                            ( 6.3)

 

Суммарные ежегодные издержки

 

                                   .                                        (6.4)

 

Годовые приведенные затраты определяются

 

                          .                           (6.5)

 

На рисунке 6.1 показаны зависимости двух составляющих приведенных затрат в функции сечения провода F, а также график суммарных приведенных затрат.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

             

                                       Рисунок 6.1

 

График  З=f(F)  показывает существование некоторого сечения, при котором функция З имеет минимум.

Сечение провода, соответствующее минимуму приведенных затрат, можно найти, продифференцировав выражение (6.5) по F, и приравнять результат нулю. При этом

 

                           ,   

 

откуда

 

                           .                                                        (6.6)   

 

Анализ показывает, что изменение приведенных затрат при некотором отклонении сечения от значения  F_З=min незначительно, так как  характеристика  З=f(F)  не имеет ярко выраженного минимума. Учитывая это, целесообразно для линий принимать сечение несколько меньше, чем  F_З=min. При таком выборе может быть уменьшен расход цветного металла, получена экономия других материалов, снижены капитальные расходы на строительство без заметного увеличения приведенных затрат.

Выбранное таким образом сечение F_эк называется экономическим. Ему соответствует определенная плотность тока в проводе

 

                                        ,                                                                  (6.7)

 

которая также называется экономической.

Экономическая плотность тока с учетом (6.6) может быть выражена

 

                                                                                      (6.8)

 

где к_эк –  коэффициент, меньший единицы, который определяет уменьшение экономического сечения в сравнении с сечением, соответствующим минимуму приведенных затрат.

Как показывает выражение (6.8), экономическая плотность  тока при прочих равных условиях имеет меньшие значения для проводов с большим удельным сопротивлением и для нагрузки с большим временем использования наибольшей нагрузки ( рост τ всегда сопровождается увеличением Т_нб).

При заданной нормативной плотности тока сечение проводников определяется:

 

                                                                                                          (6.9)

 

где I_нб – расчетный ток в нормальном режиме наибольших нагрузок, проходящий по линии.

Найденное значение F_эк округляется до ближайшего стандартного.

 

7 Лекция. Выбор сечение проводов воздушных линий по экономическим интервалам нагрузки

 

Содержание лекции: выбор сечение проводов ВЛ по экономическим интервалам.

Цель лекции: изучение методики выбора экономически целесообразных сечений проводов.

 

Основным достоинством выбора сечений проводников по экономической плотности тока является его простота, что было существенным при массовом строительстве сетей, т.к. ускоряло принятие решений. Однако такой подход имеет много недостатков. Расчетное сечение, определяемое по формуле (6.9), обычно не совпадает со стандартным, поэтому приходится производить округление. При определении экономической плотности тока по формуле (6.8) полагалось, что соблюдается линейная зависимость между капитальными затратами и сечениями проводников. Анализ укрупненных показателей стоимости линий на унифицированных опорах свидетельствует о том, что во многих случаях такая зависимость отсутствует. Не учитывалось различие стоимости 1 км линии в зависимости от материала и типа опор, расчетных климатических условий и района сооружения сети. Затраты на компенсацию потерь электроэнергии принимались одинаковыми для различных регионов, не учитывалась стоимость потерь энергии холостого хода. Кроме того, с течением времени существенно изменились различные технико-экономические показатели.

Некоторые из перечисленных недостатков устраняются при подходе к выбору сечения проводов на основе предварительного определения экономических интервалов нагрузки.

  Для их обоснования запишем выражение приведенных затрат в линию с учетом потерь электроэнергии холостого хода (на корону):

 

     (7.1)

 

       где ΔА_и, ΔА_х - нагрузочные потери электроэнергии и потери энергии холостого хода;

     β_Η, β_х - расчетная стоимость 1 кВт ч нагрузочных потерь и потерь холосто­го хода;

     ΔР_х, - потери мощности холостого хода на 1 км линии;

     I_иб – наибольший ток.

Выражение (7.1) можно представить в виде

 

                                                                                                     (7.2)

 

где 

 

                                                                   (7.3)

 

                                       .                                                             (7.4)

 

Если задаться номинальным напряжением, числом цепей, типом и материа­лом опор воздушных линий для заданного региона, расчетными климатическими условиями, то можно по укрупненным показателям либо иным путем найти капитальные затраты К и потери на корону ΔΡ_Χ, входящие в формулу (7.1). То­гда по формуле (7.2) для каждого стандартного сечения проводника можно построить зависимости приведенных затрат от тока в нормальном режиме работы сети 3 = f(I_нб) (см. рисунок 7.1). Поскольку все составляющие, входящие в фор­мулу (7.1), пропорциональны длине линии L, то обычно их строят для длины линии L = 1 км. Здесь затраты 3₁соответствуют какому-то стандартному сечению F₁, затраты 3₂ — следующему  сечению F₂ из ряда стандартных  сечений и т. д.

              

                         

                          

                                            Рисунок 7.1

 

Совокупность зависимостей, приведенных на рисунке 7.1, позволяет получить экономические интервалы нагрузки, которым будут соответствовать минималь­ные приведенные затраты и, следовательно, наивыгоднейшие сечения проводов. Так, при расчетной наибольшей нагрузке линии Ι_иб < Ι₁ наивыгод­нейшей будет площадь сечения F₁, которой соответствуют приведенные затраты 3₁, при I₁ < I_иб < I₂ -  площадь сечения F₂, а при I_иб > I₂ — площадь сечения F₃, для которого приведенные затраты равны З₃.

Граничное значение тока, при котором целесообразно переходить от одной площади сечения к другой, можно найти, если записать выражение (7.2) для двух смежных площадей сечений F₁ и F₂:

 

                                         ,

 

                                         .

 

Приравнивая З₁ и З₂, получим:

 

                           .

 

Откуда

 

                                  .                                                            (7.5)

 

Следует заметить, что в ряде случаев экономические ин­тервалы нагрузки для некоторых сечений проводов воздушных ли­ний могут отсутствовать, что свидетельствует о нецелесообразности их примене­ния (кривая 3₄ на рисунке 7.1, соответствующая сечению F₄). Такая ситуа­ция может быть следствием, например, того, что стоимость линии на унифициро­ванных опорах с меньшей площадью сечения оказывается выше, чем линии с большей площадью сечения проводников. В кабельных линиях такого положения обычно не возникает. В них стоимость линии повышается при переходе с мень­шей стандартной площади сечения жилы на соседнюю большую. Поэтому эконо­мические интервалы нагрузки могут быть найдены для всех площадей сечений жил, имеющихся в шкале стандартных сечений.

По сравнению с экономической плотностью тока экономические интервалы нагрузки позволяют учитывать дискретность шкалы стандартных  сечений проводов, конкретные условия сооружения линии (климатический и гео­графический районы, тип и материал опор, число цепей), при необходимости - потери электроэнергии на корону и др. При их построении условие линейности зависимости капитальных затрат от площади сечения не обязательно. Следует отметить, что для эффективного использования экономических интервалов нагрузки они должны быть построены для достаточно большого сочетания различных выше приведенных ус­ловий, что связано со значительными затратами времени. Кроме того, в условиях изме­няющихся цен на материалы, оборудование и электроэнергию эти интервалы должны периодически пересматриваться.

При этом следует отметить, что для воздушных линий выбор площади се­чения проводов по экономическим соображениям практическое значение имеет в основном при напряжениях 35 кВ и выше. Что же касается распределительных се­тей до 10 кВ включительно, то из-за отсутствия в них трансформаторов с регули­рованием напряжения под нагрузкой или иных регулирующих устройств определяющим фактором является преимущественно допустимая потеря напряжения.

     

8 Лекция 8. Выбор сечений проводников по допустимой потере напряжения

 

Содержание лекции: выбор сечений проводников воздушных и кабельных линий по условию допустимой потере напряжения.

Цель лекции: изучение методики выбора сечений проводников по допустимой потере напряжения.

 

В распределительных сетях на­пряжением до 10 кВ включительно обычно отсутствуют средства регулирования напряжения. При этом допустимые отклонения напряжения у электроприемников обеспечивают, как правило, путем соответствующего выбора площади сечения проводников. Поскольку отклонения напряжения у электроприемников при за­данном напряжении в центре питания непосредственно связаны с потерей напря­жения в сети, то последняя может быть принята в качестве исходного параметра. На основе опыта проектирования и эксплуатации распределительных сетей допустимую потерю напряжения обычно принимают: для сетей напряжением 6 -10 кВ ΔU_доп= (6 - 8) % от номинального напряжения сети, а для сетей напряже­нием 0,38 кВ ΔU_доп = (5 - 6) %.

Рассмотрим разомкнутую сеть, приведенную на рисунке  (8.1).

 

           

                                          Рисунок 8.1

 

Задача заключается в том, чтобы выбрать такие площади сечения провод­ников на участках сети, при которых фактическая наибольшая потеря напряжения от источника питания ИП до наиболее удаленного узла сети m была не больше допустимой:

 

                                         .

 

Потерю напряжения можно представить в виде:

 

          

 

где Р_iл, Q_iл, -  соответственно активная и реактивная мощности на i-м участке, опре­деляемые по заданным нагрузкам в узлах сети;

      R_iл,  Х_iл, - активное и реактивное со­противление i-гo участка сети;

      n - число последовательных участков;

     ΔU_a, ΔU_ρ-  соответственно потери напряжения в активном и реактивном сопротивлениях.

         При решении задачи учитывается то, что реактивные со­противления линий слабо зависят от сечения проводников. Их усредненные значения составляют для воздушных линий напряжением (0,38 – 0,42) Ом/км.

Задаваясь значением х₀, можно найти потерю напряжения в реактивном сопротивлении:                                                                               

 

                                                                                            (8.1)

 

где L_iл— длина i-ro участка сети.

Тогда, зная общую допустимую потерю напряжения, можно найти ΔU_a, ха­рактеризующую допустимую потерю напряжения в активном сопротивлении:

   

                               .                                               (8.2)

 

Данному условию могут удовлетворять различные сочетания активных сопротивлений R_u, на участках сети, а, следовательно, и различные сочетания пло­щадей сечений участков, поэтому для принятия решения необходимо задаться ка­кими-то дополнительными условиями. Известны три таких условия. Рассмотрим решение для каждого из них.

1. Сечения проводников выбирается одинаковой на всех участках се­ти. Удельное сопротивление r₀ выразим через сечение проводника r₀ = ρ/F, где  ρ – удельное сопротивление материала проводника. Формулу (8.2) представим в виде:

 

                               .

 

         Отсюда

                            

                                        .                                                                       (8.3)  

    

 Рассмотренное условие целесообразно использовать в случаях, когда потребители расположены относительно недалеко друг от друга. Примерами могут служить городская сеть 0,38 кВ, сеть уличного освещения, линии сельских сетей с ответвлениями в отдельные дома и др. В таких случаях экономически нецелесо­образно изменять площади сечения проводников через небольшие участки линии.

2. Площадь сечения проводников выбирается по условию минимальных суммарных потерь активной мощности ΔΡ_Σ = min, что соответствует равенству 'плотности тока J_ΔU на всех участках сети:

 

                                          = const .                                                  (8.4)

 

Произведем преобразование выражения (8.2):

 

          .

 

Подставляя из (8.4)  получим:

 

                        .

 

Откуда

 

                                   .                                                 (8.5)

 

По найденной плотности тока можно найти площадь сечения проводника на каждом участке сети:

 

                                                                   .                                                                                               (8.6)

 

По данному условию целесообразно вести расчеты в случаях, когда боль­шую долю ежегодных издержек составляет стоимость потерянной электроэнер­гии. Примером могут служить распределительные сети промышленных предпри­ятий с большим временем использования наибольшей нагрузки и значительными наибольшими нагрузками.

3. Площадь сечения проводников выбирается по условию минимума сум­марного расхода проводникового материала m_F = min. Расчетные формулы полу­чим, рассмотрев сеть, состоящую из двух участков ( см. рисунок 8.2).

 

               

 

                                   Рисунок 8.2

 

Запишем выражение объема металла для двух участков с учетом формулы (8.3):

 

     

 

где ΔU_al — потеря напряжения на линии длиной L_iл.

 

Здесь переменной является ΔU_а1,|. Для нахождения минимума объема и. сле­довательно, минимума массы проводникового материала возьмем первую произ­водную по ΔU_а1 и приравняем ее к нулю:

 

                .

 

 

Опуская промежуточные преобразования, запишем конечные выражения для нахождения площади сечения проводников:

 

                       ,                  .

 

В общем случае для сети с n участками площадь сечения i-ro участка

 

                                                                                (8.7)

 

где                    

                           .                                               (8.8)

 

 

Таким образом, вычислив предварительно коэффициент к_р, можно найти площадь сечения на каждом из участков сети.

Это условие целесообразно использовать в случаях, когда экономия мате­риала проводника важнее экономии потерь электроэнергии. Одним из таких слу­чаев является сельская распределительная сеть с малыми нагрузками и неболь­шим временем использования наибольшей мощности.

Если ни одно из трех рассмотренных условий не является выраженным, то расчеты выполняют одновременно по всем условиям, после чего полученные площади сечения проводников сравнивают по одному из экономических критери­ев (3.3) - (3.7).

  

9 Лекция. Выбор сечений проводников по условию допустимого нагрева

 

Содержание лекции: нагревание проводников электрическим током. Определение предельных допустимых токов по нагреву.

Цель лекции: изучение методики выбора и проверки сечений проводников по условию допустимого нагрева.

 

9.1 Нагревание проводников электрическим током

 

Прохождение электрического тока по проводнику вызывает выделение тепловой энергии. Проводник при этом нагревается до определенной температуры, которая является основным показателем допустимости нагрузки проводника током заданной величины. Если при нагреве током нагрузки температура провода не превышает предельно допустимой величины, то соответствующая нагрузка для такого провода является приемлемой.

На температуру нагрева проводника влияют многие факторы, основными из которых являются:

-         продолжительность и цикличность действия тока;

-         температура окружающей среды;

-                      условия прокладки проводов, материал проводов, марка и характеристика изоляции.

При нагреве провода током нагрузки его температура не сразу достигает своей максимальной величины. Если температура окружающей среды , а температура проводника , то вследствие разности температур  энергия электрического тока отдается в окружающую среду в виде тепловой энергии. Закон изменения температуры проводника при прохождении тока представлен показательной функцией (кривая 1 на рисунке 9.1):

 

                              

 

где  - температура проводника через t секунд после начала включения тока;

      - предельная максимальная установившаяся температура проводника;

      Т – постоянная времени нагрева.

Как видно, температура проводника асимптотически стремится к предельной температуре  . Через время t = (3 ÷ 4)Т температура достигает значения = (0,95 ÷0,98) . Практически в этот момент наступает равновесие между теплом,  выделяемым током в проводнике, и  теплом, отдаваемым в окружающую среду. Температура проводника больше не повышается и сохраняет постоянное значение, зависящее от тока нагрузки.

       

     

                                                Рисунок 9.1

 

Максимальное значение тока, соответствующее предельной температуре, называется предельным допустимым током по нагреву.

Закон снижения температуры проводника после отключения тока представляется зависимостью:

 

                                 ,

 

которая показана кривой 2 на рисунке 9.1. 

При прерывистой работе линии с интервалами Δt₀, Δt₁, Δt₂, Δt₃ и т.д. включения и Δt₁^´, Δt₂^´, Δt₃^´ и т.д., отключения установки (ломаная линия 3 на рисунке 9.1) повышение температуры проводника будет характеризоваться кривой 4 рисунка 9.1. Как видно, в этом случае температура нагрева проводника значительно меньше и, следовательно, предельный допустимый ток будет больше, чем при непрерывной нагрузке.

В этом режиме работы установки, который называется повторно-кратковременным, разрешается вместо действительного кратковременного тока I_кр учитывать в расчете некоторый условный приведенный длительный ток I_{пр. дл} определяемый по формуле:

 

                                                                                                (9.1)

 

где ПВ – продолжительность включенного состояния (рабочего периода) в относительных единицах, равная t_в/t_ц;

t_в – время, на которое включается установка;

t_ц – продолжительность всего цикла работы установки.         

Формула (9.1) пригодна для t_ц = 10 минут и t_в < 4 минут. Если продолжительность включения превышает 4 минуты и паузы между включениями малы, то указанной формулой пользоваться нельзя и расчет следует вести, как для установки с длительным режимом работы.

Таким образом, условие расчета сети по нагреву  можно выразить формулой:

                                            I_дл < I_доп

 

где I_дл – длительный ток нагрузки, А;

      I_доп – предельные допустимый ток для данного проводника, А.

 

9.2 Определение предельно допустимых токов по нагреву

 

Найдем количество тепла, выделяемого в единицу времени током в проводе:

 

                                          

 

и количество тепла, отдаваемого в единицу времени в окружающую среду:

 

                                      

где с – коэффициент, учитывающий отдачу тепла в окружающую среду путем теплопроводности, лучеиспускания и конвекции (перемещение частиц воздуха), Вт/(см² К);

       s – поверхность проводника, см².

При достижении предельной установившийся температуры для данного тока наступает тепловое равновесие между количеством тепла, выделенного током в проводнике, и количеством тепла, отданного в окружающую среду, т.е. Р = Р^´, следовательно:

 

                                   ,

 

откуда

                                 .

Заменив s = πdl и R = r₀l, получим

 

                                   .                                                         (9.2)

 

Зная допустимую для данного провода предельную температуру , можно определить и допустимый для него предельный ток по нагреву:

 

                                     .                                                (9.3)

 

Пользуясь формулами (9.2) и (9.3), можно получить выражение для определения значений предельного тока на провод для любых температур

 

                                                                                             (9.4)

 

где и - новые заданные значения для искомого тока.

 

 

10 Лекция. Выбор сечений проводников с учетом защитных аппаратов

 

Содержание лекции: типы защитных аппаратов,  выбор защитных аппаратов.

Цель лекции: изучение методики выбора сечений проводников в сетях до 1000 В.

 

10.1 Типы защитных аппаратов

 

Каждый участок электрической сети должен быть снабжен защитными устройствами, назначение которых – автоматически отключать этот участок, если по нему протекает ток, превосходящий допустимый по нагреву.

Для защиты сетей до 1000 В применяются:

-         плавкие предохранители;

-         автоматические выключатели с расцепителями;

-         тепловые реле, действующие на магнитный пускатель или контакторы.

Плавкие  предохранители широко применяются, как правило, в сетях до 1000 В. Если ток короткого замыкания или перегрузки достигает заданной величины, в плавком предохранителе сгорает металлическая вставка и отключает защищаемый участок от источника питания.

Автоматические выключатели осуществляют отключение линий, питающих электродвигатели, при перегрузках или коротких замыканиях. Расцепители автоматических выключателей бывают трех видов:

а) электромагнитный расцепитель, для которого время срабатывания не зависит от тока;

б) тепловой расцепитель, имеющий время срабатывания, зависящее от тока;

в) комбинированный расцепитель, представляющий собой сочетание теплового и электромагнитного.

 

10.2 Выбор защитных аппаратов 

 

Для правильной работы защитного аппарата его номинальный ток должен удовлетворять трем условиям.

1. В нормальном режиме

 

                                                                                                    (10.1)

 

где - рабочий ток линии. Этот ток определяется

 

                                         

 

где К₀ – коэффициент одновременности, учитывающий неодновременность максимума нагрузок. В городских сетях К₀ = 0,8 – 0,3.

В промышленных сетях загрузка электродвигателей учитывается коэффициентом загрузки К_з, при этом рабочий ток i-го электродвигателя определяется

 

                                             .

 

Рабочий ток линии, питающий n двигателей,

 

                                                    (10.2)

 

где К₀ К_зi = K_ci – коэффициент спроса.

Условие (10.1) с учетом предыдущего выражения можно записать

 

                                 .                                        (10.3)

 

2. В пусковом режиме осуществляется пуск одного из n двигателей. В линии протекает наибольший кратковременный ток, который с учетом (10.2) равен

 

                                                                                  (10.4)

 

где I_пуск – пусковой ток двигателя, у которого наибольшая разница между пусковым и рабочими токами.

Номинальный ток защитного аппарата для одного двигателя

 

                                                                                        (10.5)

 

где α – отношение пускового тока к номинальному току плавкой вставки.

Для линии, питающей несколько двигателей, можно записать

 

                             .                               (10.6)

 

3. Третье условие состоит в том, что защитные аппараты должны работать избирательно (селективно), т.е должен отключаться только поврежденный или перегруженный участок.

 

 

 

10.3 Учет технических ограничений при выборе сечений проводов воздушных линий и жил кабелей

 

Рассмотрим технические ограничения, которые должны учитываться при сечений проводников линий различного номинального напряжения и конструктивного исполнения.

Коронирование проводов воздушных линий. С учетом возможности по­явления короны провода должны удовлетворять следующему условию:

 

                                                                                                (10.6)

 

где Е_макс-  максимальная напряженность электрического поля у поверхности лю­бого провода при среднем эксплуатационном напряжении;

      Е₀ - напряженность электрического поля, соответствующая появлению общей короны.

Значения Е_макс и Е₀ зависят от диаметра провода, а Е_макс, кроме того, непо­средственно связана с напряжением, подводимым к проводам. Следовательно, различным номинальным напряжением будут соответствовать вполне определен­ные минимальные диаметры проводов, для которых соблюдается условие (10.6). Поскольку диаметры и сечения проводов в свою очередь связаны между собой, то выбор (проверка) проводов по условию короны может быть произведен по условию

 

                                            F > F_нм..кор                                                        (10.7)

 

где F_нм..кор - наименьшее допустимое сечение.

В линиях напряжением 35кВ и ниже F_нм..кор получаются существенно ниже, чем площади сечения проводов, соответствующие другим условиям. Поэтому учет коронирования производят при выборе проводов линий напряжением 110 кВ и выше.

Механическая прочность проводов воздушных линий. С учетом механи­ческих свойств проводов их сечения должны удовлетворять условию:

 

                                           F ≥ F_нм..мех                                                         (10.8)

                                                                      

где F_нм..мех - наименьшая допустимая площадь сечения по условию механической прочности.

В соответствии с ПУЭ на линиях напряжением до 1кВ алюминиевые провода могут применяться с площадью сечения не менее 16 мм², а сталеалюми- ниевые - не менее 10 мм². На линиях более 1кВ наименьшие площади сечения установлены в зависимости от толщины стенки гололеда b: при b < 10 мм для алюминиевых проводов 35 мм² и сталеалюминиевых 25 мм²; при b > 15 мм для алюминиевых проводов 50 мм² и сталеалюминиевых 35 мм². На переходах линии через судоходные реки, в пролетах пересечений с инженерными сооружениями  F_нм..мех должны быть увеличены.

Термическая стойкость. Проверке на термическую стойкость подлежат проводники при протекании по ним токов короткого замыкания. Практическое значение данное ограничение имеет в основном для кабельных линий и изолиро­ванных проводов, т. к. в них даже кратковременное протекание токов короткого замыкания может вызвать повреждение изоляции из-за ее недопустимого нагрева. Проводник должен удовлетворять условию:

 

                                 Т_нб.кз ≤ Т_доп..кз

 

где F_нм..мех - наибольшая температура нагревания за время короткого замыкания;

     Т_доп..кз - допустимая температура при коротком замыкании.

 

11 Лекция. Основы построения схем электрических сетей

 

Содержание лекции: общие требования к схемам электрических сетей и надежности электроснабжения, принципы построения схем сети.

Цель лекции: изучение требований, предъявляемых к схемам электрических сетей, а также рассмотрение конфигураций электрических сетей.

 

11.1 Общие требования к схемам электрических сетей и надежности

электроснабжения

 

При построении схем электрических сетей решаются основные задачи выбора схем выдачи мощности новых (реконструированных) электростанций, мест размещения новых подстанций и схем их присоединения к существующим (проектируемым) сетям, схем электрических соединений электростанций и подстанций, мест размещения компенсирующих и регулирующих устройств.

При построении схем электрических сетей их можно условно разделить на системообразующие и распределительные сети.

К системообразующим относятся электрические сети, которые объединяют электрические станции и крупные узлы нагрузки. Они предназначены для передачи больших потоков мощности и выполняют функции формирования энергосистемы как единого объекта. Системообразующие сети выполняют на  напряжение 500, 220 кВ, обеспечивая тем самым их большую пропускную способность. Назначение распределительных сетей – передача электроэнергии от подстанций системообразующей сети к центрам питания сетей городов, промышленных предприятий и сельской местности. К первой ступени распределительных сетей относятся сети напряжением 220 и 35 кВ, а ко второй – сети 10 и 6 кВ.

К схемам электрических сетей предъявляются следующие требования:

1 Обеспечение необходимой надежности. В соответствии с ПУЭ все  электроприемники по требуемой степени надежности разделяются на три категории. Для электроснабжения потребителей каждой из категорий предъявляются соответствующие требования к схемам (питание от одного, двух и т.д. независимых источников).

2 Обеспечение нормируемого качества электроэнергии. Действующий стандарт на качество электроэнергии устанавливает нормативные допустимые отклонения напряжения на зажимах электроприемников ± 5% и предельно допустимые отклонения напряжения ± 10%.

3 Гибкость сети. Предполагается, что схема сети должна быть приспособлена к обеспечению передачи и распределения мощности в различных режимах, в том числе в послеаварийных при отключении отдельных элементов, а также создания такой конфигурации сети, которая позволяет ее дальнейшее развитие без существенных изменений ранее созданной сети.

4 Обеспечение оптимальных уровней токов короткого замыкания. Для ограничения токов короткого замыкания рассматривается комплекс мер: применение трансформаторов с расщепленными обмотками и токоограничивающих реакторов, секционирование основной сети энергосистемы, шин электростанций и подстанций и др.

5 Создание возможности построения сети из унифицированных элементов. Применение унифицированных элементов линий электропередачи и подстанций позволяет снизить стоимость сооружения проектной схемы сети. Поэтому целесообразно применять технически и экономически обоснованное минимальное количество схем новых решений.

6 Обеспечение условий охраны окружающей среды. Это требование при построении схемы сети может быть выполнено за счет уменьшения отчуждаемой территории путем применения двухцепных и многоцепных линий, в том числе повышенной пропускной способности, простых схем подстанций и т.п.

 

11.2 Принципы построения схем электрических сетей

 

При построении схем используется большое многообразие конфигураций электрических сетей. Условно их можно разделить на  радиальные и замкнутые.

 

 

               

 

 

                                 Рисунок 11.1

 

В схемах радиальных сетей (см. рисунок 11.1) узлы нагрузки получают электроэнергию от одного центра питания ЦП. При этом к одноцепной линии может быть подключен только один узел нагрузки (см. рисунок 11.1,а) или несколько узлов нагрузки (см. рисунок 11.1, б). Линия может быть разветвленной (см. рисунок 11.1,в). В распределительных сетях 6 – 10 кВ центр питания может быть соединен с распределительным пунктом РП, от которого уже отходят линии непосредственно к узлам нагрузки (см. рисунок 11.1,г). Между ЦП и РП может быть проложено две цепи. В этом случае сеть превращается в частичную резервируемую (см. рисунок 11.1,д).

Радиальные сети ввиду их простоты оказываются наиболее дешевыми, но в то же время они обеспечивают наименьшую надежность электроснабжения. Поэтому они используются обычно для питания узлов нагрузки небольшой мощности, а также в случае возможности резервирования по сети низкого напряжения.

Для повышения надежности электроснабжения используют двойные радиальные сети. Так же, как и в одинарных радиальных сетях, к ним может быть подключен один узел нагрузки (см. рисунок 11.1,е), несколько узлов (см. рисунок 11.1, ж). Сеть может быть выполнена разветвленной (см. рисунок 11.1,з). В такой сети обеспечивается резервирование питания потребителей. Линии такой сети могут быть выполнены на двухцепных опорах или в виде двух цепей на отдельных опорах. В зависимости от схем подключения подстанций в нормальном режиме линии могут работать параллельно либо раздельно.

В схемах замкнутых сетей узлы нагрузки могут получать питание с двух и более сторон.

Применяют замкнутые сети кольцевой конфигурации, выполненные одинарными (см. рисунок 11.2,а) или двойными (см. рисунок 11.2,б), подключенными к одному центру питания, что является некоторым их недостатком. Он устраняется в замкнутой одинарной (см. рисунок 11.2, в) или двойной сети (см. рисунок 11.2, г), которая получает питание от двух ЦП. Еще большую надежность имеет узловая сеть (см. рисунок 11.2,д), в которой подстанции могут получать питание от трех ЦП. К более сложным относятся многоконтурные сети, отдельные участки которых могут выполняться одиночными либо двойными линиями (см. рисунок 11.2,е) или полностью двойными линиями (см. рисунок 11.2, ж).

 

 

 

 

 

 

                                         Рисунок 11.2

 

12 Лекция. Типовые схемы подстанций

 

Содержание лекции: способы присоединения подстанций к электрической сети, схемы распределительных устройств.

Цель лекции: изучение способов подключения подстанций к электрической сети, рассмотрение типовых схем распределительных устройств.

 

12.1 Способы присоединения подстанций к электрической сети

 

Конфигурация сети является основой для выбора способа подключения подстанций. В радиальных сетях к одной линии может быть присоединена одна подстанция (см. рисунок 12.1, а), несколько подстанций в виде ответвлений (см. рисунок 12.1, б) или с заходом линии на каждую подстанцию (см. рисунок 12.1,в). В радиальных сетях с параллельными линиями также может быть присоединена одна подстанция (см. рисунок 12.1, г), несколько подстанций в виде ответвлений одновременно от двух линий (см. рисунок 12.1,д) или с заходом общих линий на каждую подстанцию (см. рисунок 12.1, е).

В замкнутых сетях к линии между двумя центрами питания подстанции могут присоединяться в виде ответвлений (см. рисунок 12.1, ж) либо с заходом линии на подстанции (см. рисунок 12.1, з). Во втором случае каждая из подстанций превращается в проходную с возможностью транзита мощности в ту или другую сторону. При наличии двойных параллельных линий между двумя центрами питания подстанции могут подключаться  в виде ответвлений от каждой линии (см. рисунок 12.1, и). При питании по трем и более линиям с заходом их на подстанцию она превращается в узловую (см. рисунок 12.1, к.,л).

Способ присоединения подстанции к сети существенно влияет на ее схему электрических соединений, количество необходимых коммутационных аппаратов, другого электротехнического оборудования, на удобство эксплуатации и технико-экономические показатели сети.

 

12.2 Типовые схемы распределительных устройств

 

При выборе схем распределительных устройств подстанции следует учитывать число присоединений (линий и трансформаторов), требования надежности электроснабжения потребителей и обеспечение транзита мощности через подстанцию в нормальном, ремонтных и аварийных режимах.

К схемам подстанций предъявляются требование простоты, наглядности и экономичности. Эти требования могут быть достигнуты за счет унификации конструктивных решений подстанции.

Рассмотрим наиболее характерные типовые схемы распределительных устройств.  Тупиковые одно-двухтрансформаторные подстанции (см. рисунок 12.2) выполняются с выключателями со стороны высшего напряже­ния. Перемычки со стороны шины двухтрансформаторной подстанции могут быть выполнены автоматически на отделителях с приводом двухстороннего действия или неавтоматическими, выполненными из двух разъединителей.

       Для проходных подстанций напряжением 110 кВ (см. рисунок 12.3) при числе присоединений до 6 применяется схема - одна секционированная выключателем и обходная система шин с выключателями в цепях трансфор­маторов с совмещенным секционным и обходным выключателем.

 

                                                                                                                  

 

    

                                         Рисунок   12.1

 

       Проходные подстанции напряжением 220 кВ (см. рисунок 12.4) выполняются по схеме - одна секционированная выключателем и обходная система шин с выключателями в цепях трансформаторов, с совмещенным секционным и обходным выключателем.

        При числе присоединений 7 и более применяют схему - две рабочие и одна обходная системы шин  (см. рисунок 12.5). Для транзитных подстанций, входящих в замкнутую (кольцевую) сеть, применяются мостиковые схемы (см. рисунок 12.6).

 

 

                                                                                                           

                            

 

 

    Рисунок 12.2                                            Рисунок 12.3

 

 

                          

 

                                      Рисунок 12.4

 

        

 

                                                Рисунок 12.5

 

                                              

 

                                                    Рисунок 12.6

 

 

13 Лекция. Схемы городских распределительных сетей

 

Содержание лекции: схемы городских распределительных электрических сетей.

Цель лекции: рассмотрение схем городских систем распределения электрической энергии.

 

Принципы построения городских распределительных электрических сетей основываются на ряде особенностей, которые заключаются в следующем:

- большой плотности электрических нагрузок, составляющих от 1 до 20 МВт/км;

- относительно равномерном распределении нагрузок на ограниченной территории;

- стесненных условиях для выбора трасс линий и площадок для подстанций;

-         требованиях высокой надежности электроснабжения.

С учетом этих особенностей желательно применять простые схемы подстанций, двухцепные воздушные и кабельные линии.

В системы электроснабжения городов входят:

- сети внешнего электроснабжения напряжением 110 кВ и выше, которые связаны с системными подстанциями;

- сети внутреннего электроснабжения напряжением 110 – 35 кВ, предназначенные для связи сетей внешнего электроснабжения с сетями 10(6) кВ;

-         питающие сети напряжением 10(6) кВ;

-         распределительные сети 10(6) кВ.

Питающие сети напряжением 10(6) кВ соединяют шины подстанции глубокого ввода, являющиеся центром питания распределительной сети ЦП, с распределительными пунктами РП. К наиболее характерным относятся схемы питающих сетей, приведенные на рисунке 13.1. При питании РП от одного центра питания (см. рисунок 13.1, а) две линии подключаются к двум секциям шин ЦП, разделенным секционным выключателем СВ, и двум секциям шин РП. Между секциями РП устанавливают секционный выключатель СВ. Если по условию нормального режима сети секционные выключатели в ЦП и (или) РП отключены, то на них выполняют устройства автоматического ввода резерва (АВР). Тогда в случае непредвиденного исчезновения напряжения на одной из секций оно подается от другой секции автоматическим включением секционного выключателя.

Отдельные распределительные пункты могут получать питание от двух ЦП путем сооружения перемычки между РП (см. рисунок 13.1, б). Если в нормальном режиме сети перемычка отключена, то устройство автоматического ввода резерва выполняют на выключателе перемычки со стороны РП с одной секцией шин.

Распределительные сети напряжением 10(6) кВ в зависимости от категории потребителей по надежности формируются по следующим схемам:

- радиальным без резервирования, в которых при повреждении любого линейного участка происходит полное погашение;

- замкнутым, работающим в разомкнутом режиме, в которых при повреждении какого-либо участка сети восстановление электроснабжения осуществляется вручную после отыскания и отключения поврежденного участка;

- разомкнутым с автоматическим вводом резерва для всех ответственных потребителей.

Распределительные сети подключаются непосредственно к центрам питания либо к распределительным пунктам.

 

            

 

                                  Рисунок 13.1

 

В радиальной нерезервированной сети (см. рисунок 13.2) все трансформаторные подстанции ТП питаются от одной линии, которая заходит на каждую ТП. При повреждении любого участка линии она автоматически отключается выключателем со стороны ЦП. Если повреждение произошло на неголовном участке, то он вручную может быть отключен ближайшим разъединителем со стороны ЦП. Трансформаторы на ТП могут присоединяться к сети на высшем напряжении через разъединители и выключатель В, предохранитель П или выключатель нагрузки ВН. На низшем напряжении 0,38 кВ в цепи трансформатора используется контактор К или предохранители с разъединителями (рубильниками).

К преимуществам радиальной нерезервированной сети относится простота, невысокая стоимость, отсутствие повышенных нагрузок в послеаварийных режимах по сравнению с нормальным режимом. Недостаток проявляется в погашении всех ТП в случае повреждения линии в любом месте.

 

 

              

                                                   Рисунок 13.2

 

14 Лекция. Схемы электрических сетей до 1000 В

 

Содержание лекции: схемы низковольтных электрических сетей.

Цель лекции: рассмотрение основных принципов построения схем применительно к сетям 0,38 кВ общего назначения.

 

Электрические сети 0,38 кВ общего назначения выполняются четырехпроводными (три фазных провода и один нулевой) с глухим заземлением нейтрали (см. рисунок 14.1). От них могут быть выполнены четырехпроводные трехфазные ответвления с нулевым проводом для питания трехфазных электроприемников 1, трех- и двухпроводные ответвления с нулевым проводом для питания однофазных электроприемников соответственно 2 и 3.

 

 

                                         Рисунок 14.1

 

В сельских и городских сетях применяют также пятипроводные сети, состоящие из трех основных фазных проводов, нулевого и дополнительного фазного провода для электроприемников уличного освещения (см. рисунок 14.2).

Если нагрузка уличного освещения большая, то для  него может быть проложен не один дополнительный фазный провод, а два и три.

 

 

                                           Рисунок 14.2

 

 К простейшим относятся радиальные нерезервируемые сети 1 (см. рисунок 14.3), в которых повреждение данной линии 0,38 кВ вызывает погашение всех электроприемников, подключенных к ней. Для повышения надежности электроснабжения по сети 0,38 кВ используют петлевые схемы 2. В них каждый потребитель может получать питание по двум линиям, подключенным к одной ТП. В нормальном режиме петля в каком–то одном месте разомкнута, т.е. сеть оказывается радиальной. Если напряжение на одной линии исчезает, то погашенный потребитель может быть переключен на другую линию.

 

 

                                      Рисунок 14.3

 

В системах электроснабжения городов возможно применение схемы сложно-замкнутой сети 0,38 кВ (см. рисунок 14.4). Здесь между отдельными ТП имеются несколько связей, на которых установлены предохранители. При повреждении какого-либо участка сети перегорают ближайшие к нему предохранители, а на остальных участках напряжение сохраняется. В нормальном режиме мощность по каждому трансформатору ТП направлена от шин 6 – 10 кВ к шинам 0,38 кВ. Для обеспечения селективности отключения коротких замыканий в сети напряжением 6 – 10 кВ на трансформаторах ТП со стороны 0,38 кВ устанавливают автоматы обратной мощности АОМ, которые отключаются при возникновении противоположного направления мощности, т.е. от шин 0,38 кВ к шинам 6 – 10 кВ.

 

 

 

                                    Рисунок 14.4

15 Лекция. Пути повышения пропускной способности линий электропередачи и электрических сетей

 

Содержание лекции: способы повышения пропускной способности линий электропередачи и электрических сетей.

Цель лекции: изучение путей повышения пропускной способности питающих и распределительных электрических сетей.

 

Под пропускной способностью линий электропередачи понимают такую активную мощность, которую с учетом технических ограничений  можно длительно передавать по линии. К таким ограничениям относятся:

- предел передаваемой мощности, учитывающий устойчивость параллельной работы электрических станций и узлов нагрузки;

-         допустимый ток нагрева проводников;

-         допустимая потеря напряжения;

-                    пропускная способность концевых и промежуточных устройств (трансформаторов, выключателей, устройств продольной компенсации и т.п.);

-                    вынужденные уставки релейной защиты.

Рассмотрим пути повышения пропускной способности при различных ограничивающих факторах.

По фактору статической устойчивости генераторов электростанций предельная передаваемая мощность в системе, состоящей их генераторов, трансформаторов и линий электропередачи определяется по формуле:

 

                                                                                        (15.1)

 

где Е – ЭДС генераторов;

      U_c – напряжение на шинах системы;

      Х_г, Х_т, Х_л – сопротивления генераторов, трансформаторов и линий электропередачи.

Если генераторы удаленной станции и работающие в системе имеют регуляторы возбуждения сильного действия, позволяющими поддерживать постоянными заданные напряжения U₁  и  U₂ по концам линии, то предел передаваемой мощности будет равен

 

                                       .                                                            (15.2)

 

Из этой формулы видны следующие проектные пути увеличения пропускной способности системы электропередачи за счет воздействия на ее часть – линию электропередачи:

1 Повышение номинального напряжения линии. Здесь существенно то, что предельная мощность пропорциональна квадрату напряжения.

2 Уменьшение индуктивного сопротивления линии. Оно может быть уменьшено за счет применения расщепленных фаз. Такой путь особенно целесообразен на линиях большой длины. Другой путь заключается в использовании различных вариантов конструктивного исполнения воздушных компактных линий электропередачи.

3 Применение продольной компенсации реактивного сопротивления линии.. В этом случае эквивалентное сопротивление без учета распределенности параметров для линии без потерь будет равно:

 

                                      Х_л.э= Х_л – Х_с .

 

Пропускная способность линии, ограниченная допустимым током по нагреву проводника, определяется формулой:

 

                                                                                          (15.3)

 

где U – напряжение линии;

      I_доп – допустимый ток по нагреву;

      cos φ – коэффициент мощности.

Отсюда можно сформулировать следующие пути повышения пропускной способности:

1 Повышение номинального напряжения. При неизменном допустимом токе пропускная способность линейно зависит от номинального напряжения. Этот фактор в условиях проектирования имеет практическое значение в случае применения напряжения 380 В вместо 220 В, 10 кВ вместо 6 кВ, 110 кВ вместо 35 кВ.

2 Повышение  cos φ  за счет установки компенсирующих устройств. Для повышения передаваемой активной мощности без увеличения тока надо предварительно разгрузить линию (снизить ток) от реактивной мощности. Это можно сделать за счет установки компенсирующего устройства в конце линии такой мощности, при которой полная мощность осталась бы неизменной (см. рисунок 15.1, а). При этом треугольник S_допQP соответствует мощностям в линии при отсутствии компенсирующего устройства.(см. рисунок 15.1, б). Если активную мощность надо увеличить с Р до Р_к, то одновременно произойдет увеличение реактивной мощности, и полная мощность возрастет. При одинаковом      cos φ прежней и вновь подключенной нагрузки треугольник мощностей займет положение S΄Q΄Р_к. При подключении компенсирующего устройства мощностью Q_ку полная мощность должна быть снижена до прежней величины. Тогда треугольник мощностей будет иметь вид S_допQ_кP_к, где Q_к – реактивная мощность в линии после компенсации.

При неизменном токе  линии до и после компенсации будет справедливо следующее уравнение:

 

                              

                         

 

или

 

                                   .                                                        (15.4)

 

Имея в виду, что ( см. рисунок 15.1,.б), после подстановки Q_k в уравнение (15.4) можно получить мощность компенсирующего устройства, необходимую для повышения передаваемой активной мощности с Р до Р_к:

 

                                                                       (15.5)

 

где Р_к может находиться в пределах Р ≤ Р_к ≤ S_доп.

В случае полной компенсации реактивной мощности предельное значение активной мощности будет Р_к = Р_пр (см. рисунок 15.1, б), а мощность компенсирующего устройства составит:

 

                                     .                                                  (15.6)

 

 

     

                                   

                                            Рисунок 15.1

 

 

                                     Список литературы 

1. Блок В.М.Электрические сети и системы.- М.: Высшая школа,    1986.

2. Идельчик В.И. Электрические системы и сети: Учебник для вузов.- М.: Энергоатомиздат, 1989.

3. Электрические  системы: Электрические сети./ Под.ред. В.А. Веникова.—М.: Высшая школа, 1997.

4. Электрические системы и сети в примерах и иллюстрациях: Учеб. пособие для электроэнерг. спец.  Под.ред. В.А. Строева.– М.: Высш. шк.,1999 .

5. Евдокунин Г.А. Электрические системы и сети: Учебное пособие для студентов электроэнергетических спец. вузов. – СПб.: Издательство Сизова М.П., 2001.

6. Герасименко А.А. Передача и распределение электроэнергии: Учеб. пособие. – Ростов-на Дону: Феникс, 2006.

 

 

                                              Содержание

                                                                                                                                

                                                                                                                      

1 Лекция. Задачи и методы проектирования электрических сетей и систем        3

2 Лекция. Основные экономические показатели                                                     5

3 Лекция. Критерии сравнительной технико-экономической эффективности     9

4 Лекция. Учет надежности при выборе вариантов развития электрических    

сетей                                                                                                                            13

5 Лекция. Выбор конфигурации и номинального напряжения

электрической сети                                                                                                    16

6 Лекция. Выбор сечений проводников по экономической плотности тока       19

7 Лекция. Выбор сечений проводов воздушных линий по экономическим

интервалам нагрузки                                                                                                  22

8 Лекция. Выбор сечений проводников по допустимой потере напряжения       25

9 Лекция. Выбор сечений проводников по условию допустимого нагрева          30

10 Лекция. Выбор сечений проводников с учетом защитных аппаратов             34

11 Лекция. Основы построения схем электрических сетей                                   38

12 Лекция. Типовые схемы подстанций                                                                   42

13 Лекция. Схемы городских распределительных сетей                                        46

14 Лекция. Схемы электрических сетей до 1000 В                                                 49

15 Лекция. Пути повышения пропускной способности линий

 электропередачи                                                                                                        51