ЛЕКЦИЯ №13.

Проектирование электрических сетей.

Электрические сети подразделяются по иерархическому принципу. Высший уровень занимает единая национальная электрическая сеть ЕНЭС. Ниже уровнем находятся межрегиональные электрические сети (Центра, Северного Кавказа, Северо-Запада, Сибири, Урала, Волги, Востока), еще ниже – региональные электрические сети (как правило, по субъектам федерации). Далее в иерархической структуре располагаются электрические сети для внешнего электроснабжения крупных промышленных предприятий, городов, сельскохозяйственных районов и т.д [1,5].

Задача проектирования энергосистем 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.

Проектирование энергосистем и электрических систем начинается с выполнения комплекса так называемых внестадийных проектных работ. В результате выполнения этих работ разрабатываются обосновывающие материалы для определения экономической эффективности и целесообразности проектирования, строительства или реконструкции и расширения электросетевых объектов большой стоимости. После утверждения обосновывающих материалов начинается стадийное проектирование электросетевых объектов.

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

· анализ существующей сети рассматриваемой энергосистемы (района, города, объекта), включающий ее рассмотрение с точки зрения загрузки, условий регулирования напряжения, выявления «узких мест в работе;

· определение электрических нагрузок потребителей и составление балансов активной мощности по отдельным подстанциям и энергоузлам, обоснование сооружения новых понижающих подстанций;

· выбор расчетных режимов работы электростанций (если к рассматриваемой сети присоединены электростанции) и определение загрузки проектируемой электрической сети;

· электрические расчеты различных режимов работы сети и обоснование схемы построения сети на рассматриваемые расчетные уровни;

· проверочные расчеты статической и динамической устойчивости параллельной работы электростанций (выполняются как правило, только при проектировании электрических сетей объединенных или достаточно мощных отдельных энергосистем), выявление основных требований к системе противоаварийной автоматики;

· составление баланса реактивной мощности и выявление условий регулирования напряжения в сети, обоснование пунктов размещения компенсирующих устройств, их типа и мощности;

· расчёты токов КЗ проектируемой сети и установление требований к отключающей способности коммутационной аппаратуры, разработка предложений по ограничению мощности КЗ;

· выбор и обоснование количества мощности и мест установки дугогасящих реакторов для компенсации емкостных токов (как правило, производится только для сетей 35 кВ и ниже);

· сводные данные по намеченному объему развития электрической сети, натуральные и денежные показатели, очередность развития.

13.1. Определение электрических нагрузок.

Основными потребителями электроэнергии являются промышленность, строительство, электрофицированный транспорт, сельскохозяйственной производство, коммунально-бытовой сектор в городских и сельской местности.

Определение электрических нагрузок потребителей необходимо для решения ряда вопросов, возникающих при проектировании развития электрических сетей:

· выбора напряжения электрической сети;

· схемы электрической сети;

· основного оборудования;

· расчета режимов работы электрической сети.

Основным методом оценки электропотребления на перспективу является метод прямого счета, основанный на применении удельных норм расхода электроэнергии и плановых или прогнозных данных по объемам производства. Ориентировочные удельные нормы потребления электроэнергии в различных отраслях промышленности, сельскохозяйственном производстве, коммунально-бытовом секторе приводятся в справочной литературе.

Годовое потребление электроэнергии W_год, например, промышленным предприятием с объемом А годового выпуска продукции составит

где w_уд - удельный расход электроэнергии на единицу продукции.

При решении вопросов развития распределительной сети достаточно данных о максимальных расчетных нагрузках потребителей Р_макс. Один из наиболее распространенных методов расчета ожидаемой максимальной электрической нагрузки потребителя (объекта) состоит в использовании данных о годовом потреблении электроэнергии W_год и продолжительности использования максимальной нагрузки Т_макс

Средние значения Т_макс для различных отраслей промышленности и коммунально-бытовых потребителей приводится в справочной литературе.

При проектировании развития распределительных электрических сетей рассчитываются перспективные нагрузки подстанций. Для выбора оборудования подстанции, в частности для выбора трансформаторов, рассчитывается максимальная нагрузка подстанции. Для этого суммируются максимальные нагрузки объектов, получающих питание от рассматриваемой подстанции, и применяется коэффициент разновременности максимумов k_p. Расчетная максимальная электрическая нагрузка подстанции, от которой питаются n объектов с максимальными расчетными нагрузками Р_максi, составит

Для выполнения расчетов потокораспределения в электрических сетях определяется нагрузка каждой подстанции электрической сети в период прохождения максимума нагрузки энергосистемы. Для определения нагрузок подстанций в этот период применяются коэффициенты попадания в максимум нагрузки энергосистемы k_M. Расчетная нагрузка подстанции в период прохождения максимума нагрузки энергосистемы составит

Ориентировочные значения режимных коэффициентов и приведены ниже:

· шины 6 – 10 кВ k_p =0,6 – 0,8;

· шины 35 кВ k_p = 0,8 -0,85;

· шины 110 кВ k_p = 0,9 – 0,95

· осветительно-бытовая нагрузка k_M = 1,0;

· односменные промпредприятия k_M = 0,1 – 0,15

· сельскохозяйственное производство k_M = 0,7 – 0,75

13.2. Номинальные напряжения электрических сетей.

При проектировании развития электрической сети одновременно с разработкой вопроса о конфигурации электрической сети решается вопрос о выборе ее номинального напряжения. Шкала номинальных линейных напряжений электрических сетей установлена ГОСТ 721-77 и составляет следующий ряд:

0,38; 3; 6; 10; 20; 35; 110; 150; 220; 330; 500; 750; 1150 кВ

При выборе номинального напряжения сети учитываются следующие общие рекомендации:

· напряжения 6…10 кВ используются для промышленных, городских и сельскохозяйственных распределительных сетей; наибольшее распространение для таких сетей получило напряжение 10 кВ; применение напряжения 6 кВ для новых объектов не рекомендуется.

· в настоящее время в связи с ростом нагрузок коммунально-бытового сектора имеется тенденция к повышению напряжения распределительных сетей в крупных городах до 20 кВ;

· напряжение 35 кВ широко используется для создания центров питания сельскохозяйственных распределительных сетей 10 кВ; в связи с ростом мощностей сельских потребителей для этих целей начинает применяться напряжение 110 кВ;

· напряжения 110…220 кВ применяются для создания региональных распределительных сетей общего пользования и для внешнего электроснабжения крупных потребителей;

· напряжения 330 кВ и выше используются для формирования системообразующих связей ЕЭС и для выдачи мощности крупными электростанциями.

Номинальное напряжение отдельной линии электропередачи является, главным образом, функцией двух параметров: мощности Р, предаваемой по линии, и расстояния L, на которое эта мощность передается. В связи с этим имеется несколько эмпирических формул для выбора номинального напряжения линии, предложенных разными авторами.

Формула Стилла

где Р, кВт, L, км, дает приемлемые результаты при значениях L£250 км и Р£60 МВт.

Формула Илларионова

где Р, кВт, L, км, дает удовлетворительные результаты для всей шкалы номинальных напряжений от 35 до 1150 кВ.

13.3. Требования к схемам электрических сетей.

При построении схем систем передачи и распределения электроэнергии решаются основные задачи выбора схем выдачи мощности новых (реконструируемых) 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.

К схемам электрических сетей предъявляются следующие требования:

1. Обеспечение необходимой надежности. Имеются два принципиальных подхода к оценке надежности схем сетей. Первый опирается на нормативные документы, в которых все электроприемники по требуемой степени надежности разделяются на три категории.

В соответствии с ПУЭ электроприемники разделяются 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.

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

Второй подход предполагает экономическую (количественную) оценку ущерба от недоотпуска электроэнергии. Его рекомендуют использовать, прежде всего, в тех случаях, когда сравниваемые варианты схем сети существенно отличаются по надежности электроснабжения, а также для оценки эффективности мероприятий, направленных на повышение надежности.

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 % . Вероятность появления отклонений напряжения между нормативно допустимыми и предельно допустимыми не должна превышать 0,05.

3. Достижение гибкости сети. Здесь подразумевается два аспекта. Первый предполагает, что схема сети должна быть приспособлена к обеспечению передачи и распределения мощности в различных режимах, в т. ч. послеаварийных, при отключении отдельных элементов. Второй аспект выражает требование создания такой конфигурации сети, которая позволяет ее последующее развитие без существенных изменений созданной ранее сети.

4. Максимальное использование существующих сетей. Это требование сочетается с предыдущим (гибкость сети) и отражает то, что сеть должна представлять динамически развивающийся объект.

5. Обеспечение максимального охвата территории. Сущность этого требования заключается в том, что конфигурация сети должна позволять подключение к ней всех потребителей, расположенных на данной территории, независимо от ведомственной подчиненности и форм собственности.

6. Обеспечение оптимальных уровней токов короткого замыкания. В схеме сети с одной стороны токи короткого замыкания должны быть достаточны по значению для реагирования на них устройств релейной защиты, а с другой - ограничены с целью возможности использования выключателей с меньшей отключающей способностью.

7. Обеспечение возможности выполнения релейной защиты, противоаварийной и режимной автоматики. Данное требование связано с оптимизацией токов короткого замыкания и различными допустимыми режимами.

8. 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.

9. 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 т. ч. повышенной пропускной способности, простых схем подстанций и т. п.

При построении схем используется большое многообразие конфигураций электрических сетей. Условно их можно разделить на радиальные (радиально-магистральные) и замкнутые. В схемах радиальных сетей (рис. 13.1) узлы нагрузки получают ЭЭ от одного центра питания ЦП. При этом к одноцепной линии может быть подключен только один узел нагрузки (рис. (13.1, а) или несколько узлов нагрузки (рис. 13.1, б). Линия может быть разветвленная (рис. 13.1, в). В распределительных сетях 6-20 кВ центр питания может быть соединен с распределительным пунктом РП, от которого уже отходят линии

Рис.13.1. Варианты конфигураций радиальных сетей: а), в), д) – одинарная с одним узлом нагрузки, с несколькими узлами, разветвленная; б), г), е) – двойная с одним узлом нагрузки, с несколькими узлами, разветвленная; ж), з) – с промежуточным распределительным пунктом

непосредственно к узлам нагрузки (рис. 13.1, г). Между ЦП и РП может быть проложено две цепи. В этом случае сеть превращается в частично резервируемую (рис. 13.1, д).рис131

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 низшего 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 (рис. 13.1, е), несколько узлов (рис. 13.1, ж). Сеть может быть выполнена разветвленной (рис. 13.1, з). В такой сети обеспечивается резервирование питания потребителей. Линии такой сети могут быть выполнены на двухцепных опорах либо 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 (ЦП, источников). Применяют замкнутые сети кольцевой конфигурации, выполненные одинарными (рис. 13.2, а) или двойными (рис. 13.2, б), подключенными к одному центру питания, что является некоторым их недостатком. Он устраняется в замкнутой одинарной (рис.13.2, в) или двойной (рис.13.2, г) сети, которая получает питание от двух ЦП. Еще большую надежность имеет узловая сеть (рис.13.2, 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 (рис.13.2, е) или полностью двойными линиями (рис.13.2, ж).

Рис.13.2. Варианты конфигураций замкнутых сетей: а) – одинарная с питанием от одного ЦП; б) – двойная с питанием от одного ЦП; в) – одинарная с питанием от двух ЦП; г) – двойная с питанием от двух ЦП; д) – узловая; е), ж) – многоконтурные

13.1. Выбор сечений проводов воздушных и кабельных линий.

Для воздушных линий электропередачи (ВЛ) применяются многопроволочные алюминиевые и сталеалюминиевые провода, а также провода из алюминиевых сплавов. Для ВЛ 35 кВ и выше применяют, как правила, сталеалюминевые провода. Применение медных или других проводов должно обосновываться технико-экономическими расчетами.

Для ВЛ напряжением до 35 кВ в настоящее время получают все большее распространение самонесущие изолированные провода СИП. Для СИП используются сталеалюминевый провод или провод из алюминиевого сплава высокой прочности. В качестве изоляции используется сшитый полиэтилен СПЭ.

Выбор сечений проводов ВЛ напряжением 750 кВ и выше производится на основе технико-экономических расчетов.

При проектировании ВЛ напряжением до 500 кВ включительно выбор сечения провода проводится по нормированы обобщенным показателям. В качестве таких показателей используются нормированные значения экономической плотности тока j_H , указанные в таблице 13.1.

Экономическая плотность тока соответствует минимальным затратам при передаче по ВЛ заданной нагрузки.

Сечение провода F проектируемой ВЛ составляет

где I_p - расчетный ток линии на пятый год ее эксплуатации.

Для системообразующих линий основной сети I_p определяется по расчетным длительным потокам мощности. Для линий распределительной сети I_p определяется расчетом потокораспределения при прохождении максимума нагрузки энергосистемы.

Полученное по выражению (13.7) сечение округляется до ближайшего стандартного сечения. Шкала стандартных сечений проводов ВЛ составляет следующий ряд:

6, 10, 16, 25, 35, 50, 70, 95, 120, 150, 185, 240, 300, 330, 400, 500,….мм².

Метод экономической плотности тока достаточно прост, поскольку для выбора сечения используется простейшая формула (13.7). В этом привлекательность метода. Однако этот метод не учитывает ряд факторов, влияющих на стоимость ВЛ, ее географическое расположение.

Выбранные сечения проводов ВЛ должны удовлетворять ряду технических требований, при которых обеспечивается нормальная эксплуатация линии. Окончательный выбор сечения можно сделать только после проверки выполнения этих технических требований.

Таблица 13.1

Проводники	Плотность тока , А/мм^2, при Тmax, ч/год
	1000…3000	3000..5000	Более 5000
Неизолированные провода и шины: Медные алюминиевые	2,0 1,0	1,7 0,9	1,4 0,8
Кабели с бумажной пропитанной изоляцией с жилами: Медными алюминиевыми	2,4 1,3	2,0 1,1	1,6 1,0
Кабели с резиновой и пластмассовой изоляцией с жилами: Медными алюминиевыми	2,8 1,5	2,5 1,4	2,2 1,3

Проверка по механической прочности. Провода ВЛ подвергаются внешним механическим воздействиям. Это, главным образом, ветровые и гололедные нагрузки. С целью обеспечения надежной работы проводов ВЛ в условиях внешних механических воздействий устанавливаются минимальные допустимые сечения проводов по механической прочности, приведенные в табл. 13.2

Таблица 13.2

Характеристика ВЛ	Минимально допустимое сечение проводов, мм^2
	Алюминиевых и из нетермообработанного алюминиевого сплава	Из термообработанного алюминиевого сплава	Сталеалюминиевых	стальных
ВЛ в районных по гололеду: До II III – IV V и более	70 95 -	50 50 -	35 50 70	35 35 35
ВЛ на двухцепных опорах 35 кВ и выше	-	-	120	-

Таблица 13.3

Uном, кВ	110	150	220	330	500	750	750
Кол-во проводов в фазе	1	1	1	2	3	4	5
Fmin.kop	70	120	240	240	300	400	240

Сечение провода, выбранное по (13.7), должно быть проверено по условию

Проверка по условиям короны. Явление общей короны возникает при высокой напряженности электрического поля на поверхности провода и сопровождается характерным потрескиванием и видимым свечением. Процессы ионизации воздуха вокруг коронирующего провода приводит к потерям активной мощности. Уменьшение напряженности на поверхности провода достигается увеличением радиуса (сечения) провода.

Минимальные сечения проводов F_min._мех по условию ограничения потерь на корону приведены в таблице 13.3. Проверка сечений проводов по условиям короны выполняется для ВЛ напряжением 110 кВ и выше. Сечение провода, выбранное по (13.7), должно быть проверено по условию

Проверка по допустимому нагреву . В соответствии с правилами ПУЭ все проводники должны удовлетворять требованиям допустимого нагрева в длительных режимах работы. Под этими режимами понимаются, как правило, послеаварийные и ремонтные режимы работы электрической сети.

Допустимая температура – это такая наибольшая температура, при которой провод или кабель сохраняют свои электрические и механические свойства.

Провода перегорают обычно в местах соединения, в которых выделяется больше тепла при протекании тока.

Допустимый нагрев проводов ВЛ характеризуется длительно допустимой температурой q_д=70⁰С . Для ВЛ эта температура обусловлена свойствами соединительных контактов, нагрев которых выше этой температуры приводит к интенсивной коррозии и возрастанию их переходных сопротивлений. Данными эксплуатационных наблюдений установлено, что указанная предельная температура провода гарантирует нормальную работу соединительных контактов.

При протекании электрического тока в проводе выделяется теплота, часть которой идет на нагревание провода, а часть отводится в окружающую среду. Определенному длительно протекающему по проводнику току при заданных условиях охлаждения соответствует вполне определенное превышение температуры провода над температурой окружающей среды.

Допустимый ток – это такой ток, при длительном протекании которого проводник нагревается до допустимой температуры.

При протекании тока I в проводнике с сопротивлением r за единицу времени выделяется количество теплоты

где К₁ - коэффициент перевода электрической мощности в теплоту. Отдаваемое в окружающую среду количество теплоты равно

где К₂ - коэффициент теплопроводности; F_охл - поверхность охлаждения проводника.

В установившемся режиме количество теплоты, выделяемой в единицу времени, равно отдаваемому в окружающую среду: Q_выд = Q_охл. Если учесть, что q = q_доп , при I=I_доп, то легко получить следующее выражение для допустимости тока:

где

.

Из последнего выражения следует, что

Таким образом, допустимый по нагреву ток растет с ростом диаметра проводника.

Допустимая по нагреву плотность тока

Т.е. J_q убывает с ростом диаметра. Следует отметить, что в проводах и кабелях большого сечения допустимая по нагреву плотность тока меньше, чем в проводниках малого сечения.

Осуществлять температурный контроль проводника в процессе эксплуатации затруднительно, поэтому в справочных данных приводятся значения допустимого длительного тока, вызывающего нагревание проводника до температуры q_д при температуре воздуха В табл. 13.4. приведены допустимые длительные токи для сталеалюминиевых проводов. Поправочные коэффициенты на температуру приведены в табл. 13.5.

Сечение провода ВЛ, выбранное по (13.7), должно быть проверено по условию

Где I_max - максимальный ток длительного режима.

Таблица 13.4

F, мм^2	35	50	70	95	120	150	185
	175	210	265	330	390	450	510
F, мм^2	240	300	330	400	500	600	700
	610	690	730	825	945	1050	1180

Таблица 13.5

Поправочный коэффициент при фактической температуре воздуха, ^0С
-5	0	5	10	15	20	25	30	35	40	45	50
1,29	1,24	1,2	1,15	1,11	1,05	1,0	0,94	0,88	0,81	0,74	0,67

Кабельные линии (КЛ) изготовляются на напряжения до 500 кВ включительно. Токоведущая жила кабелей выполняется алюминиевой или медной. В качестве изоляции используется бумага, пропитанная маслом, резина и пластмасса (полиэтилен, поливинилхлорид и сшитый полиэтилен СПЭ). Прокладка КЛ выполняется в земляных траншеях и открыто в кабельных сооружениях, например в тоннелях.

КЛ напряжением 110-220 кВ находят применение в системах электроснабжения крупнейших городов и энергоемких предприятий. КЛ напряжением до 35 кВ широко используется в распределительных сетях городов и промышленных предприятий, где прокладка ВЛ встречает большие затруднения.

Выбор сечений жил кабелей выполняется по нормированной экономической плотности тока (табл.13.1). Сечение F жилы кабеля рассчитываются по выражению (13.7) и округляется до стандартного ближайшего сечения.

Выбранные сечения должны удовлетворять ряду технических требований, при которых обеспечивается нормальная эксплуатация кл. Окончательный выбор сечения можно сделать только после проверки выполнения этих технических требований.

Проверка по допустимому нагреву. Для каждой КЛ устанавливаются допустимые токовые нагрузки, определяемые по участку трассы с наихудшими тепловыми условиями при длине участка не менее 10 м. Длительные допустимые токи I_д для разных марок кабелей при различных условиях прокладки принимаются по справочным материалам.

Допустимые длительные токи в справочных материалах приводятся для одиночного кабеля, проложенного открыто при температуре воздуха +25⁰С или в земле при температуре земли +15⁰С и тепловом сопротивлении земли 1,2 мК/Вт. П других условиях работы КЛ на величину допустимого тока вводятся поправочные коэффициенты.

Поправочный коэффициент k₁ на количество кабелей в одной земляной траншее указан таб.13.6. Поправочный коэффициент k₂ на действительную температуру окружающей среды указан в табл. 13.7 (данные приведены для кабелей напряжением 10 кВ). Поправочный коэффициент k₃ на тепловое сопротивление земли указан в таб. 13.8.

Таким образом, допустимый длительный ток кабеля с учетом реальных условий его прокладки составит

Таблица 13.6

Поправочный коэффициент k1 при количестве кабелей
1	2	3	4	5	6
1,0	0,84	0,72	0,68	0,64	0,61

Таблица 13.7

Способ прокладки	Поправочный коэффициент k2 при температуре окружающей среды
	-5	0	5	10	15	20	25	30	35	40	45	50
в земле	1,2	1,15	1,12	1,05	1,0	0,94	0,88	0,82	0,75	0,67	0,57	0,47
воздухе	1,35	1,31	1,25	1,2	1,13	1,07	1,0	0,93	0,85	0,76	0,66	0,54

Таблица 13.8

Характеристика земли	Удельное тепловое сопротивление, м×К/Вт	Поправочный коэффициент k3
Песок влажностью более 9%, песчано-глинистая почва влажностью более 14%	0,8	1,13
Нормальная почва и песок влажностью 7-9%, песчано-глинистая почва влажностью 12-14%	1,2	1,0
Песок влажностью 4-7%, песчано-глинистая почва влажностью 8-12%	2,0	0,87
Песок влажностью менее 4%, каменистая почва	3,0	0,75

Нормативные документы допускают перегрузку кабелей по отношению к допустимому длительному току, например, на период ликвидации аварии.

В соответствии с «Правилами технической эксплуатации электроустановок потребителей» допускаются следующие перегрузки кабелей с изоляцией:

бумажной пропитанной напряжением до 10 кВ k_п = 1.3;

полиэтиленовой и поливинилхлоридной k_п = 1.15;

резиновой k_п = 1.18.

Продолжительность перегрузки этих кабелей допускаются не более 6 часов в сутки в течение 5 суток и не более 100 часов в год, если в остальное время указанных суток нагрузка не превышала длительно допустимой.

Перегрузка кабелей с бумажной пропитанной изоляцией напряжением 20 кВ и выше не допускается.

В соответствии с данными заводов-изготовителей допускаются следующие перегрузки СПЭ кабелей:

при прокладке в земле k_п = 1.23 (напряжение до 35 кВ);

при прокладке в воздухе k_п = 1.27 (напряжение до 35 кВ);

при прокладке в земле k_п = 1.17 (напряжение 110 кВ);

при прокладке в воздухе k_п = 1.2 (напряжение 110).

Продолжительность перегрузки этих кабелей допускается не более 8 часов в сутки, не более 100 часов в год и не более 1000 часов за срок службы кабеля.

Сечение жилы кабеля, выбранное по (13.7), должно быть проверено по условию

где I_max - максимальный ток длительного режима.

Проверка по допустимой потере напряжения. Для КЛ напряжением до 20 кВ рассчитывается потеря напряжения U_max от центра питания до наиболее электрически удаленного потребителя. Выбранные сечения КЛ должны проверяться по условию

где DU_д = 6%, допустимая потеря напряжения.

Линии 6 – 10 кВ, идущие непосредственно к электроприемникам этого напряжения, проверяются на допустимые отклонения напряжения в соответствии с ГОСТ 13109-97.

Проверка по термической стойкости. При протекании по сети аварийных токов КЗ происходит интенсивное нагревание токоведущих элементов кабеля. Установлены следующие предельные допустимые температуры q_пр для кабелей с изоляцией:

бумажной пропитанной напряжением до 10 кВ – 200⁰С;

бумажной пропитанной напряжение выше 10 кВ – 125⁰С;

поливинилхлоридной и резиновой – 150⁰С;

полиэтиленовой - 120⁰С.

Расчет температуры жилы кабеля при протекании тока КЗ достаточно сложен. Поэтому в практических расчетах сечение кабеля проверяется по условию

где F_minTC - минимальное термически стойкое сечение кабеля, определяемое величиной тока КЗ и временем его отключения.

В соответствии с данными заводов-изготовителей для СПЭ кабелей q_пр=250⁰C. Для этих кабелей установлены допустимые односекундные токи КЗ, которые не должны превышать значений приведенных в табл. 13.9.

Таблица 13.9

Жила	Односекундный ток КЗ Iкз1, кА, при сечении жилы, мм^2
	50	70	95	120	150	185	240	300	400	500	630	800
Медь	7,15	10,0	13,6	17,2	21,5	26,6	34,3	2,9	57,2	71,5	90,1	114,4
Алюм.	4,7	6,6	8,9	11,3	14,2	17,5	22,7	28,2	37,6	47,0	59,2	75,2

При другой продолжительности КЗ допустимый ток термической стойкости определяется умножением тока I_кз1, приведенного в табл. 13.9 на поправочный коэффициент

где t – продолжительность КЗ, с.

При невыполнении любого из технических требований, сечения жил КЛ, выбранные по нормированной экономической плотности тока, увеличивается до значений, удовлетворяющих этим требованиям.

13.5. Характеристика задач и исходных условий расчета конструктивной части линий.

Механическая прочность воздушных линий (ВЛ) – это способность проводов, грозозащитных тросов и опор выдерживать механические нагрузки, возникающие из-за собственного веса, ветра, гололедных образований, изменения температуры и других факторов. Механическая прочность ВЛ в значительной мере влияет на надежность работы электрической сети. Это относится к прочности как проводов, так и опор.

При проектировании конструктивной части ВЛ, сооружаемых на унифицированных и типовых опорах, выбираются конкретные конструкции опор всех необходимых типов., осуществляется их расстановка по трассе и проверка на прочность в расчетных режимах. Кроме того, при проектировании конструктивной части ВЛ рассчитываются по условиям механической прочности провода и грозозащитные тросы. Этот расчет включает определение: 1) механических нагрузок и сил, действующих на провода и тросы; 2) механических напряжений проводов и тросов в различных их точках и при различных условиях работы; 3) наибольших стрел провеса проводов и тросов.

Под расчетом проводов ВЛ на механическую прочность понимается определение механического напряжения в проводах при различных сочетаниях климатических условий и сопоставление этих напряжений с допустимыми значениями.

ВЛ напряжением 35 кВ и выше имеют грозозащитный трос. Расчеты на механическую прочность проводов и грозозащитных тросов имеют много общего, поэтому ниже под термином провод будет подразумеваться и трос.

Основными факторами влияющими на механическое напряжение в проводе, являются:

· температура окружающего воздуха;

· гололедные нагрузки;

· ветровые нагрузки.

При изменении температуры воздуха меняется внутренне механическое напряжение в проводе за счет изменения длины провода в пролете. Гололед и ветер влияют на механическое напряжение в проводе за счет внешнего механического воздействия.

Для ВЛ применяются, главным образом, сталеалюминиевые провода. Физико-механические характеристики алюминия и стали существенно отличаются. В практических инженерных расчетах сталеалюминиевых проводов используются эквивалентные физико-механические характеристики, приведенные к проводу в целом:

· модуль упругости Е;

· температурный коэффициент линейного удлинения a;

· механическое напряжение s

В справочных материалах даются допустимые механические напряжения в проводе для трех режимов:

· режима низшей температуры [s_qmin];

· режима среднегодовой температуры [s_qср];

· режима наибольшей внешней нагрузки [s_рmax].

Основной задачей расчета провода на механическую прочность является определение таких условий его монтажа, чтобы в процессе эксплуатации линии механические напряжения в проводе в режимах низшей температуры, среднегодовой температуры и наибольшей температуры не превышали допустимых значений.

Таким образом, условия проверки провода на механическую прочность имеют следующий вид:

Поскольку расчетные значения механического напряжения в проводе сопоставляются с допустимыми напряжениями, метод расчета получил название метода допустимых напряжений.

Контрольные вопросы по теме:

1. Каково содержание работ по проектированию развития электрических сетей?

2. Какой основной метод оценки электропотребления на перспективу?

3. Какие режимные коэффициенты вводятся при определении нагрузок подстанций и расчете потокораспределения электрической сети?

4. Приведите шкалу номинальных напряжений электрических сетей.

5. В каких случаях для электрических сетей используются номинальные напряжения 6, 10, 20, 35,110,220,330 кВ и выше?

6. Какие две системы напряжений исторически сложились в нашей стране?

7. От каких факторов зависит напряжение линии электропередачи?

8. Назовите основные типы конфигураций электрических сетей.

9. Что такое нормированная экономическая плотность тока?

10. Как выполняется выбор сечений по экономической плотности тока?

11. Какова область применения метода экономической плотности тока?

12. Приведите шкалу номинальных сечений проводников.

13. Какие технические ограничения существуют при выборе сечений проводников?

14. Каковы минимальные сечения проводов ВЛ по условиям ограничения потерь на корону?

15. Какое дополнительное техническое ограничение принимается при выборе сечений проводников в сетях до 20 кВ?

16. Какие климатические режимы регламентируются для расчета провода на механическую прочность?

17. Какой метод положен в основу расчета проводов на механическую прочность?

18. Что такое удельная механическая нагрузка на провод?

19. Перечислить удельные нагрузки на провод?

20. В чем заключается задача расчета провода на прочность?

21. Записать уравнение состояния провода?

22. Каково физическое содержание уравнения состояния провода?

23. Пояснить термин «исходный режим»

24. Что такое стрела провеса провода?

25. Как выполняется расчет монтажных стрел провеса провода?

26. Записать выражение для расчета стрелы провеса провода.

27. От каких факторов зависит габарит ВЛ?

28. Записать условие проверки габарита ВЛ.

29. В каких режимах стрела провеса провода имеет наибольшее значение?

30. Назвать особенности механического расчета грозозащитного троса?

31. Какой принимается исходный режим при расчете грозозащитного троса?

32. Поясните термины «постоянные потери» и «переменные потери» электроэнергии

33. Назовите составляющие постоянных потерь

34. Что такое число использования наибольшей нагрузки?

35. Что такое число часов наибольших потерь мощности?

36. Как рассчитываются переменные потери энергии при проектировании электрических сетей.