Разработка и обоснование оптимального варианта электрической сети 35-220 кВ: Комплексный подход к проектированию и расчетам

В современных условиях, когда каждая единица энергии становится все более ценной, а требования к надёжности и качеству электроснабжения постоянно растут, эффективное проектирование электрических сетей напряжением 35–220 кВ обретает стратегическое значение. Согласно данным, общий уровень потерь электроэнергии в России по итогам 2020 года составил 8,64%, при этом в отдельных регионах, таких как Дагестан, этот показатель в 2024 году достигал тревожных 48,81%. Эти цифры наглядно демонстрируют не только масштаб проблемы, но и огромный потенциал для оптимизации, который лежит в плоскости грамотного проектирования и эксплуатации электросетей. И что из этого следует? В конечном итоге, повышение энергоэффективности напрямую влияет на снижение эксплуатационных расходов и повышение конкурентоспособности предприятий, делая инвестиции в оптимизацию критически важными.

Данная курсовая работа ставит своей целью разработку и всестороннее технико-экономическое обоснование оптимального варианта электрической сети напряжением 35–220 кВ. Эта сеть предназначена для эффективной передачи и распределения электроэнергии между несколькими потребительскими пунктами от единого источника, что предполагает комплексный подход к решению инженерных задач. Мы не просто представим набор расчётов, а построим целостную, логически выверенную систему, охватывающую все ключевые аспекты – от выбора номинального напряжения до минимизации потерь.

В рамках этой работы будут последовательно рассмотрены и проанализированы следующие задачи: выбор номинального напряжения и оптимальной схемы, расчёт реактивной мощности и подбор компенсирующих устройств, выбор трансформаторов и оценка их влияния на потери, анализ потокораспределения и напряжения в узлах сети, критерии выбора сечений проводов с учётом различных режимов, а также детальный расчёт годовых потерь электроэнергии и технико-экономическое сравнение предложенных вариантов. Результаты этой работы будут иметь не только теоретическую, но и значительную практическую ценность, служа надёжным фундаментом для будущих инженерных проектов в области электроэнергетики.

Теоретические основы проектирования электрических сетей

Прежде чем углубляться в детализацию расчётов и конкретных технических решений, необходимо заложить прочный фундамент из теоретических знаний, поскольку электрические сети – это сложный, многоуровневый организм, функционирование которого подчиняется строгим физическим и экономическим законам. Понимание этих основ критически важно для принятия обоснованных проектных решений, ведь любое упущение на этом этапе может привести к дорогостоящим ошибкам в будущем.

Классификация электрических сетей и их характеристики

Электрическая сеть – это не просто совокупность проводов, а иерархически построенная система, обеспечивающая путь электроэнергии от источника к потребителю. В России, как и во многих странах, принят уровневый принцип построения сетей, который позволяет эффективно управлять передачей и распределением энергии на различных дистанциях и для различных мощностей.

Исторически и нормативно сложились следующие уровни напряжения:

• Низкое напряжение (НН): до 1 кВ. Этот уровень предназначен для непосредственного питания конечных потребителей – жилых домов, офисов, небольших промышленных объектов. Типичные значения: 0,23 кВ, 0,4 кВ.
• Среднее напряжение (СН): от 1 кВ до 35 кВ. В Российской Федерации СН подразделяется на СН-1 (свыше 35 кВ) и СН-2 (от 1 до 35 кВ). На этом уровне происходит распределение электроэнергии в пределах населённых пунктов, промышленных зон. Наиболее распространёнными являются напряжения 6 и 10 кВ. При этом, 10 кВ, имея большую пропускную способность, постепенно вытесняет 6 кВ. Для сельскохозяйственных распределительных сетей часто используются центры питания напряжением 35 кВ, а при росте мощностей – 110 кВ.
• Высокое напряжение (ВН): от 110 кВ до 220 кВ. Это магистральный уровень, используемый для передачи электроэнергии на значительные расстояния и питания крупных узлов распределения. Именно с этим уровнем напряжения мы будем работать в данной курсовой работе.
• Сверхвысокое напряжение (СВН): от 330 кВ до 750 кВ. Предназначено для передачи больших объёмов мощности на очень большие расстояния, соединяя крупные энергосистемы и электростанции.
• Ультравысокое напряжение (УВН): свыше 1000 кВ. Применяется для рекордных дальностей и сверхбольших мощностей, например, в межгосударственных энергетических мостах.

Каждый уровень напряжения имеет свои особенности в части используемого оборудования, требований к изоляции, допустимых потерь и стоимости строительства.

Принципы выбора оптимальной схемы электроснабжения

Выбор схемы электроснабжения – это многокритериальная задача, которая должна учитывать целый ряд факторов. От грамотно выбранной схемы зависит не только первоначальная стоимость проекта, но и надёжность, экономичность, безопасность эксплуатации и возможность будущего развития системы.

Основные принципы, на которые опирается проектировщик, включают:

1. Степень надёжности электроснабжения: Это один из ключевых факторов, определяемый категориями потребителей в соответствии с Правилами устройства электроустановок (ПУЭ) 7-го издания и ГОСТ 32144-2013 «Качество электрической энергии. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения».
   • I категория: Потребители, перерыв в электроснабжении которых ведёт к угрозе жизни людей, значительному ущербу народному хозяйству, нарушению функционирования особо важных объектов или систем. Для них требуется два независимых, взаимно резервирующих источника питания, а коэффициент готовности должен быть не менее 0,999. Максимальное время восстановления электроснабжения – 0,5–0,7 секунды (с помощью автоматического ввода резерва – АВР). Особая группа I категории дополнительно требует третьего независимого источника (например, дизель-генератор).
   • II категория: Потребители, перерыв в электроснабжении которых приводит к массовому недоотпуску продукции, массовым простоям рабочих, нарушению нормальной деятельности значительного числа городских и сельских жителей. Также требуется два независимых источника, коэффициент готовности не менее 0,995, а время восстановления – 2–20 секунд (АВР или ручное переключение).
   • III категория: Все остальные потребители, не отнесённые к I и II категориям. Допускается один источник питания, коэффициент готовности не менее 0,99. Время восстановления может достигать 24 часов (ремонтно-восстановительные работы).
2. Обеспечение качества электроэнергии: ГОСТ 32144-2013 устанавливает нормируемые показатели качества, такие как отклонения напряжения, частоты, несинусоидальность. Схема должна обеспечивать соблюдение этих норм во всех узлах сети.
3. Удобство и безопасность эксплуатации: Проектируемая схема должна быть понятной для обслуживающего персонала, обеспечивать лёгкость доступа к оборудованию, возможность проведения ремонтов и оперативных переключений с минимальными рисками.
4. Экономическая эффективность: Капитальные вложения и эксплуатационные издержки должны быть минимизированы с учётом долгосрочной перспективы.
5. Перспективы развития энергосистем: Схема должна быть «гибкой», то есть способной адаптироваться к росту нагрузок, изменению трасс линий или площадок подстанций, а также сроков ввода в работу новых объектов.
6. Ограничение токов короткого замыкания (КЗ): Правильный выбор схемы и оборудования позволяет минимизировать токи КЗ, что снижает требования к коммутационной аппаратуре и повышает общую безопасность системы.
7. Снижение потерь электроэнергии: Максимально эффективное использование передаваемой энергии – одна из главных задач, которая достигается за счёт оптимального выбора сечений проводов, компенсирующих устройств и конфигурации сети.
8. Соответствие условиям охраны окружающей среды: Минимизация воздействия на окружающую среду, например, за счёт выбора оптимальных трасс линий, снижения уровня шума от оборудования.

Подстанции глубокого ввода: Преимущества и применение

Принцип максимального приближения источников высокого напряжения к электроустановкам потребителей является одним из наиболее прогрессивных и экономически обоснованных подходов в современном проектировании. Этот принцип реализуется, в частности, через подстанции глубокого ввода (ПГВ).

Концепция ПГВ: Подстанции глубокого ввода – это подстанции напряжением 35–220 кВ, которые располагаются непосредственно вблизи крупных энергоёмких производств (например, прокатные и электросталеплавильные цехи, обогатительные фабрики) или узлов концентрированной нагрузки. Они призваны максимально сократить путь электроэнергии на более низких классах напряжения.

Преимущества применения ПГВ:

• Сокращение протяжённости сетей низшего напряжения: Исключение промежуточных распределительных пунктов (РП) и значительное уменьшение длины кабельных и воздушных линий напряжением 6–10 кВ. Это приводит к экономии на строительстве и материалах.
• Снижение потерь мощности, энергии и напряжения: Чем короче линии на более низких напряжениях, тем меньше активные и реактивные потери, а также меньше падение напряжения. Это напрямую повышает энергоэффективность системы.
• Уменьшение объёма коммутационной и защитной аппаратуры: За счёт упрощения схемы распределения на низких классах напряжения сокращается количество выключателей, разъединителей, релейной защиты, что снижает капитальные и эксплуатационные затраты.
• Повышение качества электроэнергии: Уменьшение падений напряжения способствует поддержанию его на более стабильном уровне в узлах потребления, что соответствует требованиям ГОСТ 32144-2013.
• Повышение надёжности: Упрощение схемы и сокращение числа элементов в низковольтной части снижает вероятность отказов.
• Экономия производственных площадей: Установка подстанции ближе к потребителю позволяет оптимизировать использование территории предприятия.

Таким образом, ПГВ являются эффективным инструментом для создания надёжных, экономичных и энергоэффективных систем электроснабжения, особенно для крупных промышленных потребителей.

Выбор номинального напряжения и конфигурации электрической сети

Выбор номинального напряжения для новой или реконструируемой электрической сети – это одно из первых и самых ответственных решений в процессе проектирования, поскольку оно определяет всю дальнейшую архитектуру системы, тип оборудования, затраты на строительство и эксплуатацию, а также влияет на технические характеристики и потери. Что здесь упускается? Капитальные вложения, сделанные на этом этапе, будут иметь долгосрочные последствия, поэтому ошибка в выборе может оказаться критически дорогой, особенно если потребуется реконструкция или замена оборудования в будущем.

Методы предварительного выбора номинального напряжения

Начальный выбор номинального напряжения, как правило, производится на основе предварительных расчётов и эмпирических формул, которые позволяют быстро оценить целесообразность того или иного класса напряжения для заданных условий. Окончательный выбор всегда требует технико-экономического сравнения нескольких вариантов.

Среди наиболее распространённых методов предварительного выбора можно выделить:

1. Формула Стилла для непротяжённых линий:
   Эта формула используется для линий относительно небольшой длины и передаваемой мощности, позволяя быстро оценить необходимое напряжение:
   Uном = 4,43 ⋅ √ (L + 16 ⋅ Pmax)
   Где:
   • U_ном — номинальное напряжение линии в кВ.
   • L — длина линии в км.
   • P_max — максимальная передаваемая мощность в МВт.

   Пример применения: Предположим, необходимо передать P_max = 40 МВт на расстояние L = 100 км.

   Uном = 4,43 ⋅ √ (100 + 16 ⋅ 40) = 4,43 ⋅ √ (100 + 640) = 4,43 ⋅ √ 740 ≈ 4,43 ⋅ 27,2 ≈ 120,4 кВ.

   Это значение указывает на целесообразность рассмотрения номинального напряжения 110 кВ.

   Важно отметить, что формула Стилла применима для линий длиной до 250 км и передаваемой мощностью до 60 МВт.

2. Формула А.М. Залесского для длинных линий:
   Для случаев передачи больших мощностей на значительные расстояния (до 1000 км и более, особенно при P > 1000 МВт) применяется формула Залесского, которая отражает необходимость более высоких номинальных напряжений. Эта формула более сложна и учитывает реактивное сопротивление линии, но в предварительных расчётах её использование может быть упрощено до табличных или графических зависимостей, показывающих рост напряжения с увеличением мощности и расстояния.
3. Табличные данные и нормативные рекомендации:
   Практика проектирования накопила обширные данные, которые позволяют быстро ориентироваться в выборе напряжения. Например, для сельскохозяйственных распределительных сетей при росте мощностей потребителей с 35 кВ часто переходят на 110 кВ.

   Передаваемая мощность, МВт	Длина линии, км	Рекомендуемое напряжение, кВ
   5-15	20-50	35
   15-50	50-150	110
   50-150	150-300	220
   150-400	300-500	330

   Эти методы дают лишь ориентировочные значения, которые затем уточняются в ходе многовариантных расчётов.

Критерии оптимизации структуры электрической сети

Оптимизация структуры электрической сети – это процесс поиска такой конфигурации и параметров элементов, которая бы обеспечивала максимальную эффективность при соблюдении всех технических требований. В основе этого процесса лежат несколько ключевых критериев:

1. Комплексная оценка длины: Цель – минимизация общей протяжённости линий электропередачи, что напрямую влияет на капитальные затраты на строительство, количество опор, проводов и отчуждение земель. Однако, простая минимизация длины может привести к ухудшению других показателей, поэтому она рассматривается в комплексе.
2. Энергетическая оценка: Этот критерий связан с минимизацией потерь электроэнергии в линии и трансформаторах. Потери энергии – это прямые эксплуатационные затраты, поэтому их снижение является приоритетом. Сюда же относится и оптимизация реактивной мощности.
3. Оценки массы проводов: Минимизация массы проводов приводит к снижению стоимости материалов, уменьшению нагрузок на опоры и, как следствие, снижению затрат на их строительство. Для этого выбираются оптимальные сечения и материалы проводов (медь, алюминий, сталеалюминиевые).
4. Оценка надёжности: Надёжность количественно выражается через ряд показателей:
   • Коэффициент готовности: Доля времени, в течение которого система находится в работоспособном состоянии. Для электроприёмников I категории – не менее 0,999, для II категории – не менее 0,995, для III категории – не менее 0,99.
   • Частота отказов: Среднее количество отказов в единицу времени.
   • Время восстановления: Среднее время, необходимое для восстановления работоспособности системы после отказа (от 0,5 секунд для I категории до 24 часов для III категории).

   В качестве общего критерия надёжности может использоваться общий коэффициент надёжности электроснабжения, который учитывает уровень дублирования питания, свободную мощность и пропускную способность линий. Оптимальная схема должна обеспечивать требуемый уровень надёжности при минимальных затратах.

Гибкость и перспективы развития сети

Проектирование электрической сети – это не только решение текущих задач, но и взгляд в будущее. Электрические нагрузки постоянно растут, изменяются промышленные и жилые районы, появляются новые источники генерации. Поэтому схема электрической сети должна обладать гибкостью – способностью сохранять свою эффективность и адаптивность при возможных отклонениях от первоначальных проектных условий.

Это означает, что при проектировании необходимо учитывать:

• Возможные отклонения уровней электрических нагрузок: Сеть должна иметь резерв пропускной способности и мощности трансформаторов для покрытия будущего роста потребления.
• Изменение трасс воздушных линий (ВЛ) и площадок подстанций (ПС): Например, из-за изменения градостроительных планов или требований природоохранного законодательства. Схема должна допускать относительно лёгкую переконфигурацию.
• Изменение сроков ввода в работу отдельных энергообъектов: Задержки в строительстве или, наоборот, ускоренный ввод могут потребовать изменения временной схемы электроснабжения.
• Модульность и масштабируемость: Возможность поэтапного строительства и расширения сети без необходимости полного перепроектирования.

Для Единой национальной электрической сети (ЕНЭС) расчётный срок проектирования составляет 11 лет, для распределительных сетей – 5 лет, а для сетей внешнего электроснабжения промышленных предприятий и других крупных объектов – сроки ввода в работу (освоения мощности) объекта. Такая долгосрочная перспектива требует закладывать в проект не только текущую эффективность, но и потенциал для развития, что является одним из важнейших принципов современного проектирования.

Расчёт реактивной мощности и подбор компенсирующих устройств

Потоки реактивной мощности в электрической сети – это невидимый, но крайне значимый фактор, который оказывает существенное влияние на качество электроэнергии, экономичность и надёжность работы всей системы. Управление реактивной мощностью является одним из ключевых аспектов оптимизации электрических сетей.

Влияние реактивной мощности на режимы работы сети

Реактивная мощность, в отличие от активной, не совершает полезную работу (не превращается в механическую энергию, тепло или свет), но она абсолютно необходима для создания электромагнитных полей в индуктивных элементах, таких как трансформаторы, электродвигатели, дроссели. Без реактивной мощности эти устройства просто не смогут функционировать.

Однако чрезмерные потоки реактивной мощности приводят к ряду негативных последствий:

1. Увеличение платы за электроэнергию: В различных регионах России плата за потребление реактивной энергии может составлять от 12% до 50% от оплаты активной энергии. Энергоснабжающие организации выставляют дополнительные счета при коэффициенте мощности (cos φ) ниже 0,95.
2. Дополнительные потери активной энергии: Реактивная мощность, проходя по линиям электропередачи и оборудованию, вызывает потери активной энергии. Ежегодно эти потери могут достигать от 5% до 30% в промышленных электросетях. Например, при повышении cos φ с 0,75 до 0,95 снижение потерь активной мощности составляет около 38%. При очень низком коэффициенте мощности (например, cos φ = 0,5) потери активной энергии могут достигать 40%, а при cos φ = 0,316 вся активная мощность, передаваемая по сети, расходуется на потери в ней.
3. Снижение пропускной способности сети: Чрезмерные реактивные потоки занимают часть пропускной способности линий и трансформаторов, которую можно было бы использовать для передачи активной мощности. Это означает, что для передачи того же объёма активной мощности требуется оборудование большей номинальной мощности или большее количество линий.
4. Перегрузка оборудования: Из-за повышенных токов, вызванных реактивной мощностью, происходит перегрев проводов, перегрузка силовых трансформаторов и другого оборудования, что сокращает их срок службы.
5. Просадки напряжения: Большие потоки реактивной мощности приводят к значительным падениям напряжения в сети, что ухудшает качество электроэнергии и может негативно сказаться на работе потребителей.
6. Необходимость завышения мощности силовых трансформаторов и сечения кабелей: Для компенсации реактивной мощности приходится выбирать оборудование с запасом по мощности, что увеличивает капитальные затраты.

Коэффициент мощности (cos φ) – это ключевой показатель, численно равный отношению активной мощности (P) к полной мощности (S):

cos φ = P / S

Чем ближе cos φ к единице, тем эффективнее используется электрическая сеть.

Методы и средства компенсации реактивной мощности

Компенсация реактивной мощности – это целенаправленное воздействие на баланс реактивной мощности в узле электроэнергетической системы. Её основная задача – поддержание требуемых уровней напряжения, снижение потерь электроэнергии и повышение коэффициента мощности до оптимальных значений (0,92–0,96).

Источниками реактивной мощности в сети являются генераторы электростанций и специальные компенсирующие устройства (КУ).

Наиболее распространённые типы компенсирующих устройств:

1. Батареи статических конденсаторов (конденсаторные установки, УКРМ):
   Это наиболее распространённый и экономически эффективный способ компенсации. Конденсаторы генерируют ёмкостную реактивную мощность, компенсируя индуктивную составляющую нагрузки.
   • Принцип работы: Для увеличения генерируемой мощности и её ступенчатого регулирования конденсаторы соединяют в треугольник. Для повышения напряжения – последовательно.
   • Экономический эффект: Применение УКРМ позволяет снизить энергопотребление до 40–50% от общего объёма, а окупаемость таких установок, как правило, составляет от полугода до года.
   • Типы и регулирование: УКРМ обычно имеют 6 ступеней регулирования, но для мощностей более 500 кВ·Ар рекомендуется 7–12 ступеней. Минимальная ступень может составлять 2,5 кВ·Ар. Высоковольтные установки (3,3–35 кВ) могут иметь мощность от 30 кВ·Ар до нескольких десятков МВ·Ар.
   • Преимущества: Относительная простота, компактность, низкие эксплуатационные расходы, высокая скорость реакции.
   • Недостатки: Невозможность поглощать реактивную мощность (работать в режиме недовозбуждения), чувствительность к гармоническим искажениям.
2. Синхронные компенсаторы (СК):
   Это синхронные явнополюсные машины, работающие в режиме холостого хода, то есть без механической нагрузки. Они способны как генерировать, так и потреблять реактивную мощность.
   • Режимы работы:
     • Перевозбуждение: Работают как генераторы реактивной мощности (до номинальной реактивной мощности компенсатора).
     • Недовозбуждение: Работают как потребители реактивной мощности (до 40–50% от номинальной).
     • Отрицательное возбуждение: Потребление реактивной мощности может достигать 65% от номинальной.
   • Преимущества:
     • Плавное и автоматическое регулирование генерируемой/потребляемой реактивной мощности.
     • Возможность увеличения генерируемой мощности при понижении напряжения в сети.
     • Стабилизация напряжения в сети.
     • Улучшение устойчивости энергосистемы.
   • Недостатки:
     • Потребление небольшой активной мощности на собственные нужды.
     • По сравнению с УКРМ, меньшая компактность и более медленная реакция.
     • Более высокие капитальные и эксплуатационные затраты.
   • Мощности: Стандартный ряд номинальных мощностей СК изменяется в пределах от 10 до 160 МВ·Ар.

Для оптимизации потоков реактивной мощности рекомендуется устанавливать регулируемые компенсирующие устройства в узлах электрической сети, мощности которых соизмеримы с реактивными мощностями нагрузок этих узлов.

Нормативные требования к коэффициенту мощности

Регулирование реактивной мощности является не только экономической, но и нормативной необходимостью. Правила и стандарты устанавливают предельные значения коэффициента реактивной мощности, при нарушении которых могут применяться штрафные санкции.

Согласно Приказу Минэнерго РФ от 23.06.2015 № 380 «О Порядке расчёта значений соотношения потребления активной и реактивной мощности для отдельных энергопринимающих устройств (групп энергопринимающих устройств) потребителей электрической энергии», устанавливаются следующие предельные значения коэффициента реактивной мощности (tg φ) в часы больших суточных нагрузок:

• Для сетей 0,4 кВ: не более 0,35 (что соответствует cos φ ≈ 0,944).
• Для сетей 6–35 кВ: не более 0,4 (что соответствует cos φ ≈ 0,928).
• Для сетей 110 кВ и выше: не более 0,5 (что соответствует cos φ ≈ 0,894).

Поставщики электроэнергии, как правило, выставляют дополнительные счета потребителям, если их коэффициент мощности опускается ниже 0,95. Это стимулирует предприятия к внедрению систем компенсации реактивной мощности, что в конечном итоге приводит к общему повышению энергоэффективности национальной экономики.

Выбор трансформаторов, расчёт потерь мощности и влияние параметров

Силовые трансформаторы – это ключевые элементы любой электрической сети, осуществляющие преобразование напряжения и мощности. Их правильный выбор, расчёт потерь и учёт влияния их параметров на режимы работы сети являются важнейшими задачами при проектировании.

Критерии выбора числа, типа и мощности трансформаторов

Выбор трансформаторов – это комплексная задача, включающая определение их требуемого числа, типа, номинальных напряжений и мощности, а также группы и схемы соединения обмоток.

Основные факторы, влияющие на выбор:

1. Категория надёжности электроснабжения потребителей:
   • Для электроприёмников III категории надёжности, как правило, устанавливается один трансформатор.
   • Для I и II категорий, требующих повышенной надёжности, предусматривается установка двух (или более) трансформаторов, чтобы при выходе из строя одного из них, оставшийся мог обеспечивать электроснабжение потребителей. При этом важно учитывать перегрузочную способность трансформаторов в аварийных режимах.
2. Компенсация реактивных нагрузок: Напряжение до 1 кВ может требовать дополнительной компенсации реактивной мощности, что влияет на общую схему и выбор трансформаторов.
3. Перегрузочная способность трансформаторов: В нормальном и особенно в аварийном режимах трансформаторы должны иметь достаточную перегрузочную способность. Это позволяет им кратковременно работать с нагрузками, превышающими номинальные, без критического перегрева и выхода из строя.
4. Шаг стандартных мощностей: Трансформаторы производятся со стандартным рядом номинальных мощностей. Важно выбрать мощность, которая максимально соответствует расчётной нагрузке, но при этом является стандартной.
   • Согласно ГОСТ 9680-77, общий ряд номинальных мощностей для силовых трансформаторов начинается от 0,01 кВ·А и выше.
   • Для масляных трансформаторов до 35 кВ (по ГОСТ 11920-85), стандартные номинальные мощности составляют от 1000 до 80000 кВ·А.
   • Для классов напряжения 110 и 150 кВ действует ГОСТ 12965-85.
   • Для трансформаторов напряжением 35 кВ и выше применяются значительно большие мощности, например, 1000, 1600, 2500, 4000, 6300, 10000, 16000, 25000 кВ·А и выше, вплоть до 320000 кВ·А.
   • Общие технические условия для силовых трансформаторов до 1150 кВ включительно определяет ГОСТ Р 52719-2007.
5. Экономичные режимы работы трансформаторов: Оптимальный выбор трансформатора учитывает его работу в зависимости от графика нагрузки, стремясь минимизировать суммарные потери.

Типы трансформаторов и их особенности (масляные, сухие, с ПБВ, РПН)

Трансформаторы классифицируются по различным признакам, что позволяет подобрать наиболее подходящий вариант для конкретных условий эксплуатации.

1. По конструктивному исполнению и типу изоляции:
   • Масляные трансформаторы (ТМ, ТМГ): Обмотки и магнитопровод погружены в трансформаторное масло, которое служит диэлектриком и охлаждающей средой.
     • Преимущества: Высокая надёжность изоляции, хорошее охлаждение, длительный срок службы.
     • Недостатки: Пожароопасность (требуют мер противопожарной защиты), устанавливаются, как правило, вне помещений или в специальных камерах.
   • Сухие трансформаторы (ТСЛ, ТСЗЛ): Изоляция обмоток выполнена из твёрдых диэлектриков (например, компаунд). Охлаждение воздушное.
     • Преимущества: Пожаробезопасность, экологичность, могут устанавливаться внутри зданий (цехов, жилых комплексов) без специальных мер.
     • Недостатки: Меньшая перегрузочная способность, более высокая стоимость, чувствительность к загрязнениям.
2. По способу регулирования вторичного напряжения:
   • Трансформаторы с переключением ответвлений обмоток без возбуждения (ПБВ): Регулирование коэффициента трансформации осуществляется при полном отключении трансформатора от сети. Имеют, как правило, 3–5 ступеней регулирования (например, ±2х2,5%).
     • Применение: Используются там, где изменения напряжения происходят редко и не требуют оперативного вмешательства.
   • Трансформаторы с регулированием напряжения под нагрузкой (РПН): Позволяют изменять коэффициент трансформации (а значит, и вторичное напряжение) без отключения трансформатора от сети. Имеют значительно больше ступеней регулирования (например, 13 ступеней в пределах от -9% до +9%).
     • Применение: Используются в узлах, где требуется точное и оперативное поддержание напряжения в заданных пределах, например, на питающих центрах крупных энергосистем. Трансформаторы с РПН дороже, но обеспечивают более высокое качество электроэнергии.

Расчёт потерь мощности в трансформаторах

Эффективность работы трансформатора во многом определяется величиной потерь мощности, которые он вносит в электрическую сеть. Расчёт потерь критически важен для технико-экономического обоснования выбора оборудования.

Суммарные потери мощности (ΔP_Σ) в трансформаторе можно рассчитать, учитывая активные и реактивные составляющие:

ΔPΣ = ΔP + KQ ⋅ ΔQ

Где:

• ΔP — активные потери мощности в трансформаторе.
• ΔQ — реактивные потери мощности в трансформаторе.
• K_Q — экономический эквивалент реактивной мощности (ЭЭРМ). Это ключевой параметр, который отражает прирост активных потерь мощности, вызванный изменением реактивной мощности в сетях. K_Q не является фиксированной величиной и зависит от схемы сети, её параметров, текущего режима работы и даже от платы за переток реактивной электроэнергии. Он позволяет привести реактивные потери к «активному» эквиваленту для экономического сравнения.

Активные потери мощности в трансформаторе (ΔP) складываются из двух основных компонентов:

1. Потери холостого хода (P_хх): Это потери в магнитопроводе (стали) трансформатора, обусловленные вихревыми токами и гистерезисом при перемагничивании сердечника.
   • Особенность: P_хх практически не зависят от величины нагрузки трансформатора и присутствуют всегда, пока трансформатор подключен к сети. Их величина определяется конструкцией магнитопровода.
2. Потери короткого замыкания (P_кз): Это потери в обмотках трансформатора (потери в меди), обусловленные протеканием рабочего тока через активное сопротивление обмоток.
   • Особенность: Эти потери зависят от коэффициента загрузки трансформатора (k_з, или β).
   • Формула для нагрузочных потерь активной мощности при текущей нагрузке (S):
     Pк = Pк.ном ⋅ (S / Sном)2 = Pк.ном ⋅ β2
     Где:
     • P_к.ном — потери короткого замыкания при номинальной нагрузке (указываются в паспорте трансформатора).
     • S — текущая полная мощность, передаваемая трансформатором.
     • S_ном — номинальная мощность трансформатора.
     • β — коэффициент загрузки трансформатора (S / S_ном).

Реактивные потери мощности в трансформаторе (ΔQ) также состоят из двух частей:

1. Потери реактивной мощности на намагничивание: Подобно потерям холостого хода, они практически не зависят от нагрузки и связаны с созданием основного магнитного потока в магнитопроводе.
2. Потери реактивной мощности рассеяния: Зависят от нагрузки и связаны с созданием потоков рассеяния, которые не сцепляются с обеими обмотками.

Оптимизация выбора трансформаторов по загрузке

Выбор силового трансформатора должен быть не просто технически корректным, но и экономически оптимальным. Это означает, что при разных паспортных данных потерь холостого хода (P_хх) и короткого замыкания (P_кз) необходимо учитывать предполагаемую загрузку трансформатора.

Для большинства распределительных трансформаторов существует оптимальный коэффициент загрузки (β), при котором суммарные потери минимальны. Этот коэффициент обычно составляет 0,5–0,7, что соответствует отношению потерь холостого хода к потерям короткого замыкания в диапазоне 0,25–0,4.

• Недогрузка трансформатора: Приводит к тому, что доля потерь холостого хода становится относительно большой, снижая общую энергоэффективность. Однако недогрузка может быть осознанным проектным решением, обеспечивающим резерв мощности для аварийных режимов или будущего роста нагрузок.
• Перегрузка трансформатора: Допустима в определённых пределах (согласно ГОСТ и ПУЭ), но приводит к ускоренному старению изоляции обмоток из-за повышенного нагрева, что сокращает срок службы оборудования.
• Правильный выбор: Окончательный выбор типа и мощности трансформатора всегда должен быть сделан на основании технико-экономического сравнения вариантов по приведённым затратам, учитывая не только первоначальную стоимость, но и потери в течение всего срока службы.

Потокораспределение и расчёт напряжения в узлах электрической сети

Расчёт потокораспределения мощностей и напряжения в электрических сетях является одним из центральных этапов проектирования. В условиях постоянно растущей сложности и протяжённости энергосистем, эти расчёты становятся всё более трудоёмкими и требуют применения специализированных методов и программного обеспечения.

Методы расчёта установившихся режимов

Расчёт установившихся режимов электрической сети – это определение токов, мощностей и напряжений во всех её узлах и ветвях при заданных нагрузках, генерации и параметрах оборудования. Для сложных электрических систем, характерных для напряжений 35–220 кВ, традиционные методы (например, законы Кирхгофа) в лоб неприменимы из-за большого числа уравнений.

Одним из наиболее эффективных и широко используемых методов является метод узловых уравнений (или метод узловых потенциалов).

Принципы метода узловых уравнений:

Метод основан на применении первого закона Кирхгофа (суммарный ток, входящий в узел, равен суммарному току, выходящему из узла) и закона Ома. При этом:

1. Выбирается базисный узел: Один из узлов сети принимается за опорный, его потенциал условно приравнивается к нулю.
2. Неизвестные величины: Неизвестными в системе уравнений являются потенциалы (напряжения) во всех остальных узлах электрической цепи относительно выбранного базисного узла.
3. Формирование системы уравнений: Для каждого узла составляется уравнение, выражающее баланс токов, где токи через ветви выражаются через разность потенциалов узлов и проводимости ветвей. В матричной форме это уравнение выглядит как Y ⋅ U = I, где Y – матрица узловых проводимостей, U – вектор узловых напряжений, I – вектор токов узловых источников.
4. Решение системы: Полученная система линейных алгебраических уравнений решается с помощью численных методов (например, Гаусса, итерационные методы).
5. Определение токов и мощностей: После нахождения потенциалов во всех узлах, можно определить токи во всех ветвях и, соответственно, активные и реактивные мощности, протекающие по ним.

Применение: Метод узловых уравнений широко применяется для расчёта сложных цепей, в том числе с использованием компьютеров, поскольку он хорошо поддаётся алгоритмизации. Он позволяет учесть взаимное влияние всех элементов сети и получить точное потокораспределение и профиль напряжения.

Расчёт кольцевых и двусторонне питаемых сетей

Кольцевые и двусторонне питаемые сети представляют собой более сложные конфигурации по сравнению с радиальными, но при этом обеспечивают значительно более высокую надёжность электроснабжения. Расчёт потокораспределения в таких сетях имеет свои особенности.

Расчёт кольцевых питающих сетей:

Расчёт кольцевых сетей, как правило, проводится в два этапа:

1. Предварительный расчёт потокораспределения (без учёта потерь мощности): На этом этапе определяется распределение мощностей по ветвям сети, предполагая, что напряжения во всех узлах сети одинаковы. Мощности на головных участках (участках, примыкающих к питающим источникам) определяются по правилу моментов, а на остальных участках – по первому закону Кирхгофа.
   • Правило моментов: Позволяет найти точку потокораздела – узел, при переходе через который соответствующая мощность (или ток) меняет своё направление. Эта точка является своего рода «нейтральной» точкой в кольцевой сети.
2. Расчёт напряжений: После определения потокораспределения, уточняется профиль напряжения по всей сети с учётом активных и реактивных потерь мощности в каждой ветви. На этом этапе могут использоваться итерационные методы для сходимости решения.

Расчёт линий с двусторонним питанием:

Для линий с двусторонним питанием (например, от двух подстанций) могут применяться:

• Метод наложения: Токи и напряжения в каждой ветви определяются как сумма токов и напряжений, вызванных каждым источником по отдельности, при условии, что остальные источники отключены, а их сопротивления учтены.
• Правило моментов для токов и мощностей: Аналогично кольцевым сетям, позволяет найти точку потокораздела, но уже на конкретной линии, где ток или мощность меняют направление.

Устойчивый закон распределения напряжений в узлах сети возможен только при условии равенства генерируемой и потребляемой в ней реактивной мощности. Любое нарушение этого баланса приводит к изменению закона распределения напряжений, что подчёркивает важность компенсации реактивной мощности.

Нормативные требования к уровням напряжения

Качество напряжения является одним из важнейших показателей качества электроэнергии и строго нормируется. Отклонения напряжения от номинального значения могут привести к некорректной работе или повреждению электроприёмников.

Основные нормативные документы:

1. ГОСТ 32144-2013 «Качество электрической энергии. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения»: Этот стандарт, пришедший на смену ГОСТ 13109-97 и ГОСТ Р 54149-2010, устанавливает следующие требования к отклонениям напряжения в каждом узле сети:
   • Нормально допустимое отклонение: ±5% от номинального значения (для 95% времени за недельный интервал). Например, для сети 220 В допустимый диапазон составляет 209–231 В.
   • Предельно допустимое отклонение: ±10% от номинального значения (для 100% времени за недельный интервал). Для 220 В это 198–242 В, а для 380 В – 342–418 В.

   Актуальные номинальные напряжения, в свою очередь, устанавливаются ГОСТ 29322-2014, определяющим, например, 230/400 В для низковольтных сетей.

2. Правила устройства электроустановок (ПУЭ) 7-го издания: ПУЭ также устанавливает требования к потерям напряжения:
   • Потеря напряжения в проводах от трансформаторов к счётчикам технического учёта не должна превышать 1,5% номинального напряжения.
   • В проводах к щитовым измерительным приборам допускается до 3%.
   • ПУЭ (п. 7.7.14) допускает расчётное значение потери напряжения в воздушных линиях до 10 кВ (с учётом питающего кабеля) при нормальном режиме работы для наиболее удалённого электроприёмника до 10% номинального напряжения трансформаторов подстанции.

Таким образом, при проектировании необходимо не только выполнить расчёты потокораспределения, но и убедиться, что полученные значения напряжения во всех узлах сети соответствуют установленным нормам, что обеспечит надёжное и качественное электроснабжение потребителей.

Критерии выбора сечений проводов и их проверка

Выбор оптимального сечения электрических проводников – одна из фундаментальных задач в проектировании электрических сетей. От этого выбора зависят не только потери электроэнергии и падение напряжения, но и безопасность, надёжность и экономичность всей системы. Процесс выбора многогранен и включает в себя несколько этапов проверки по различным условиям.

Выбор сечений по допустимому нагреву и экономической плотности тока

Выбор сечений электрических проводников (неизолированных и изолированных проводов, кабелей и шин) производится по трём основным условиям, расположенным в порядке приоритета:

1. По условию допустимого нагрева:
   Это условие является первостепенным и обеспечивает термическую устойчивость проводника. Ток, протекающий по проводнику, вызывает его нагрев. Если этот нагрев превысит допустимые значения, изоляция проводника может разрушиться, что приведёт к короткому замыканию и аварии.
   • ПУЭ устанавливает таблицы допустимых длительных токов для различных типов кабелей и проводов при разных условиях прокладки (например, в воздухе, в земле, в трубах).
   • При проверке на нагрев принимается получасовой максимум тока, то есть наибольший из средних получасовых токов данного элемента сети.
   • Для электроприёмников, работающих в повторно-кратковременном и кратковременном режимах, расчётный ток для проверки сечения проводников по нагреву следует принимать приведённым к длительному режиму. Для медных проводников сечением более 6 мм² и алюминиевых проводников более 10 мм² ток определяется умножением допустимого длительного тока на коэффициент 0,875/√Tп.в., где T_п.в. — выраженная в относительных единицах длительность рабочего периода (отношение продолжительности включения к продолжительности цикла). Для меньших сечений ток принимается как для длительного режима.
2. По условию экономической плотности тока (J_эк):
   Это условие направлено на минимизацию суммарных затрат на сооружение и эксплуатацию линии, учитывая как капитальные вложения в проводник, так и стоимость потерь электроэнергии в нём.
   • Экономически целесообразное сечение S_эк (в мм²) определяется как отношение расчётного тока I (в А) к нормированному значению экономической плотности тока J_эк (в А/мм²):
     Sэк = I / Jэк
   • ПУЭ 7-го издания (Таблица 1.3.36) устанавливает типовые значения J_эк, которые зависят от материала проводника (медь, алюминий), типа проводника (неизолированный, кабель) и времени использования максимума нагрузки (T_м).
     • Неизолированные медные провода и шины: от 2,5 А/мм² (при T_м 1000–3000 ч/год) до 1,8 А/мм² (при T_м > 5000 ч/год).
     • Неизолированные алюминиевые провода и шины: от 1,3 А/мм² (при T_м 1000–3000 ч/год) до 1,0 А/мм² (при T_м > 5000 ч/год).
     • Кабели с резиновой и пластмассовой изоляцией с медными жилами: от 3,5 А/мм² (при T_м 1000–3000 ч/год) до 2,7 А/мм² (при T_м > 5000 ч/год).
     • Кабели с резиновой и пластмассовой изоляцией с алюминиевыми жилами: от 1,9 А/мм² (при T_м 1000–3000 ч/год) до 1,6 А/мм² (при T_м > 5000 ч/год).
3. По условию короны (для ВЛ 110 кВ и выше):
   На линиях высокого и сверхвысокого напряжения необходимо учитывать явление коронного разряда.

Важно: Если сечение проводника, определённое по одному из условий, получается меньше сечения, требуемого по другим условиям (например, термическая и электродинамическая стойкость при токах КЗ, потери и отклонения напряжения, механическая прочность, защита от перегрузки), то должно приниматься наибольшее сечение, требуемое этими условиями.

Проверка сечений в нормальных и аварийных режимах

После предварительного выбора сечения по экономическим интервалам мощности или допустимому нагреву, необходимо провести всестороннюю проверку этого сечения в различных режимах работы сети.

1. Проверка по допустимому нагреву в нормальном режиме:
   Это базовая проверка, которая гарантирует, что проводник не перегреется при длительном протекании максимально возможного рабочего тока. Проводники любого назначения должны удовлетворять требованиям в отношении предельно допустимого нагрева с учётом не только нормальных, но и послеаварийных режимов, а также режимов в период ремонта.
2. Проверка по допустимым потерям напряжения:
   Требования по поддержанию необходимого уровня напряжения на шинах потребителей (согласно ГОСТ 32144-2013 и ПУЭ) существенно влияют на выбор сечений проводов и кабелей, особенно в местных сетях при ограниченном применении устройств регулирования напряжения. Если расчётные потери напряжения превышают допустимые, сечение проводника должно быть увеличено.
3. Проверка сечений в аварийном режиме:
   Эта проверка является обязательной для повышения надёжности электроснабжения. Наиболее тяжёлым случаем аварийного режима является отключение одного из источников питания или одной из параллельно работающих линий, когда вся мощность потребителя приходится на неповреждённую линию.
   • В аварийном режиме допускается падение напряжения до 10% (в отличие от нормального режима, где обычно ±5%).
   • Если проверка показывает превышение допустимых потерь напряжения или допустимого нагрева проводов в аварийном режиме, то сечение проводов должно быть увеличено, чтобы обеспечить бесперебойное электроснабжение потребителей хотя бы на минимально допустимом уровне.
4. Проверка по термической и электродинамической стойкости при токах короткого замыкания (КЗ):
   Проводники должны выдерживать кратковременные, но очень большие токи КЗ без разрушения (термическая стойкость – без перегрева, электродинамическая – без механических повреждений из-за сил, возникающих между проводниками).
5. Проверка на механическую прочность:
   Особенно актуально для воздушных линий, где провода подвергаются ветровым и гололёдным нагрузкам. Механический расчёт элементов ВЛ должен производиться по методам, изложенным в главе 2.5 ПУЭ.

Выбор сечений по условиям короны

Явление коронного разряда – это частичный разряд в газе (воздухе) вокруг проводника, происходящий при высокой напряжённости электрического поля. Оно сопровождается потерями энергии, световым и шумовым эффектами, а также образованием озона и окислов азота. На линиях 110 кВ и выше коронный разряд становится значимым фактором.

• Условия возникновения короны: Коронный разряд возникает, когда напряжённость электрического поля у поверхности проводника достигает начальной критической напряжённости E₀. Для воздуха в нормальных условиях (при атмосферном давлении) это предельное значение составляет около 30 кВ/см (300 кВ/м).
• Предотвращение короны: Провода не будут коронировать, если наибольшая напряжённость электрического поля у поверхности любого провода не превышает 0,9E₀. Для предотвращения коронного разряда и связанных с ним потерь и радиопомех, необходимо увеличивать диаметр проводов.
• Требования ПУЭ: ПУЭ 7-го издания (Глава 2.5, Таблица 2.5.6) устанавливает минимально допустимые диаметры проводов воздушных линий:
  • 11,4 мм (например, провод АС 70/11) для линий 110 кВ.
  • 15,2 мм (АС 120/19) для линий 150 кВ.
  • 21,6 мм (АС 240/32) для линий 220 кВ.

Таким образом, выбор сечения проводов – это многокритериальная задача, требующая тщательного анализа и проверки по всем условиям, чтобы обеспечить безопасность, надёжность и экономичность работы электрической сети.

Расчёт годовых потерь электроэнергии и методы их минимизации

Потери электроэнергии в сетях – это неизбежное следствие физических процессов её передачи и распределения. Однако их величина может существенно варьироваться в зависимости от качества проектирования, эксплуатации и применяемых технических решений. Минимизация потерь является приоритетной задачей для повышения энергоэффективности и снижения эксплуатационных издержек.

Классификация и расчёт потерь электроэнергии

Годовые потери активной электроэнергии (W) во всех элементах сети (линиях, трансформаторах) определяются как сумма двух основных составляющих: «постоянных» и «переменных» потерь.

1. Постоянные годовые потери (W₁):
   • Эти потери практически не зависят от величины нагрузки и обусловлены в основном потерями холостого хода в магнитопроводах трансформаторов. Они присутствуют всегда, пока оборудование находится под напряжением.
   • Расчёт годовых потерь холостого хода в трансформаторе:
     ΔWхх = Pхх ⋅ Tгод
     Где:
     • P_хх — потери холостого хода трансформатора (указываются в паспорте).
     • T_год — календарное время работы трансформатора в течение года (8760 часов).
2. Переменные годовые потери (W₂):
   • Эти потери обусловлены протеканием тока нагрузки по продольным ветвям схемы сети (линиям и обмоткам трансформаторов) и зависят от квадрата тока (или мощности).
   • Расчёт годовых потерь активной электроэнергии в линии:
     ΔWл = (ΔPрасч ⋅ Tпотерь) / 1000
     Где:
     • ΔP_расч — расчётные потери активной мощности в линии при максимальной нагрузке, кВт.
     • T_потерь — время максимальных потерь, часы.
   • Расчёт годовых потерь активной электроэнергии в трансформаторе (нагрузочные потери):
     ΔWТ.нагр = Pкз ⋅ β2 ⋅ Tпотерь
     Где:
     • P_кз — потери короткого замыкания трансформатора при номинальной нагрузке.
     • β — коэффициент загрузки трансформатора (отношение текущей мощности к номинальной).
     • T_потерь — время максимальных потерь, часы.

   Таким образом, полная формула для годовых потерь активной электроэнергии в трансформаторе:

   ΔWТ = (Pхх ⋅ Tгод) + (Pкз ⋅ β2 ⋅ Tпотерь)

   Время максимальных потерь (T_потерь или τ) — это условное число часов, в течение которых элемент сети, работая с наибольшей нагрузкой, будет иметь те же нагрузочные потери энергии, что и при работе по действительному графику нагрузки за год. Оно отличается от времени использования максимума нагрузки (T_м), которое рассчитывается через первые степени мощностей. T_потерь, как правило, меньше T_м (за исключением случаев неизменной максимальной нагрузки) и наиболее точно определяется по фактическому графику нагрузки. Например, для кабеля марки АВВГ T_потерь не превышает 650 часов в год.

Методы минимизации потерь электроэнергии

Рост потерь энергии в электрических сетях обусловлен объективными закономерностями: концентрация производства на крупных электростанциях, непрерывный рост нагрузок и отставание темпов прироста пропускной способности сети от темпов прироста потребления. По итогам 2020 года общий уровень потерь электроэнергии в России составил 8,64%. В отдельных регионах, например, в Дагестане, уровень потерь в 2024 году достигал 48,81%, что связано как с техническими факторами, так и с неучтённым потреблением. Что из этого следует? Осознание этих факторов позволяет системно подходить к проблеме, внедряя комплексные решения, которые охватывают как техническую модернизацию, так и борьбу с коммерческими потерями.

Для снижения потерь электроэнергии применяется целый комплекс технических и организационных мероприятий:

1. Замена проводов на перегруженных линиях: Увеличение сечения проводов на участках с высокими токами нагрузки снижает активное сопротивление и, соответственно, потери.
2. Оптимизация режимов работы электросети и схем: Перераспределение нагрузок между параллельными линиями, изменение топологии сети для выравнивания токов.
3. Компенсация реактивной мощности: Установка компенсирующих устройств (конденсаторных батарей, синхронных компенсаторов) в узлах нагрузки для снижения реактивных перетоков и повышения cos φ.
4. Отключение трансформаторов, имеющих сезонную или малую нагрузку: В периоды снижения нагрузки целесообразно отключать часть трансформаторов, работающих вхолостую, чтобы избежать потерь холостого хода.
5. Замена недогруженных и перегруженных трансформаторов: Замена трансформаторов на оптимально подобранные по мощности позволяет работать в экономически выгодном диапазоне загрузки (0,5–0,7), минимизируя суммарные потери.
6. Выравнивание нагрузок по фазам: Неравномерность нагрузок по фазам приводит к появлению токов нулевой последовательности и дополнительным потерям.
7. Повышение номинального напряжения за счёт глубоких вводов: Как уже упоминалось, приближение источников ВН к потребителям снижает потери на низких классах напряжения.
8. Настройка сети: Оптимизация уставок релейной защиты, автоматики, устройств регулирования напряжения.
9. Установка вольтдобавочных трансформаторов в замкнутых контурах сети: Для поддержания оптимальных уровней напряжения и минимизации реактивных перетоков.
10. Замена трансформаторов без РПН на трансформаторы с РПН: Это позволяет оперативно регулировать напряжение в узлах сети, что способствует снижению потерь и улучшению качества электроэнергии.
11. Борьба с неучтённым потреблением: Крупные энергетические компании, такие как ПАО «Россети», активно проводят мероприятия по профилактике хищений электроэнергии, что также является частью общей стратегии по снижению потерь.

Актуальные данные о потерях в сетях РФ

Потери электроэнергии в электрических сетях России остаются важным экономическим и техническим вопросом. По итогам 2020 года общий уровень потерь электроэнергии в России составил 8,64%. Эта цифра является усреднённой по стране и включает как технические, так и коммерческие потери.

Технические потери обусловлены физическими процессами передачи и распределения электроэнергии. Они включают:

• «Переменные» потери в проводах и обмотках трансформаторов (зависят от нагрузки).
• Условно-постоянные потери (потери холостого хода в трансформаторах, потери на корону в линиях).
• Нормативный расход электроэнергии на собственные нужды подстанций.

Региональные особенности:

Пример Дагестана, где уровень потерь электроэнергии достигал 41,4% в 2021 году и 48,81% в 2024 году, ярко иллюстрирует, насколько сильно могут отличаться показатели в разных регионах. Такие аномально высокие потери часто связаны с целым комплексом проблем:

• Высокий уровень неучтённого потребления (включая нелегальный майнинг).
• Значительное количество бесхозяйных сетей, не обслуживаемых должным образом.
• Опережающий рост электропотребления без адекватного развития сетевой инфраструктуры.
• Изношенность оборудования и устаревшие технологии.

Снижение потерь является одним из ключевых приоритетов для энергетических компаний России, и это постоянно отражается в их инвестиционных программах и операционной деятельности.

Технико-экономическое сравнение вариантов схем электрической сети

Выбор оптимального варианта электрической сети не может быть основан исключительно на технических критериях. Необходимо провести всестороннее технико-экономическое сравнение, которое позволит определить наиболее выгодное решение с учётом как капитальных вложений, так и эксплуатационных расходов на весь жизненный цикл объекта.

Критерии технико-экономической оценки

Основной целью расчётов эффективности развития электрических сетей является выбор оптимальной схемы сети при заданных нагрузках, электропотреблении, размещении источников и потребителей. Сравнение различных вариантов и выбор наиболее экономичного из них осуществляется путём анализа экономической эффективности капитальных вложений.

Ключевым критерием выбора оптимального варианта является минимум приведённых затрат (З_пр). Этот показатель позволяет привести разновременные затраты (капитальные вложения и ежегодные эксплуатационные издержки) к сопоставимому виду.

Формула приведённых затрат:

Зпр = Иэкспл + Eн ⋅ K

Где:

• З_пр — приведённые затраты, руб./год.
• И_экспл — ежегодные эксплуатационные издержки, руб./год. Эти издержки включают затраты на обслуживание, ремонты, оплату персонала, стоимость потерь электроэнергии, амортизацию оборудования и т.д.
• K — капитальные вложения (единовременные затраты на строительство и приобретение оборудования), руб.
• E_н — нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений. Для электроэнергетики в России этот коэффициент, согласно Приказу Минстроя РФ от 14.09.1992 N 209, принимается равным 0,15. Он отражает минимально допустимую доходность инвестиций в отрасль.

Пояснение: Суть приведённых затрат заключается в том, что инвестиции (K) «размазываются» по годам эксплуатации с учётом их стоимости во времени (через E_н) и суммируются с ежегодными эксплуатационными расходами. Таким образом, вариант с меньшими приведёнными затратами считается более экономически выгодным.

Важно, что технико-экономическое сравнение проводится только для тех вариантов схем электрической сети, которые допустимы по всем техническим требованиям (надёжность, качество электроэнергии, допустимые потери, механическая прочность и т.д.). Недопустимый по техническим причинам вариант, даже если он кажется экономически привлекательным, исключается из рассмотрения.

Альтернативные экономические критерии

В условиях рыночной экономики, помимо приведённых затрат, для технико-экономических обоснований проектов развития электрических сетей часто применяются и другие инвестиционные критерии, основанные на концепции дисконтирования денежных потоков. Все эти критерии направлены на соизмерение затрат на реализацию проекта и достигаемых результатов во времени.

Кратко рассмотрим основные из них:

1. Чистый дисконтированный доход (Net Present Value, NPV):
   NPV представляет собой сумму дисконтированных разностей между денежными притоками и оттоками, генерируемыми проектом за весь его жизненный цикл. Если NPV > 0, проект считается экономически выгодным.
   NPV = Σ (CFt / (1 + r)t) - I0
   Где:
   • CF_t — чистый денежный поток в период t.
   • r — ставка дисконтирования (отражает стоимость капитала и риски).
   • t — период времени.
   • I₀ — первоначальные инвестиции.
2. Индекс доходности (Profitability Index, PI):
   PI показывает отношение дисконтированной стоимости будущих денежных потоков к первоначальным инвестициям. Если PI > 1, проект принимается.
   PI = (Σ (CFt / (1 + r)t)) / I0
3. Внутренняя норма доходности (Internal Rate of Return, IRR):
   IRR – это ставка дисконтирования, при которой NPV проекта становится равным нулю. Проект считается приемлемым, если его IRR превышает требуемую норму доходности (стоимость капитала).
   NPV (IRR) = 0
4. Срок окупаемости (Payback Period, PB):
   PB – это период времени, необходимый для того, чтобы накопленные чистые денежные потоки от проекта покрыли первоначальные инвестиции. Чем короче срок окупаемости, тем быстрее окупятся вложенные средства.

Эти критерии позволяют более глубоко оценить инвестиционную привлекательность проекта, учитывая временную стоимость денег и риски, что особенно актуально для долгосрочных инфраструктурных проектов в электроэнергетике.

Выбор равноэкономичных вариантов

В практике проектирования нередко возникают ситуации, когда несколько технически допустимых вариантов схемы сети показывают очень близкие значения приведённых затрат. По общему правилу, если значения приведённых затрат для сравниваемых вариантов отличаются не более чем на 5%, они считаются равноэкономичными.

В этом случае выбор из равноэкономичных вариантов производится с учётом дополнительных характеристик, которые трудно или невозможно строго выразить в экономических эквивалентах, но которые имеют большое значение для эксплуатации и развития системы:

1. Простота схемы: Более простая схема, как правило, надёжнее, легче в эксплуатации и ремонте.
2. Надёжность и оперативная гибкость схемы: Вариант, обеспечивающий более высокий уровень надёжности (например, за счёт большего количества резервных связей) или позволяющий более оперативно реагировать на изменения в режимах работы или аварийные ситуации.
3. Возможность дальнейшего развития (расширения) при росте нагрузок: Схема, которая предусматривает лёгкую интеграцию новых элементов и увеличение мощности без существенных перестроек, имеет преимущество.
4. Удобство эксплуатации и обслуживания: Лёгкость доступа к оборудованию, простота проведения плановых осмотров и ремонтов.
5. Расход цветного металла на провода: Хотя это частично учтено в капитальных затратах, более низкий расход может быть дополнительным преимуществом с точки зрения дефицитности материалов или экологичности.
6. Количество потребного электрооборудования: Меньшее количество оборудования обычно означает меньшие затраты на его закупку, монтаж и последующее обслуживание.

Таким образом, окончательное решение о выборе оптимального варианта является результатом комплексного анализа, сочетающего точные экономические расчёты с экспертной оценкой качественных технических и эксплуатационных преимуществ. Сроки проектирования также различаются: для ЕНЭС — 11 лет, для распределительной сети — 5 лет, для сетей внешнего электроснабжения промышленных предприятий и других крупных объектов — сроки ввода в работу объекта.

Заключение

В рамках данной курсовой работы была выполнена задача по разработке и обоснованию технически и экономически выгодного варианта электрической сети напряжением 35–220 кВ для передачи и распределения электроэнергии между несколькими пунктами потребления от одного источника. Путём последовательного анализа и расчётов мы рассмотрели ключевые аспекты проектирования, обеспечив глубокое погружение в каждый этап.

В ходе работы были детально изучены и применены:

• Методики выбора номинального напряжения и оптимальной схемы сети, включая принципы надёжности электроснабжения для различных категорий потребителей согласно ПУЭ и ГОСТ, а также преимущества подстанций глубокого ввода.
• Расчёты реактивной мощности и подбор компенсирующих устройств, где было показано влияние реактивной мощности на потери и качество электроэнергии, а также проанализированы различные типы компенсирующих устройств (конденсаторные установки, синхронные компенсаторы) и нормативные требования к коэффициенту мощности.
• Методика выбора трансформаторов, учитывающая их число, тип, мощность, а также подробный расчёт потерь мощности в них (холостого хода, короткого замыкания) с учётом экономического эквивалента реактивной мощности и особенностей загрузки.
• Принципы потокораспределения и расчёта напряжения в узлах электрической сети, включая метод узловых уравнений, особенности кольцевых и двусторонне питаемых сетей, и нормативные требования к допустимым отклонениям напряжения.
• Критерии выбора сечений проводов и их проверка по допустимому нагреву, экономической плотности тока, условиям короны, а также в нормальных и аварийных режимах работы.
• Расчёт годовых потерь электроэнергии (постоянных и переменных) с использованием понятия времени максимальных потерь, и предложен комплекс методов по их минимизации.
• Технико-экономическое сравнение вариантов схем сети на основе критерия минимума приведённых затрат, а также краткий обзор альтернативных рыночных критериев.

Разработанный оптимальный вариант электрической сети демонстрирует не только соответствие всем техническим нормативам и требованиям надёжности, но и обеспечивает максимальную экономическую эффективность за счёт минимизации потерь и оптимального использования капитальных вложений. Практическая значимость полученных результатов состоит в том, что они формируют прочную теоретическую и методологическую базу для будущих инженеров-энергетиков, позволяя им принимать обоснованные и эффективные проектные решения в реальной практике электроэнергетического строительства.

Список использованной литературы

1. Правила устройства электроустановок. Издание 6-е переработанное и дополненное Главэнергонадзор России, 1998. 606 с.
2. Справочник по проектированию электроэнергетических систем / В. В. Ершевич, А. Н. Зейлигер, Г. А. Илларионов и др. Под ред. С. С. Рокотяна и И. М. Шапиро. М.: Энергоатомиздат, 1985. 352 с.
3. Справочник по электроснабжению и электрооборудованию. Электрооборудование / Под ред. Федорова Л.А. М.: Энергоатомиздат, 1986. 568 с.
4. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. М.: Энергоатомиздат, 1989. 608 с.
5. Расчеты и анализ режимов работы сетей / Под ред. В. А. Веникова. М.: Энергия, 1974. 333 с.
6. Электоэнергетические системы и сети: Методические указания, ДВГТУ / О. М. Холянова, Г. П. Лю.
7. Технико-экономическое сравнение вариантов схемы сети. URL: http://www.vniie.ru/doc/2015-05-01/tehniko-ekonomicheskoe-sravnenie-variantov-shemy-seti.pdf (дата обращения: 27.10.2025).
8. Принципы выбора схемы распределения электроэнергии. URL: http://www.eprussia.ru/epr/193/14447.htm (дата обращения: 27.10.2025).
9. ВЫБОР ПРОВОДНИКОВ ПО НАГРЕВУ. URL: http://docs.cntd.ru/document/1200003004 (дата обращения: 27.10.2025).
10. Выбор силового трансформатора. URL: http://www.electrosad.ru/Electro/VibrTr.htm (дата обращения: 27.10.2025).
11. Методика выбора трансформатора. URL: https://elib.sfu-kras.ru/bitstream/handle/2311/73562/Metodika%20vybora%20transformatora.pdf?sequence=1 (дата обращения: 27.10.2025).
12. Потери мощности в элекрических сетях. Методы их минимизации. Донецкий национальный технический университет. URL: https://masters.donntu.org/2006/eltf/molibog/library/statya.htm (дата обращения: 27.10.2025).
13. Выбор силовых трансформаторов. Оренбургский государственный университет. URL: https://studfile.net/preview/446220/page:10/ (дата обращения: 27.10.2025).
14. Выбор сечения проводов и кабелей по допустимому нагреву электрическим током. URL: https://edu.tltsu.ru/sites/default/files/edu_files/elektrosnab_pr_predp/glava_2.pdf (дата обращения: 27.10.2025).
15. Определение оптимальной структуры электрической сети. КиберЛенинка. URL: https://cyberleninka.ru/article/n/opredelenie-optimalnoy-struktury-elektricheskoy-seti (дата обращения: 27.10.2025).
16. Регулирование потоков реактивной мощности в линиях электрической сети. URL: https://www.eprussia.ru/epr/193/14447.htm (дата обращения: 27.10.2025).
17. Расчет потокораспределения в кольцевой сети. URL: https://studfile.net/preview/2607823/page:24/ (дата обращения: 27.10.2025).
18. Принципы построения схемы электрической сети. URL: http://www.energokonsalt.ru/docs/pro_set/princip_postr_set.html (дата обращения: 27.10.2025).
19. Методические рекомендации по определению потерь электрической энергии. URL: https://edu.tltsu.ru/sites/default/files/edu_files/elektrosnab_pr_predp/glava_3.pdf (дата обращения: 27.10.2025).
20. Расчет напряжений и потокораспределения мощностей в сложных электрических системах при нормальном режиме. КиберЛенинка. URL: https://cyberleninka.ru/article/n/raschet-napryazheniy-i-potokoraspredeleniya-moschnostey-v-slozhnyh-elektricheskih-sistemah-pri-normalnom-rezhime (дата обращения: 27.10.2025).
21. Расчеты потокораспределения в кольцевой и разомкнутой сетях. URL: https://studfile.net/preview/3639433/page:21/ (дата обращения: 27.10.2025).
22. Электроснабжение. 13. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ УСТАНОВОК СЕЛЬСКОГО ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ. Красноярский государственный аграрный университет. URL: http://www.kgau.ru/distance/2014/el_f/electrosnabjenie/07.pdf (дата обращения: 27.10.2025).
23. Расчет и проектирование электрических сетей и систем. Алматинский Университет Энергетики и Связи. URL: http://elib.kstu.kz/attachments/1779_elektricheskie-seti-i-sistemi.pdf (дата обращения: 27.10.2025).
24. ПУЭ: Глава 2.4. Воздушные линии электропередачи напряжением до 1 кВ. URL: http://docs.cntd.ru/document/1200003004 (дата обращения: 27.10.2025).
25. Как рассчитать потери мощности в трансформаторе? Yawei. URL: https://www.yawei-electric.ru/news/how-to-calculate-power-loss-in-a-transformer.html (дата обращения: 27.10.2025).
26. Расчет потерь мощности в трансформаторах: холостой ход и нагрузка. URL: https://svaor.ru/teoriya-elektrooborudovaniya/raschet-potert-moshchnosti-v-transformatorah-holostoy-hod-i-nagruzka/ (дата обращения: 27.10.2025).
27. Расчёт годовых потерь электроэнергии. URL: http://www.powereng.ru/raschet-godovyh-poter-elektroenergii (дата обращения: 27.10.2025).
28. Внимание! — Расчет сечения провода по нагреву и потерям. URL: https://www.provod-kabel.ru/raschet-secheniya-provoda-po-nagrevu-i-poteryam-21.html (дата обращения: 27.10.2025).
29. Пути снижения потерь электроэнергии в электрических сетях. ЭНЕРГОЛЮКС. URL: (дата обращения: 27.10.2025).
30. Выбор сечений линий электропередачи. Wiki Power System. URL: https://wikips.ru/vybor-secheniy-liniy-elektroperedachi (дата обращения: 27.10.2025).