Содержание к диссертации
Введение
Глава 1 Анализ состояния распределительных электрических сетей напряжением 6 – 35 кВ в современных условиях 15
1.1 Инновационные технические решения при сооружении воздушных и кабельных линий среднего напряжения 15
1.2 Выбор рационального напряжения и конфигурации распределительной сети 18
1.3 Анализ опыта применения напряжения 20 кВ в России и за рубежом 23
1.4 Выбор экономически обоснованного сечения проводов и жил кабелей линий электропередачи при проектировании 32
1.5 Технико-экономическое обоснование проектирования электросетевого объекта 34
1.6 Стадии проектирования. САПР как средство ускорения и оптимизации решений при проектировании 41
1.7 Постановка задачи исследований в диссертации 43
Глава 2 Анализ области применения напряжения 10 – 35 кВ 45
2.1 Развитие методики выбора экономически обоснованного сечения проводов и жил кабелей 45
2.2 Исследование зависимости экономической плотности тока от факторов, влияющих на ее значение 48
2.3 Оценка области применения линий 6 – 35 кВ с учетом технических ограничений 63
2.3.1 Постановка задачи 63
2.3.2 Оценка эффективности передачи электроэнергии по воздушным линиям 10 – 35 кВ 64
2.3.3 Оценка эффективности передачи электроэнергии по кабельным Содержание линиям 10 – 35 кВ 71
2.3.4 Оценка эффективности передачи электроэнергии по СИП 10
35кВ 80
2.4 Выводы по главе 2 84
Глава 3 Разработка методики расчета дисконтированных затрат на распределительную электрическую сеть 86
3.1 Постановка задачи 86
3.1.1 Разработка оценочных моделей затрат на воздушные линии 86
3.1.2 Оценка погрешности расчета дисконтированных затрат на воздушные линии по упрощенной методике 92
3.1.3 Разработка оценочных моделей затрат на кабельные линии 94
3.1.4 Оценка погрешности расчета дисконтированных затрат на кабельные линии по упрощенной методике 96
3.1.5 Разработка оценочных моделей затрат на самонесущие изолированные провода 97
3.1.6 Оценка погрешности расчета дисконтированных затрат для СИП по упрощенной методике 99
3.1.7 Разработка оценочных моделей затрат на трансформаторы 100
3.1.8 Оценка погрешности расчета дисконтированных затрат на трансформаторы по упрощенной методике 104
3.2 Технико-экономическая модель распределительной электрической сети 105
3.2.1 Определение коэффициентов аппроксимации сопротивлений элементов сети в зависимости от передаваемой мощности 109
3.2.2 Алгоритм решения задачи 112
3.3 Автоматизация расчета дисконтированных затрат электроснабжения сетевого района 113
3.4 Выводы по главе 3 117
Содержание
Глава 4 Применение метода линеаризации дисконтированных затрат для решения некоторых задач проектирования распределительных электрических сетей 119
4.1 Выбор рационального напряжения в распределительных электрических сетях 119
4.1.1 Выбор рационального напряжения в сельских электрических сетях 120
4.1.1.1 Выбор рационального напряжения на примере расчета модели сельской электрической сети с учетом подстанции 110 кВ 121
4.1.2 Выбор рационального напряжения на внутриплощадочных сетях предприятий 127
4.1.3 Выбор рационального напряжения в городских электрических сетях 129
4.1.3.1 Исследование модели участка городской электрической сети 129
4.1.3.2 Исследование модели городской электрической сети с учетом подстанции 110 кВ 132
4.2 Исследование чувствительности дисконтированных затрат 135
4.3 Выбор оптимальной конфигурации распределительной электрической сети 140
4.4 Выбор рационального напряжения при реконструкции распреде лительных сетей 144
4.4.1 Постановка задачи 144
4.4.2 Технологические предложения по переводу городских распределительных подстанций на повышенное напряжение 20 кВ при реконструкции 146
4.5 Выводы по главе 4 148 Содержание
Заключение 150
Список литературы 153
- Выбор экономически обоснованного сечения проводов и жил кабелей линий электропередачи при проектировании
- Оценка эффективности передачи электроэнергии по кабельным Содержание линиям 10 – 35 кВ
- Разработка оценочных моделей затрат на кабельные линии
- Выбор рационального напряжения в городских электрических сетях
Выбор экономически обоснованного сечения проводов и жил кабелей линий электропередачи при проектировании
Рост потребления электроэнергии в жилом и промышленном секторах требует наращивания мощности электроснабжающих подстанций. Потери при передаче электроэнергии напрямую связаны с применяемым напряжением сети. Поэтому при проектировании сетей стремятся применить экономически целесообразное напряжение с учетом нагрузки и организации сети [76, 77].
При разработке рациональной схемы электроснабжения возникает необходимость в определении оптимального числа ступеней трансформации между высоким (220/110 кВ) и низким (0,38кВ) напряжением. Непосредственная трансформация высокого напряжения в низкое, вследствие значительной технической трудности, нецелесообразна, необходимо применять несколько ступеней трансформации [43, 45]. С экономической точки зрения (с учетом длины распределительной сети и затрат на распределительные устройства) отношение величин напряжения на ступенях трансформации принимают от 3:1 до 4:1. С этой точки зрения стандартные напряжения 10 и 20 кВ являются напряжениями одного класса. Тогда возможны такие ступени трансформации: 110/6/0,38; 110/10/0,38; 110/20/0,38; 220/20/0,38 [53].
Трансформаторные подстанции 10(6)— 20/0,38 кВ выполняются с одним и двумя понижающими трансформаторами. В зданиях девять этажей и более может быть экономически обоснованным применение двухтрансформаторных ТП с трансформаторами мощностью по 400 или 630 кВА. При жилых зданиях 17 этажей и выше и наличии крупных общественных зданий, относящихся к первой категории, по требованиям надежности электроснабжения должны применяться ТП мощностью 2х630 кВА и в отдельных случаях 2х1000 кВА.
Анализ и определение экономической мощности ТП осуществляются при учете технико-экономических показателей не только ТП, но и распределительных сетей напряжением до 1 кВ, питающихся от ТП, и участка сетей 10(6)—20 кВ. Основной исходной информацией, определяющей экономическую мощность ТП, является поверхностная плотность электрических нагрузок, конструктивное выполнение ТП и линий напряжением до 1 кВ [79].
Применение нового для России напряжения 20 кВ может быть экономически оправдано по оценке [76] при стоимости основного электрооборудования (включая кабели) не более 130 % стоимости электрооборудования при 10 кВ; питании новых районов городов от генераторов номинальным напряжением 20 кВ; поверхностной плотности электрических нагрузок не менее 30 МВт/км2, в малых городах в составе сельскохозяйственных районов с электрическими сетями 20 кВ при воздушных линиях с неизолированными или самонесущими проводами.
Переход на напряжение 20 кВ позволяет снизить затраты на эксплуатацию линий благодаря тому, что в сетях на 20 кВ используется режим работы с рези-стивно-заземленной нейтралью, в таких сетях однофазное короткое замыкание отключается с маленькой выдержкой времени. Восстановление работы сети после короткого замыкания требует меньше ресурсов, что является большим эксплуатационным плюсом.
Дополнительным фактором, поддерживающим переход на напряжение 20 кВ, является использование в городах двухлучевых схем, при которых нет необходимости продолжать работу кабельной линии при однофазном коротком замыкании. С точки зрения эксплуатации и безопасности обслуживания использование режима работы с заземленной нейтралью более предпочтительно.
С точки зрения режима работы сетей 20 кВ и 6(10) кВ первому отдается предпочтение по времени срабатывания релейной защиты [86].
При проектировании систем электроснабжения различного назначения всегда имеют место ограничения генерального плана объекта проектирования, технологии производства и т.д. Возникает необходимость разработки новых математических моделей и методов решения задач, учитывающих такого рода ограничения в самом общем случае неравномерно распределенных электрических нагру Глава зок и произвольной формы территории, на которой проектируется система электроснабжения [16, 18, 48].
В связи со сложностью решаемого комплекса задач по обоснованию рациональной конфигурации систем электроснабжения, многие частные задачи не нашли еще своего детального рассмотрения и решения. К этим задачам относятся: задача оптимального размещения единичного ИП с учетом произвольных ограничений на местности в случае радиальной электрической сети; задача оптимального закрепления потребителей за несколькими ИП; задача оптимального размещения нескольких ИП (разных типоразмеров) и одновременного закрепления потребителей за этими источниками питания; задача о соединении нескольких трансформаторных подстанций ( ТП) в схему петлевой структуры [57,81].
Известные методики (Каждан А.И., Каялов Г.М., Балабанян Г.А., Дульзон Н.А., Закиров Р.И., Гладилин Л.В. и др.), применяемые при решении вышеперечисленных задач и описанные в русскоязычной специальной литературе, не исчерпывают того многообразия проблем, которые приходится решать при синтезе рациональной конфигурации систем электроснабжения. Все постановки задач по оптимальному размещению ИП (с учетом и без учета ограничений на местности) в русскоязычной специальной литературе носят непрерывный характер, т.е. решение ищется на всей плоскости x0y , и могут быть применены к решению задач в очень ограниченном числе случаев. Как правило, задача ставится в контексте размещения единичного ИП, для размещения нескольких ИП не существует математических моделей и методик решения задачи, позволяющих осуществить такое размещения в самом общем случае неравномерно распределенных электрических нагрузок и произвольной формы территории, на которой проектируется система электроснабжения.
Оценка эффективности передачи электроэнергии по кабельным Содержание линиям 10 – 35 кВ
Анализ зависимостей (рис.2.8) показывает, что использование кабельных линий 20 кВ по сравнению с 10 кВ экономически целесообразно на всем диапазоне рассматриваемых мощностей. Это обусловлено меньшими потерями и использованием меньшего сечения для передачи той же мощности. Соответственно, передача мощности на напряжении 35 кВ наиболее выгодна, однако при расчете дисконтированных затрат не были учтены стоимость оборудования подстанций. Как было сказано ранее, окончательные выводы об экономически целесообразном напряжении следует делать с учетом стоимости оборудования подстанции.
Зависимость возможной длины кабельной линии от передаваемой мощности и напряжения Путем выполнения численных исследований выполнена оценка области применения кабельных линий 10 – 35 кВ, и получены номограммы, позволяющие выбрать сечения жил кабелей в зависимости от передаваемой мощности при выполнении технических ограничений по допустимой потере напряжения и мощности. Анализ зависимостей рис.2.9 показывает, что используя напряжение 20 кВ взамен 10 кВ, возможно увеличение длины распеделительной сети СН-II в 1,5-2 раза, при этом значительно уменьшится сечение кабельной линии, а потери напряжения сохранятся на прежнем уровне. Радиус охвата кабельными линиями 20 кВ составляет около 25 км (против 10 кВ – 15 км). Таким образом можно увеличить зону обслуживания потребителей, что позволит уменьшить количество понизительных подстанций 110/10, заменив их меньшим количеством 110/20. Это особенно необходимо в условиях плотной городской застройки с высокой стоимостью земли.
Анализ зависимостей рис.2.10 показывает, что потери энергии уменьшаются при переходе на более высокое номинальное напряжения. Поэтому применение 20 кВ для кабельных линий в городской сети позволит существенно уменьшить потери электрической энергии по сравнению с 10 кВ при передачи одной и той же мощности, но по кабелю меньшего сечения. В зависимости от передаваемой мощности потери активной мощности в линиях 20 кВ по сравнению 10 кВ уменьшатся в 2-3 раза. Таким образом, по линиям можно передать больше мощности потребителю. Однако наименьшие потери активной мощности будут иметь место при передаче на напряжении 35 кВ. Зависимость потерь электрической энергии в кабельной линии от передаваемой мощности и напряжения Глава 2.3.4 Оценка эффективности передачи электроэнергии по СИП 10 - 35 кВ
Исследования выполняются для участка воздушной линии без ответвлений длиной 1 км. Принимается, что линия выполнена на промежуточных железобетонных опорах [21,22], с подвесными полимерными изоляторами [21], самонесущими изолированными проводами [75]. По механической прочности на линиях применяются провода сечением не менее 25 мм2 и не более 70 мм2 [22].
Проводится анализ затрат на передачу электроэнергии по воздушным линиям выполненным проводом СИП 10, 20 и 35 кВ, расчет максимальной длины линий электропередачи по допустимой потере напряжения, потери мощности и электрической энергии в воздушных линиях различных номинальных напряжений.
Выбор экономически целесообразного напряжения для передачи определенной мощности производится путем сравнения дисконтированных затрат. Критерием экономичности является минимум дисконтированных затрат на 1 км воздушной линии для передачи энергии потребителю на различных номинальных напряжениях.
Расчеты производятся аналогично п. 2.2.2 ф. (2.11) - (2.22). Для определения экономически целесообразного диапазона передаваемых мощностей на напряжении 10, 20 и 35 кВ на основании расчетов получены зависимости (рис.2.11 - 2.13).
Аналогично производятся расчеты для всего диапазона передаваемых мощностей на напряжении 10 кВ. Расчет для напряжения 20 и 35 кВ аналоги Глава чен. Для определения экономически целесообразного диапазона передаваемых мощностей на напряжении 10, 20 и 35 кВ на основании расчетов получены зависимости.
Рис.2.11. Зависимость дисконтированных затрат на 1 км воздушной линии, выполненной проводом СИП от передаваемой мощности и напряжения
Анализ зависимостей (рис. 2.11) показывает, что использование СИП 20 кВ по сравнению с 10 кВ экономически целесообразно на всем диапазоне рассматриваемых мощностей. Это обусловлено возможностью применения одинаковых опор для 10 и 20 кВ, но при этом подвешиваются провода меньшего сечения для передачи той же мощности. Увеличение стоимости воздушной линии связано лишь с применением более дорогих изоляторов. Использование СИП 35 кВ экономически целесообразно на всем диапазоне рассматриваемых мощностей. Однако, оборудование на 35 кВ значительно дороже, и его использование для распределительной сети существенно увеличит стоимость схемы электроснабжения. Поэтому окончательные выводы следует делать с учетом Глава стоимости оборудования подстанции.
Зависимость возможной длины воздушной линии, выполненной проводом СИП от передаваемой мощности и напряжения Путем выполнения численных исследований выполнена оценка области применения линий, выполненных проводами СИП 10 – 35 кВ, и получены номограммы, позволяющие выбрать сечение проводов в зависимости от передаваемой мощности при выполнении технических ограничений по допустимой потере напряжения и мощности. Анализ зависимостей (рис. 2.12) показывает, что используя напряжение 20 кВ взамен 10 кВ, возможно увеличение длины распределительной сети СН-II в 1,5-2 раза, при этом значительно уменьшится сечение воздушной линии, а потери напряжения сохранятся на прежнем уровне. Таким образом можно увеличить зону обслуживания потребителей, что позволит уменьшить количество понизительных подстанций 110/10, заменив их меньшим количеством 110/20. Все это особенно актуально для сельской местности в России с большим расстоянием между потребителями.
Разработка оценочных моделей затрат на кабельные линии
Выбор рационального напряжения распределительных электрических сетей является одной из основных задач. При условии роста электрических нагрузок во времени, что характерно для большинства распределительных сетей, номинальное напряжение сетей будет оптимальным только в течение определенного периода (при одном значении нагрузки), и рано или поздно может оказаться целесообразным переход на повышение напряжения с целью увеличения пропускной способности. Поэтому при проектировании распределительных электрических сетей с учетом динамики важную роль приобретают зависимости, позволяющие оценить эффективность принятой системы напряжений с учетом роста электрических нагрузок во времени. В данном параграфе диссертации рассматривается использование метода линеаризации дисконтированных затрат для построения областей применения различных систем напряжения с целью оценки рационального напряжения распределительных электрических сетей.
Исследования выполняются с помощью разработанной программы для ЭВМ, в которой реализован, описанный в 3 главе метод линеаризации дисконтированных затрат. Алгоритм программы для выбора оптимального напряжения распределительной сети приведен на рис. 4.1.
Глава Для получения более объективного расчета дисконтированных затрат необходимо учитывать стоимость отчуждаемой земли под строительство, результаты расчетов представлены таблице 4.2. Таблица 4.2 - Результаты расчета исследуемого сетевого района по программе (с учетом стоимости отчуждаемых земель)
Результаты расчетов (табл. 4.1, 4.2) свидетельствует о том, что с учетом стоимости отчуждаемой земли под строительство электросетевого объекта дисконтированные затраты увеличиваются в среднем на 3,5%. Нормы отвода земель под строительство электрических сетей для напряжений 10 и 20 кВ одинаковые, поэтому при сравнении данных вариантов стоимость земли можно не учитывать. Площадь отчуждаемых земель для варианта напряжением 35 кВ на 25% больше, чем для вариантов 10 – 20 кВ, поэтому стоимость земли при сравнении вариантов напряжением 20 и 35 кВ учитывать необходимо.
Рассматриваемые варианты напряжением 10 и 20 кВ можно считать равно-экономичными, так как разница дисконтированных затрат составляет 1,57% ( 5 %). Кроме того, для варианта 20 кВ, будут меньше потери электроэнергии в воздушных линиях, и возможно увеличение зоны обслуживания потребителей за счет большей допустимой длины линии 20 кВ. Применение напряжения 35 кВ при данных плотностях нагрузок и длинах линий не целесообразно. Анализируя вышесказанное можно сделать вывод, что для рассматриваемого участка сельской сети экономически целесообразным является напряжение 20 кВ.
Выбор рационального напряжения на примере расчета модели сельской электрической сети с учетом подстанции 110 кВ
На базе статистического материала, собранного в электрических сетях Кировской области, создана типовая модель сельской электрической сети с учётом подстанции 110 кВ. Модель сельской сети включает в себя 31 участок, в узлах подключены трансформаторы мощностью от 63 до 630 кВА, длина участка линий 0,5 – 0,8 км. На рис.4.3 представлено взаимное расположение двух подстанций 110/10, на которых установлены трансформаторы ТДН-10000/110/10.
Так как в сети на напряжение 20 кВ зона обслуживания в 2 раза больше, чем в сети 10 кВ, то две подстанции 110/10 заменяются одной подстанцией 110/20 или 110/35. При этом количество колец отходящих от подстанции 100/20, 110/35 становится больше в 2 раза.
Выбор экономически целесообразного напряжения для модели сельской сети производится с помощью полученной программы для ЭВМ. Сравнение вариантов питания потребителей на напряжении 10, 20 и 35 кВ с учётом замены двух ТП 110/10 на одну 110/20, 110/35 (при расстоянии между ТП 110/10 20 км, плотности электрических нагрузок 30 кВт/км2) приведено в таблице 4.3. Таблица 4.3 – Сравнение вариантов питания потребителей на напряжении 10 и 20 кВ
Глава Расчёты модели сельской сети с учётом капитальных затрат на подстанцию 110 кВ показали, что дисконтированные издержки варианта на напряжении 20 кВ выше, чем дисконтированные издержки варианта на напряжении 10 кВ с учётом подстанции 110 кВ на 14,25 %. Использование 10 кВ выгоднее 20 кВ в сельских электрических сетях при данной конфигурации схемы питания потребителей и данной плотности нагрузки. Применение напряжения 35 кВ при данных длинах линий и плотностях нагрузок не целесообразно.
В таблице 4.4 приведены результаты расчётов дисконтированных затрат при уменьшении расстояния между подстанциями 110/10 до 10 км, и соответственно увеличении плотности электрической нагрузки до 60 кВт/км2. Таблица 4.4 – Сравнение результатов расчета по программе при увеличении плотности нагрузки
При уменьшении расстояния между узловыми подстанциями в 2 раза дисконтированные затраты для напряжения 20 кВ уменьшаются, разница составит 5,23% по сравнению с вариантом 10 кВ. Таким образом, при плотности нагрузки от 60 кВт/км2, использование напряжения 20 кВ становится более выгодным по сравнению с 10 кВ. Дисконтированные затраты для напряжения 35 кВ больше на 13,61% варианта на напряжении 20 кВ, т.е. применение напряжения 35 кВ при данных плотностях нагрузок и длинах воздушных линий экономически не целесообразно.
Анализ результатов исследований передачи электроэнергии на напряжениях 10, 20 и 35 кВ позволяет сделать следующие выводы: Глава При переходе в распределительных сетях с напряжения 10 кВ на 20 кВ: происходит снижение потерь в линиях электропередач в 2-3 раза в зависимости от передаваемой мощности, уменьшаются сечения воздушных линий в 2 раза, увеличивается радиус оптимальной передачи электроэнергии с 10 до 25 километров.
Сравнение по дисконтированным затратам вариантов передачи электроэнергии на напряжениях 10 и 20 кВ в сельской местности по воздушным линиям электропередачи показало, что дисконтированные затраты на напряжении 20 кВ, на 7 - 14 % больше, чем на напряжении 10 кВ. То есть, если судить только по дисконтированным затратам, то применение напряжения 20 кВ экономически выгодно при плотностях нагрузки более чем 60 кВт/км2.
По сравнению с рассмотренной моделью сельских электрических сетей в реальных сетях – уменьшится длина воздушных линий. Это также приведет к уменьшению дисконтированных затрат на напряжении 20 кВ.
При сравнении вариантов на напряжении 20 и 35 кВ необходимо учитывать стоимость отчуждаемых земель, так как площадь отведения земель для напряжения 20 кВ на 25% меньше.
Исходя из вышесказанного следует считать, что варианты электроснабжения на 10 и 20 кВ равноэкономичные, а учитывая преимущества напряжения 20 кВ, перечисленные выше, напряжение 20 кВ следует признать перспективным для его внедрения в сельских электрических сетях с учетом роста стоимости электроэнергии и снижении стоимости оборудования на 20 кВ при его серийном производстве, а так же при замене сетей 6 кВ на 20 кВ.
Выбор рационального напряжения в городских электрических сетях
Такой переход необходим только по техническим условиям: - в связи с ростом электрических нагрузок; - появлением новых объектов; - физическим износом существующих электрических сетей.
В случае если переход на более высокое напряжение по техническим условиям необходим, выбор оптимального варианта производится по критерию минимума дисконтированных затрат по формуле (4.4).
При сравнении вариантов электрических сетей с разными классами среднего напряжения, имеющих равные затраты или затраты, отличающиеся до 10%, приоритет должен отдаваться варианту развития сетей с более высоким средним напряжением распределительной сети [79].
Учитывая отечественный и зарубежный опыт эксплуатации и развития сетей, при реконструкции следует переходить на более высокие классы среднего напряжения. В случае если отсутствуют технические, экономические и другие условия для перевода распределительных сетей на более высокий класс среднего напряжения, в техническом задании на проектирование сетевого объекта должно быть предусмотрено выполнение линий электропередачи напряжением 10 кВ в габаритах и изоляции 20-35 кВ, что позволит в дальнейшем осуществлять перевод сетевого объекта на более высокий класса среднего напряжения без существенных затрат.
Во всех режимах работы сети должны обеспечиваться требуемые уровни напряжения у потребителя. Универсальная схема сети отсутствует, но сеть должна иметь простую схему и быть удобной в эксплуатации. Учитывая непрерывный рост нагрузки городских потребителей, распределительная сеть должна содержать возможности ее систематического развития по мере увеличения нагрузки без коренного переустройства.
Реконструкция действующих сетей подразумевает изменение параметров электросетей, при сохранении частично или полностью строительной части объектов, для повышения пропускной способности сетей, надежности электроснаб жения и качества передаваемой электроэнергии. К реконструкции относятся работы по замене проводов воздушных линий, перевод сетей на другое номинальное напряжение, замена трансформаторов, выключателей и др. аппаратуры в связи с изменением мощности или напряжения, установка средств автоматизации в сетях.
Порядок расчета: - производится расчет технических ограничений на целевую функцию (допустимые потери напряжения и мощности); - при наличии потребителей 1категории рассчитываются критерии надежности и сравниваются с допустимыми значениями. Если предлагаемая схема не отвечает данным критериям, она далее не рассматривается. - если предлагаемая схема удовлетворяет всем требованиям, производится расчет дисконтированных затрат по формуле (4.4) с использованием метода линеаризации затрат, предложенного в главе 3.
Технологические предложения по переводу городских распределительных подстанций на повышенное напряжение 20 кВ при реконструкции
Как было сказано в п. 4.1, применение напряжения 20 кВ в системе электроснабжения экономически целесообразно. Вместе с тем перевод городских распределительных сетей на повышенное напряжение 20кВ требует решения сложных экономических и технических задач.
В первую очередь проблема связана необходимостью замены практически всего трансформаторного хозяйства в системе электроснабжения города. Распределительная сеть в основном питается от линий 110 и 220 кВ. Прежде всего, необходимо изменить напряжение вторичных обмоток питающих трансформаторов 110 и 220 кВ, т.е. в питающих сетях необходимо установить трансформаторы 110/20 кВ или 220/20 кВ. Альтернативным вариантом такому дорогостоящему варианту является установка на питающей подстанции дополнительного
Глава трансформатора 10/20 кВ. Разработка и изготовление такого специального трансформатора значительно проще, чем трансформаторов 110/20 кВ или 220/20 кВ.
Выбор того или другого варианта электроснабжения может быть сделан только после проведения технико-экономических расчетов.
Распределение напряжения по распределительным пунктам или распределительным трансформаторным подстанциям осуществляется кабельными линиями. Перевод распределительной сети на 20 кВ требует замены всего кабельного хозяйства на кабели с изоляцией из сшитого полиэтилена на 20кВ. С учетом изношенности существующих кабельных сетей 6-10 кВ замена кабельных линий вне сомнения способствует повышению надежности электроснабжения.
Более значительный объем работ представляет замена оборудования распределительных подстанций, включая трансформаторы и все электротехническое оборудование на стороне высокого напряжения.
Возможность использования существующих зданий подстанций для установки оборудования 20 кВ прежде всего определяется возможностью установки основного оборудованием подстанции - силового трансформатора.
Как показал анализ номенклатуры силовых трансформаторов, основные габариты трансформаторов на (6) 10 и 20 кВ отличаются незначительно. Таким образом, габариты существующих подстанций позволяют установить в них трансформаторное оборудование класса напряжения 20 кВ без дополнительных затрат.
Аналогичный подход и при установке шкафов КРУ. В общем случае комплектное распределительное устройство представляет собой конструкцию, состоящую из отдельных металлических шкафов, соединенных между собой с помощью болтовых соединений. Металлический шкаф изготавливается, как правило, методом штамповки. Для целей унификации шкафы изготавливаются одинаковых размеров для классов напряжения 6,10,20 кВ.