Выбор номинальных напряжений лэп

Номинальное напряжение ЛЭП существенно влияет на ее технико-экономические показатели. При большом номинальном напряжении возможна передача большой мощности на большие расстояния и с меньшими потерями. Пропускная способность электропередачи при переходе на следующую ступень номинального напряжения увеличивается в несколько раз. В то же время с увеличением номинального напряжения существенно возрастают капитальные вложения в оборудование и сооружение ЛЭП.

Номинальные напряжения электрических сетей в России установлены ГОСТ 21128 – 83 (см. табл. В. 2) Экономически целесообразное номинальное напряжение ЛЭП зависит от многих факторов, среди которых наиболее важными является передаваемая активная мощность и расстояние. В справочной литературе [11] приводятся области применения электрических сетей разных номинальных напряжений, построенные на основе критерия, который непригоден в условиях рыночной экономики. Поэтому выбор варианта электрической сети с тем или иным номинальным напряжением должен приниматься на основе других критериев, например критерия полных затрат (см п. 7.2). Тем не менее, ориентировочные значения номинальных напряжений могут быть получены и по прежним методикам, например по эмпирическим формулам и таблицам, учитывающим предельную дальность передачи и пропускную способность линий разных номинальных напряжений.

Чаще всего используются следующие две эмпирические формулы:

(7.12)

и

,

(7.13)

где l – длина линии, км; P – передаваемая мощность, МВт. Полученные напряжения используются для подбора стандартного номинального напряжения. При разнице полных затрат сопоставляемых вариантов электрической сети менее 5 % предпочтение должно отдаваться варианту использования более высокого напряжения.

Табл. 7.3 характеризует пропускную способность и дальность передачи линий 35…1150 кВ с учетом наиболее часто применяемых сечений проводов и фактической средней длины ВЛ.

Таблица 7.1

Пропускная способность и дальность передачи линий 35…1150 кВ

Напряжение линии, кВ	Сечение провода, мм^2	Передаваемая мощность, МВт		Длина ЛЭП, км
		натуральная	при плотности тока 1,1 А/мм^2	Предельная при КПД 0,9	Средняя между двумя соседними ПС
35	70…150	3	4…10	25	8
110	70…240	30	13…45	80	25
150	150…300	60	38…77	250	20
220	24…400	135	90…150	400	100
330	2´240...2´400	360	270…450	700	130
500	3´300...3´500	900	770…1300	1200	280
750	5´300...5´500	2100	1500…2000	2200	300
1150	8´300...8´500	5200	4000…6000	3000	-

Варианты проектируемой электрической сети или отдельные ее участки могут иметь разные номинальные напряжения. Обычно сначала определяют напряжения головных, боле загруженных участков. Участки кольцевой сети, как правило, необходимо выполнять на одно номинальное напряжение.

Напряжения 6 и 10 кВ предназначены для распределительных сетей в городах, сельской местности и на промышленных предприятиях. Преимущественное распространение имеет напряжение 10 кВ, сети 6 кВ применяются при наличии на предприятиях значительной нагрузки электродвигателей с номинальным напряжением 6 кВ. Применение напряжений 3 и 20 кВ для вновь проектируемых сетей не рекомендуется.

Напряжение 35 кВ используется для создания центров питания 6 и 10 кВ главным образом в сельской местности.

В России (бывшем СССР) получили распространение две системы напряжений электрических сетей (110 кВ и выше): 110-220-500 и 110(150)-330-750 кВ. Первая система применяется в большинстве ОЭС, вторая после разделения СССР осталась только в ОЭС Северо-Запада (в ОЭС Центра и ОЭС Северного Кавказа при основной системе 110-220-500 кВ ограниченное распространение имеют также сети 330 кВ).

Напряжение 110 кВ имеет наиболее широкое распространение для распределительных сетей во всех ОЭС независимо от принятой системы напряжений. Сети напряжением 150 кВ выполняют те же функции, что и сети 110 кВ, но имеются только в Кольской энергосистеме и для вновь проектируемых сетей не используются.

Напряжение 220 кВ используется для создания центров питания сети 110 кВ. С развитием сети 500 кВ сети 220 кВ приобрели в основном распределительные функции.

Напряжение 330 кВ используется для системообразующей сети энергосистем и создание центров питания для сетей 110 кВ.

Напряжение 500 кВ используется для системообразующих сетей в большинстве ОЭС и для межсистемных связей.

Напряжение 750 кВ используется для системообразующей сети в ОЭС с системой напряжений 110-330-750 кВ и для межсистемных связей.

Для ОЭС, где применяется система напряжений 110-220-500 кВ, в качестве следующей ступени принято напряжение 1150 кВ.

 

ВЫБОР СЕЧЕНИЙ ПРОВОДОВ ЛЭП

Критерием выбора сечений проводов воздушных и кабельных линий является величина полных затрат (7.1), и выбор сечений проводников должен производится сопоставительным технико-экономическим расчетом в каждом конкретном случае.

Раньше, при плановой экономике, в практике массового проектирования линий электропередачи выбор сечений производился по нормируемым обобщенным показателям, к которым относятся экономическая плотность тока и экономические токовые интервалы.

Для ВЛ значения экономической плотности тока принимались в пределах 1…1,5 А/мм² – в зависимости от региона страны и числа часов использования максимума нагрузки T _max..

Использование экономических токовых интервалов для выбора сечений проводов линий было обусловлено унификацией типов опор ВЛ, которые существенно дороже проводов линии. Кроме того, критерий экономической плотности тока не учитывал дискретности сечений проводов.

На сегодняшний день не существует обоснованной методики выбора сечений проводников ЛЭП по нормируемым обобщенным показателям, однако вполне допустимо, например, построение экономических токовых интервалов, основанных на критериях, применимых в условиях рыночной экономики.

Рассмотрим зависимость полных затрат (7.11) от сечения линии электропередачи. Условно примем допущение о том, что сечение изменяется непрерывно (рис. 7.3). На рис. 7.3 зависимость затрат от сечения складывается из двух составляющих: почти линейной возрастающей зависимости капитальных вложений и издержек не связанных с потерями от сечения проводников и нелинейной составляющей, определяемой потерями мощности и энергии в проводнике:

,

(7.14)

где К_пост – не зависящая от сечения составляющая затрат; a и b – некоторые постоянные коэффициенты.

С ростом сечения увеличиваются затраты на оборудование и сооружение линии, но уменьшаются потери, которые прямо пропорциональны активному сопротивлению провода:

,

(7.15)

где r - удельное сопротивление материала провода; l – длина провода; F – сечение алюминиевой части провода.

Рис. 7.3. Зависимость составляющих затрат от сечения провода

Зависимость З(F) имеет минимум, который дает значение оптимального сечения проводника F ^*.

Вследствие того, что сечение на самом деле принимает дискретные значения, каждому из этих значений отвечает множество оптимальных решений при различных потерях в линии. Так как нагрузочные потери в линии в формуле (7.11) вычисляются в режиме наибольших нагрузок, т. е. максимальному току нагрузки I _max, то одно и то же сечение будет оптимально для целого интервала токовой нагрузки I _max. Это приводит к появлению такого показателя как экономические токовые интервалы. Смысл экономических токовых интервалов можно проиллюстрировать на рис. 7.4, где изображены три кривые зависимости потерь мощности от максимального тока в линии (загрузки линии в режиме наибольших нагрузок). Каждая кривая построена для одного конкретного значения сечения провода. Пусть F ₁ < F ₂ < F ₃. тогда минимуму затрат на интервале до значения тока I ₁ отвечает сечение F ₁, на интервале от I ₁ до I ₂ – сечение F ₂ и, наконец, на интервале свыше I ₃ – сечение F ₃.

Рис. 7.4. Экономические токовые интервалы

В учебных целях при выборе сечений проводов ВЛ можно использовать методику экономических токовых интервалов, изложенную, например, в справочнике [11], где экономические токовые интервалы построены по критерию из плановой экономики (приведенных затрат). По отношению к критерию полных затрат сечения по старой методике получаются, в основном, заниженными и по зарубежному опыту видно, что выгоднее снижать потери в линии увеличивая при этом затраты на ее сооружение. Изложим указанную методику выбора сечений проводников по экономическим токовым интервалам.

1. Рассчитываем ток линии в режиме наибольших нагрузок на пятый год эксплуатации I ₅:

(7.16)

где S _max – полная мощность в режиме наибольших нагрузок на пятый год эксплуатации; U _ном – номинальное напряжение линии.

2. Вычисляем расчетный ток линии I _р:

,

(7.17)

где a _i – коэффициент, учитывающий изменение нагрузки по годам эксплуатации линии; a _T – коэффициент, учитывающий число часов использования максимальной нагрузки T _max и коэффициент ее попадания в максимум энергосистемы k _м.

Коэффициент a _i рассчитываем по специальной формуле, но для некоторых случаев, например напряжения линии 110 и 220 кВ может быть принят равным 1,05.

Коэффициент a _T принимаем по табл. 7.2

Таблица 7.2

Усредненные значения коэффициента a _T

Напряжение ВЛ, кВ	k м	T max, ч
		до 4000	4000 … 6000	Более 6000
35…330	1,0	0,8	1,0	1,3
	0,8	0,9	1,2	1,6
	0,6	1,1	1,5	2,2
500…750	1,0	0,7	0,9	1,1
	0,8	0,8	1,0	1,4
	0,6	0,9	1,4	1,9

 

3. Выбирается сечение проводов по [11, табл. 7.8] в зависимости от напряжения, расчетного тока, определенного по (7.17), района по гололеду, материала и цепности опор.

При расчетном токе, превышающем верхнюю границу использования максимального сечения проводов ЛЭП данного напряжения, рекомендуется рассмотреть варианты усиления сети, например вариант двухцепной ЛЭП или вариант линии с более высоким номинальным напряжением.

4. Выбранное сечение провода линии подлежит обязательной проверке по нагреву в послеаварийном режиме. Для этого рассматриваются различные аварийные ситуации в электрической сети, которые могут повлечь увеличение тока в рассматриваемой линии в режиме наибольших нагрузок. Значения допустимых токов для каждого сечения провода приводятся в справочной литературе.

Следует отметить, что кроме ограничения по допустимому току из условия нагрева провода существуют и другие ограничения на сечения проводов, к ним относятся ограничения:

· механической прочности проводов;

· механической прочности опор ВЛ;

· снижения потерь на корону;

· допустимой потери напряжения.

При использовании методики экономических токовых интервалов перечисленные ограничения уже учтены и их дополнительная проверка не требуется. Кроме того, для напряжений линий свыше 35 кВ проверка ограничения по допустимой потере напряжений вообще не выполняется, так как выполнение других условий влечет за собой и выполнение данного ограничения.

Все необходимые для выбора сечений проводников справочные данные и параметры проводов можно найти в [6,11 и 33].

Пример 1. Выбрать сечение сталеалюминиевых проводов двухцепной ВЛ 35 кВ длиной 18 км с передаваемой мощностью на одну цепь 8 + j 3 МВ×А. Время использования максимума нагрузки T _max = 5500 ч, коэффициент попадания нагрузки линии в максимум энергосистемы k _м = 0,9.

Найдем ток по линии:

По [2, табл. 8] списка методической литературы для T _max = 5500 ч и k _м = 0,9 находим a _T = 1,1, коэффициент a _i примем равным 1,05. Расчетный ток:

.

По [2, табл. П15] списка методической литературы для двухцепных ВЛ на железобетонных опорах находим сечение провода АС-120 (при любом районе по гололеду).

Предельно допустимый ток для выбранного сечения составляет 390 А. В случае отключения одной цепи ВЛ по оставшейся в работе одной цепи потечет послеаварийный ток I _ав = 2× I = 2×140,94 = 281,88, что меньше допустимого.

Пример 2. Выбрать сечение сталеалюминиевых проводов ВЛ 110 кВ – линии Л₁, Л₂, Л₃ и ВЛ 220 кВ – линия Л₄ (две цепи), рис. 7.5, а. Материал опор – железобетон, район по гололеду – III. Время использования максимума нагрузки T _max = 5200 ч, коэффициент попадания нагрузок в максимум энергосистемы k _м = 0,8.

Мощности нагрузок в мегаваттах и мегаварах и длины ВЛ в километрах нанесены на схеме сети.

Рис. 7.5. Схема сети 110/220 кВ: а – граф сети, б – линия с двусторонним питанием

для кольцевой части сети 110 кВ

Расчеты представим в системе Mathcad Единицы измерения использованных величин: напряжение в киловольтах, мощности в мегаваттах и мегаварах, длины ВЛ в километрах, токи в амперах.

Исходные данные:

Потоки мощности в кольце 110 кВ найдем путем приведения замкнутого контура к линии с двусторонним питанием, рис 4.5, б. Так как сопротивления линий еще не известны, то для расчета потокораспределения используем длины ВЛ:

Токи в линиях на одну цепь:

Расчетные токи и выбранные по ним сечения по таблице экономических токовых интервалов [2, табл. П15] списка методической литературы:

Послеаварийные токи при поочередных отключениях линий в кольце и одной цепи Л₄:

Послеаварийные токи меньше предельно допустимых, следовательно сечения проводов не требуют изменений.