Навигация

 

 Меню раздела

Краткая характеристика развития электрических сетей и систем
Цели и задачи проектирования
Исходные положения проектирования электрических сетей и систем
Краткая характеристика задачи проектирования
Определение потребления электроэнергии
Прогнозирование режимов электропотребления
Средневзвешенный за сутки коэффициент мощности
Выбор источников энергии
Планирование баланса реактивных мощностей в электрической системе
Вопросы организации управления электрическими системами
Построение схем электрических сетей
Краткие сведения о конструктивном исполнении электрической сети
Выбор номинального напряжения электрической сети
Схемы понижающих подстанций
Выбор числа и мощности трансформаторов на подстанции
Указания по выбору вариантов электроснабжения
Баланс реактивной мощности
Общие замечания о технико-экономическом анализе
Капиталовложения и их оценка
Определение потерь мощности и энергии
Годовые эксплуатационные расходы
Приведенные затраты
Учет надежности при проектировании электрических систем и сетей
Показатели надежности и их нормирование
Выбор рационального резерва мощности в электрической системе
Определение ущерба от перерывов электроснабжения
Технико-экономический расчет
Выбор конструкции и сечения проводов электрической сети
Определение капитальных затрат на сооружение сети
Определение годовых эксплуатационных расходов электрической сети
Определение приведенных затрат электрической сети
Краткие сведения о составлении смет
Технико-экономические показатели рекомендуемого варианта
Схема замещения и параметры сети
Приведение нагрузок к высшему напряжению и составление расчетной схемы
Определение потоков мощности в сети
Расчет напряжений
Выбор ответвлений трансформаторов
Регулирование напряжения при помощи трансформаторов с РПН
Регулирование напряжения с помощью автотрансформаторов
Регулирование напряжения при помощи перераспределения потоков
Определение мощности компенсирующих устройств
Выбор ответвлений трансформаторов
Выбор дополнительных средств регулирования напряжения
Оформление результатов электрических расчетов
Расчет потокораспределения мощностей и напряжения
Уравнения узловых напряжений
Обращенная форма уравнений узловых напряжений
Определение коэффициентов уравнений узловых напряжений
Решение уравнений узловых напряжений методом итерации
Метод коэффициентов распределения
Расчет методом контурных уравнений
Расчет методом преобразования сети
Метод обобщенных контурных уравнений
Общая характеристика матричных методов расчета
Выполнение расчетов электрических режимов на ЭВМ
Проектирование средств повышения экономичности
Основные мероприятия по увеличению пропускной способности
Естественное и экономичное распределение мощностей в замкнутых сетях
Выбор параметров трансформаторов с продольно-поперечным регулированием
Применение продольной компенсации в замкнутых сетях
Общий подход к компенсации реактивной мощности в электрической системе
Компенсация реактивных нагрузок в распределительных сетях
Компенсация реактивных нагрузок в питающих сложно замкнутых электрических сетях
Учет особенностей протяженных электропередач при проэктировании
Оптимальное соотношение капиталовложений
Учет емкостных токов линий электропередачи
Выбор основных параметров линии электропередачи
Проектирование механической части воздушных линий
Изыскания трасс воздушных линий
Выбор материала и типа опор
Определение удельных нагрузок
Определение критических пролетов
Систематический расчет проводов и тросов
Выбор и расчет грозозащитного троса
Расчет проводов и тросов в аварийных режимах
Расстановка опор по профилю трассы
Расчет переходов через инженерные сооружения
Расчет монтажных стрел провеса
Защита проводов и тросов от вибрации
Элементы проектирования криогенных систем электропередач
Задачи проектирования
Конструктивное исполнение криогенных линий электропередачи
Определение технико-экономических характеристик криогенных линий
Собственный расход мощности и энергии в криогенных линиях
Расчет и оптимизация конструктивных параметров криогенных линий
Обеспечение надежности работы криогенных линий
Пропускная способность криогенных электропередач
Электрические схемы криогенных электропередач
Определение параметров рефрижераторных станций криогенных линий
Технико-экономические показатели криогенных линий электропередачи
Определение условий совместной экономичной работы
Потери энергии в проводниках при глубоком охлаждении


Выбор конструкции и сечения проводов электрической сети

В гл. 2 уже указывалось, что для электрических сетей и линий электропередачи обычно применяются сталеалюминиевые провода. При напряжениях до 35 кВ применяются провода из алюминия. Из алюминиевых проводов в основном выполняются сети напряжением 0,4; 6 и 10 кВ, а также мало нагруженные линии 35 кВ небольшой протяженности.
Сети и линии электропередачи напряжением 110—500 кВ сооружаются из сталеалюминиевых проводов, при этом для линий электропередачи напряжением 330 кВ и выше применяются сталеалюминиевые провода крупных сечений — не менее 240—300 мм2 (по алюминию).
При выборе конструкции сталеалюминиевых проводов существенное значение имеет размер стального сердечника, т. е. отношение сечения алюминиевой токопроводящей части провода к сечению стального сердечника, который придает проводу механическую прочность. Увеличение содержания стали в сталеалюминиевых проводах влечет за собой увеличение стоимости провода, усложнение конструкций опор и может привести к удорожанию линии в целом, если некоторое уменьшение количества опор на трассе не компенсирует повышение стоимости проводов.
В СССР ранее выпускались сталеалюминиевые провода двух марок: АС и АСУ. В проводах марки АС отношение сечений проводов составляет 5,4—6. В проводах АСУ отношение сечений алюминиевой и стальной частей 4,3. В связи с тем что большое содержание стали ведет к удорожанию линий, выполняемых из сталеалюминиевых проводов, выпускаются сталеалюминиевые провода облегченной конструкции, которые обозначаются маркой АСО. В проводах марки АСО содержание стали значительно уменьшено, и отношение сечений алюминиевой и стальной частей провода составляет.
В настоящее время начинают внедряться также провода из высокопрочных алюминиевых сплавов без стальной жилы. Такие провода несколько дороже сталеалюминиевых, но значительно легче их, что позволяет снизить стоимость опор линий электропередач. Сопротивление проводов из алюминиевого сплава обычно несколько ниже, чем сталеалюминиевого провода того же диаметра.
При предварительном выборе конструкции провода следует руководствоваться соответствующими указаниями ПУЭ.
На линиях напряжением свыше 1000 В по условиям механической прочности должны применяться многопроволочные провода и тросы, сечения которых не менее 35 мм2 для алюминиевых и 25 мм2 для сталеалюминиевых. Для линий напряжением 35 кВ и ниже допускается применять сталеалюминиевые провода сечением 16 мм2 и алюминиевые 25 мм2.
Применение различных марок сталеалюминиевых проводов определяется климатическими условиями района, где сооружается линия. Провода марки АС сечением до 185 мм2 применяются, если местность, на которой сооружается линия, относится к району, где толщина стенки гололеда не превышает 20 мм. Если сечение проводов равно или больше 240 мм2, в таком районе применяются провода марки АСО. В районах, где толщина стенки гололеда превышает 20 мм, должны применяться провода марки АСУ независимо от сечения провода.
На линиях 330 и 500 кВ по условиям короны применяются провода крупных сечений: для линий 330 кВ сечение колеблется от 500 до 1000 Мм2, для линий 500 кВ — от 1000 до 1500 мм2. Применение таких одиночных проводов затруднено по конструктивным соображениям. Кроме того, на линиях указанных напряжений необходимо принимать меры для уменьшения потерь на корону и для сшгжения индуктивного сопротивления линии в целях увеличения ее пропускной способности. В связи с этим на линиях напряжением 330 ж500 кВ применяется расщепление проводов, при этом каждая фаза линии монтируется из нескольких (двух, (трех) параллельных, проводов. В ряде случаев расщепление проводов применяется и при напряжении, 220 кВ: это делается при Необходимости повышения пропускной способности электропередачи.
При расщеплении на два провода пропускная способность линии увеличивается на 21 %, при расщеплении на три провода пропускная способность увеличивается на 33%. Переход от трех расщепленных проводов к четырем увеличивает пропускную способность линии только на 7%. На указанные значения снижаются также индуктивные сопротивления линий. Расщепление на четыре провода сильно усложняет конструкцию линии электропередачи. В связи с этим обычно применяется расщепление на два или на три провода.
Приведенными выше указаниями следует руководствоваться при выборе конструкции проводов электрической сети.
Выбор сечения проводов проектируемой сети производится с учетом: технико-экономических показателей; пропускной способности сечения провода по нагреву в послеаварийных условиях; механической прочности проводов воздушных линий; условий образования короны (отсутствие заметных потерь мощности на корону в условиях хорошей погоды и относительно небольшие годовые потери энергии). В учебном проекте электрической сети проверка на устойчивость при токах короткого замыкания может не производиться, если неизвестны или не заданы значения токов короткого замыкания.
Рассмотрим выбор сечения провода для каждого из перечисленных выше условий.
Сечения проводов электрической сети должны быть выбраны таким образом, чтобы они соответствовали оптимальному соотношению между капитальными затратами на сооружение линий сети, увеличивающимися при повышении сечения проводов, и расходами, связанными с потерями энергии, уменьшающимися при увеличении сечений проводов. Определение этого оптимального соотношения является довольно сложной задачей, сводящейся к нахождению сечения провода, соответствующего наименьшим приведенным затратам. Однако обычно применяют упрощенное решение этой задачи, подсчитывая сечение проводов, согласно ПУЭ [27], по экономической плотности тока: где / — расчетный ток в режиме наибольших нагрузок, проходящий по линии, А; /э — экономическая плотность тока для заданных условий работы линии, А/мм2. Экономическая плотность тока определяется по данным табл. 5.1.
Сечение, получаемое по формуле (5.1), округляется до ближайшего стандартного.
Значениями экономических плотностей тока, приведенными в табл. 5.1, можно пользоваться при определении сечений проводов линий напряжением не более 220 кВ.
В ПУЭ [27] имеется указание о том, что выбор сечений проводов для линий 330 кВ и выше должен производиться на основе технико-экономических расчетов. Поэтому для линий 330 кВ и выше при выборе сечений следует выполнять технико-экономическое сопоставление ряда вариантов, используя при этом метод приведенных затрат.
Необходимо отметить, что метод выбора сечения провода по экономической плотности тока обладает рядом недостатков. Наиболее существенные недостатки этого метода заключаются в следующем:
1)            стандартная шкала сечений проводов прерывиста (например, 120, 150, 185, 240 мм2). В таких условиях при определении сечения по экономической плотности тока чаще всего получается величина, лежащая между двумя стандартными сечениями. Округление расчетного сечения до ближайшего стандартного является в ряде случаев, особенно при линиях высоких напряжений большой протяженности, довольно сложной задачей;
2)            данные табл. 5.1 предполагают, что зависимость стоимости линии от сечения проводов имеет прямолинейный характер, в действительности же эта зависимость является более сложной;
3)            зависимость стоимости линии от сечения проводов принята одинаковой для линий всех номинальных напряжений и опор любой конструкции;
4)            расчетные затраты на покрытие потерь энергии в линиях электропередачи приняты одинаковыми для всех районов СССР;
5)            срок окупаемости дополнительных капитальных вложений принят равным 5 годам вместо 8 лет по общепринятой в настоящее время методике технико-экономических расчетов в энергетике;
6)            при определении значений экономических плотностей тока не учтено влияние на выбор сечения проводов изменения передаваемой мощности с начала ввода линии в эксплуатацию до момента, когда нагрузка достигает расчетного значения.
В связи с недостатками, присущими методу экономической плотности тока, в последние годы находит применение выбор сечения проводов для линий электропередачи и сетей высокого напряжения по методу экономических интервалов мощности.
Экономические интервалы мощностей для выбора сечения провода определяются следующим образом. Для различных стандартных сечений проводов, применяемых в сетях 110—500 кВ, строятся зависимости расчетной стоимости передачи электроэнергии от передаваемой по линии мощности. Кривые этих зависимостей пересекаются в точках а и Ь. Очевидно, в интервале мощности от 0 до а наиболее экономичным является сечение провода F1, при котором расчетная стоимость передачи наименьшая. В интервале мощностей от а до b экономичным является сечение F2.
В итоге можно сформулировать следующие рекомендации для выбора сечений проводов по технико-экономическим показателям. Для электрических сетей и линий электропередачи напряжением до 220 кВ включительно сечения проводов должны выбираться по экономической плотности тока.
Сечения проводов для линий электропередачи напряжением 330 кВ и выше определяются на основе технико-экономических расчетов, которые заключаются в сопоставлении приведенных затрат для линий, выполненных проводами разных сечений.
Для электрических сетей и линий электропередачи всех перечисленных выше напряжений целесообразно при наличии соответствующих данных производить выбор сечений проводов по экономическим интервалам мощностей.
Выбранное по технико-экономическим показателям сечение провода должно быть проверено на допустимость работы в послеаварийных условиях.
В послеаварийных режимах по проводам электрической линии может проходить ток, значительно превышающий ток нормальной нагрузки. Такой случай может иметь место в двух цепной линии при выходе из строя одной из цепей, а также в линии с двусторонним питанием при прекращении электроснабжения от одного из питательных пунктов. В таких случаях выбранные сечения проводов должны удовлетворять условиям предельно допустимого нагрева при протекании токов послеаварийного режима.
При выборе сечения провода следует учитывать условия механической прочности.
Выбранное по перечисленным выше условиям сечение провода должно быть еще проверено по условиям образования короны. При технико-экономическом выборе варианта сети необходимо оценить возможность образования короны путем определения критического напряжения. Если рабочее (номинальное) напряжение проектируемом сети или линии электропередачи меньше критического, то можно предполагать, что явление короны не будет иметь места. Для определения критического напряжения предложено несколько формул.
Критическое (линейное) напряжение можно определить по формуле
где т0 — коэффициент, учитывающий состояние поверхности провода. Для новых многопроволочных проводов с двумя и более повивами /п0 = 0,83 — 0,87; для проводов, бывших в эксплуатации, т0 = 0,8 — 0,85; тп. — коэффициент, учитывающий состояние погоды. При сухой и ясной погоде тп= 1; при тумане, дожде, инее, мокром снеге и гололеде  0,8; о = 273+<°— относительная плотность воздуха — коэффициент, учитывающий барометрическое давление b (в см рт. ст.) и температуру воздуха f С. При b — 76 см и t = 25° С 6=1; г—радиус провода, см; D — расстояние между осями проводов воздушной линии, см.
Формула (5.2) справедлива для расположения проводов трехфазной линии в вершинах равностороннего треугольника. При расположении проводов в одной плоскости корона на среднем проводе возникает при фазном напряжении на 4% меньше, а на крайних проводах — на 6% больше критического фазного напряжения. Критическое фазное напряжение получают путем деления напряжения, подсчитанного по формуле.
Если критическое напряжение получается меньше рабочего (номинального), следует принимать меры для повышения критического напряжения. Поскольку в данном параграфе идет речь о выборе сечения провода, то, очевидно, для повышения критического напряжения следует взять большее сечение провода.
По условиям образования короны ПУЭ [27] рекомендуют принимать для линий 110 кВ провода диаметром не менее 11,3 мм (АС-70), для линий 150 кВ — не менее 15,2 мм (АС-120) и для линий 220 кВ — не менее 21,6 мм (АСО-240). Для линий 330 кВ ПУЭ рекомендуют одиночные провода диаметром не менее 33,1 мм (АСО-600) и расщепленные провода диаметром 2X21,6 мм (2XАСО-240). Для линии 500 кВ рекомендуются следующие диаметры и сечения проводов: расщепленные на 3 провода на фазу 3X27,2 мм (ЗХАСО-400) и 2 провода на фазу 2x37 ;1 мм (2ХАСО-700). Однако рекомендуемые ПУЭ сечения проводов в ряде случаев (при ненастной погоде) являются недостаточными по условиям образования короны. Поэтому проверка выбранного сечения по критическому напряжению или по создаваемой напряженности электрического поля на поверхности провода является обязательной.
На линиях электропередачи не более 220 кВ в случае применения проводов, выбранных по экономической плотности тока или по экономическим интервалам мощностей, потери энергии на корону характеризуются небольшими величинами. Поэтому эти потери могут вообще не учитываться при технико-экономических расчетах.
Для линий электропередачи более высоких напряжений провода, выбранные по технико-экономическим показателям, характеризуются напряженностями электрического поля, приближающимися к начальной напряженности, при которой возникает корона.
Поэтому при проектировании линий электропередачи 330—500 кВ необходимо определить потери энергии на корону и учитывать эти потери при выполнении технико-экономических расчетов, связанных с выбором сечения провода, о которых говорилось выше.
В соответствии с ПУЭ [27] наибольшая напряженность электрического поля у поверхности провода воздушной линии напряжением 35 кВ и выше не должна быть более 0,9 £о» где Ео — начальная коронная напряженность проводника, кВШах/см: где т — коэффициент негладкости для скрученного провода, равный 0,82; г0 — радиус провода, см.
На линиях 330—500 кВ наибольшее значение напряженности электрического поля на поверхности провода не должно превышать 26 кВшах/сМ.
Для определения потерь энергий на корону следует предварительно определить напряженность электрического поля на поверхности провода. Рабочая напряженность электрического поля на поверхности провода линий с расщепленными фазами может быть определена по формуле
где U — линейное напряжение линии, кВ; я — число проводов в фазе; г —радиус каждого провода, см; г9 — эквивалентный
радиус расщепленной фазы: гэ = /л^-1; аср — среднее геометрическое расстояние между проводами одной фазы, см; Dcp —среднее геометрическое расстояние между осями фаз, см.
Для линии с нерасщепленными проводами (я = 1) формула (5.3) приобретает вид
Формулы (5.3) и (5.4) дают напряженность электрического поля для крайних проводов линии в случае расположения проводов в горизонтальной плоскости. Напряженность электрического поля среднего провода принимается на 10% больше. вилочный погрузчик митсубиси spb.kfork.ru/bu-tekhnika/mitsubishi
На рис. 5.2 приведены усредненные кривые годовых потерь электроэнергии на корону для некоторых районов СССР в зависимости от наибольшей напряженности электрического поля на поверхности провода. Отложенные по оси ординат потери энергии ДЭк1 отнесены к 1 км одного провода радиусом 1 см. Потери электрической энергии на 1 км одной фазы линии с проводами радиусом г составят
где ti — число проводов в фазе; г — радиус провода, см.
При расположении проводов по вершинам равностороннего треугольника потери энергии на корону в год на 1 км линии будут равны
При расположении проводов на одной прямой, например при горизонтальном расположении, годовые потери на корону составят
где АЭф.к — потери электроэнергии в крайней фазе, найденные по напряженности, подсчитанной по формуле (5.3) или (5.4); ДЗф.с — потери энергии в средней фазе, определенные по напряженности поля в этой фазе, принятой на 10% больше, чем напряженность крайних фаз.
Определению сечения проводов на всех участках проектируемой сети обычно предшествует расчет распределения потоков
мощностей. В замкнутых сетях эти расчеты выполняются методами, известными из курса «Электрические сети и системы». Некоторые методы расчета потокораспределения в замкнутых сетях рассматриваются в гл. 7.
При технико-экономическом выборе варианта сети можно пользоваться упрощенными методами расчета потокораспределения: расчеты проводить по длинам линий, а не по их сопротивлениям, не учитывать потерь мощности в линиях и трансформаторах, не учитывать реактивную мощность, генерируемую линиями, расчеты вести по номинальным, а не по фактическим значениям напряжения.