Применение метода экономических интервалов при выборе сечений проводов с расщепленной фазой

DOI: 10.18721/ JEST.230115 УДК 621.311

А.А. Геркусов

ПРИМЕНЕНИЕ МЕТОДА ЭКОНОМИЧЕСКИХ ИНТЕРВАЛОВ ПРИ ВЫБОРЕ СЕЧЕНИЙ ПРОВОДОВ С РАСЩЕПЛЕННОЙ ФАЗОЙ

В работе проанализирован существующий способ выбора сечений проводов методом экономических интервалов. Показано, что сечение проводов и конструкция фазы должны соответствовать оптимальному соотношению между затратами на сооружение и эксплуатацию линии и расходами, связанными с оптимизацией конструкции проводов фазы. Доказана необходимость модернизации этого метода для электропередач напряжением 220 кВ и выше, выполняемых с расщепленной фазой. Предложен алгоритм отыскания той токовой нагрузки, при которой исходя из минимума приведенных затрат следует отказаться от применения дополнительных источников реактивной мощности и перейти к применению проводов с расщепленной фазой. Построена серия пересекающихся кривых, позволяющая не только выбирать оптимальное сечение проводов, но и определять нагрузку, при которой следует расщеплять провода фазы на несколько составляющих.

ВОЗДУШНАЯ ЛИНИЯ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ; ТОКОВЫЕ ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ИНТЕРВАЛЫ; ВОЛНОВОЕ СОПРОТИВЛЕНИЕ; КОНДЕНСАТОР; НАТУРАЛЬНАЯ МОЩНОСТЬ; НАПРЯЖЕННОСТЬ ЭЛЕКТРИЧЕСКОГО ПОЛЯ; ИСТОЧНИК РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ; РЕАКТОР; ИНДУКТИВНОСТЬ; РАСЩЕПЛЕНИЕ ФАЗЫ.

Ссылка при цитировании:

А.А. Геркусов. Применение метода экономических интервалов при выборе сечений проводов с расщепленной фазой // Научно-технические ведомости СПбГПУ. 2017. Т. 23. № 1. С. 157—167. DOI: 10.18721/ JEST.230115

A.A. Gerkusov

APPLICATION OF THE METHOD OF ECONOMIC INTERVALS IN CHOOSING WIRE SECTIONS WITH A SPLIT PHASE

This paper analyzes the existing method of selecting cross-sections of wires by the method of economic intervals, substantiating the the necessity of modernization for power transmissions with a voltage of 220 kV and above, performed with a split phase. The proposed algorithm for determining the current load in which, on the basis of minimum reduced cost, additional reactive power sources should be abandoned and split phase wires should be used. A series of intersecting curves, allowing not only to choose the best wire size, but also to determine the load at which the wire phase should be split into several components.

OVERHEAD TRANSMISSION LINE; CURRENT ECONOMIC INTERVALS; IMPEDANCE; CONDENSER; NATURAL POWER; ELECTRIC FIELD STRENGTH; A SOURCE OF REACTIVE POWER; REACTOR; INDUCTANCE; PHASE SPLITTING.

Citation:

A.A. Gerkusov, Application of the method of economic intervals in choosing wire sections with a split phase, St. Petersburg polytechnic university journal of engineering sciences and technology, 23 (1) (2017) 157-167, DOI: 10.18721/ JEST.230115

Введение

Преобладающее количество электроэнергии потребители получают от электроэнергетических систем (ЭЭС). К важнейшим структурным

элементам ЭЭС относятся воздушные и кабельные линии электропередачи, обеспечивающие транспорт электроэнергии от источников мощности до потребителей. В связи с непрерывным

увеличением производства электроэнергии, развитием энергосистем, ростом мощности, объединяемых в системы электрических станций, созданием объединенных энергосистем (ОЭС и ЕЭС) повышается дальность, мощность и напряжение электропередач.

Рост капитальных затрат на строительство ЛЭП и сетей в целом соизмерим с общей суммой капиталовложений в электрические станции. В этих условиях особенное значение приобретает экономичность принимаемых решений.

Принцип сочетания экономического анализа с решением технических вопросов, относящихся к мощным электропередачам переменного тока, принят в настоящее время в нормативных документах по проектированию ЛЭП. В значительной мере технико-экономические показатели ЛЭП определяются поперечным сечением проводов и конструкцией фазы.

Требования к ЛЭП все время возрастают, причем в первую очередь — в отношении повышения надежности, увеличения пропускной способности, передачи заданной мощности в нормальном и послеаварийном режимах. При этом в нормальном режиме необходимо обеспечить наиболее экономичную передачу электроэнергии, соответствующую минимуму затрат на сооружение и эксплуатацию линии. Оптимизация конструктивных параметров воздушных линий электропередачи, предполагающая комплексную оптимизацию проводов, их изолирующей подвески и опор, способствует этому.

Постановка задачи

Сечения проводов и конструкция фазы ЛЭП должны быть выбраны таким образом, чтобы они соответствовали оптимальному соотношению между затратами на сооружение и эксплуатацию линии, растущими с увеличением сечения, и расходами, связанными с оптимизацией конструкции проводов фазы.

Под конструкцией фазы понимается количество проводов в фазе, их сечение и взаимное расположение. Выбор конструкции фазы — достаточно сложная технико-экономическая задача, поскольку он определяет основные характеристики линии — от пропускной способности до затрат на ее сооружение и эксплуатацию. Основные цели выбора конструкции фазы -исключить общее коронирование проводов

и уменьшить тем самым потери электроэнергии на корону, а также снизить уровень радиопомех, излучаемых короной, до допустимого значения.

Применение напряжения 220 кВ позволило в короткие сроки и при небольших затратах решить такие задачи, как объединение Крымэнер-го с ОЭС Северного Кавказа, объединение через вставку постоянного тока ОЭС Сибири и ОЭС Востока и др.

Цель настоящей работы — усовершенствование метода токовых экономических интервалов для выбора оптимального сечения проводов и конструкции фазы воздушных линий напряжением 220 кВ.

Метод экономических интервалов

Основные методики, служащие в практике проектирования для выбора оптимального сечения проводов в настоящее время, — это метод экономической плотности тока и метод экономических токовых интервалов, которые основаны на минимизации функции приведенных затрат.

Метод выбора сечений проводов, предложенный в 1945 году В.М. Блок, получил название метода токовых экономических интервалов [1, 2]. Он основан на построении дискретной технико-экономической модели линии электропередачи, базирующейся на следующих допущениях:

отсутствуют потери активной мощности на корону;

линия сооружается в течении одного года (что справедливо для большинства ВЛ с номинальным напряжением до 220 кВ), после чего начинается ее нормальная эксплуатация до окончания расчетного периода;

ежегодные отчисления от капиталовложений на обслуживание, ремонт и реновацию, а также средневзвешенный тариф на электроэнергию в течение расчетного периода не изменяются;

конфигурация графика перетока активной мощности по линии в течение расчетного периода остается одинаковой;

изменение активного сопротивления фазы линии от температуры не учитывается;

ущерб от перерывов электроснабжения потребителей в функции затрат также не учитывается.

Согласно этому методу для воздушных и кабельных линий различных сечений и напряжений, типов и материалов опор определяются приведенные затраты Зл на единицу длины в за-

висимости от тока в фазе 7сркв, годового времени потерь т, цены Ц отпущенной электроэнергии (принимается равной средневзвешенному тарифу на электроэнергию), коэффициента ра ежегодных отчислений от капитальных вложений на их амортизацию:

Зл = (Ен + РаЖл + 3!ср.кв2Ял Т Ц,

где Кл — удельные капиталовложения в линию, руб/км; Rя — удельное активное сопротивление линии, Ом/км; Ен = 0,12 — коэффициент эффективности капиталовложений, год-1.

Выражение (1) представляет собой дискретную технико-экономическую модель линии электропередачи и концентрирует в себе целую совокупность технико-экономических параметров ВЛ, а также характеристику графика перетока активной мощности (т).

В качестве примера построения экономического интервала можно привести результаты расчетов 3(7сркв) по формуле (1) для одноцепной ВЛ-220 кВ, сооружаемой на железобетонных опорах в 1-м и 2-м районах гололедности в европейской части СНГ с сечениями 240, 300, 400, 500, 600 мм2 при т = 1585 ч и ценах до 1984 года. Результаты расчетов представлены на рис. 1. Если параболические зависимости на рис. 1 соответствуют заданным при проектировании ВЛ ис-

ходным данным (номинальное напряжение, число цепей, район сооружения, тип конструкции и материал опор, время использования максимума нагрузки), то для выбора экономически целесообразного сечения провода достаточно отложить на оси абсцисс значение расчетного тока 7расч и посмотреть, в какой из интервалов это значение попадает. Токовые экономические интервалы, построенные для различных значений времени потерь т, (обобщенные номограммы) смещаются в сторону меньших значений тока нагрузки, расширяясь при этом для линий, выполненных проводами больших сечений, и сужаясь для линий с проводами меньших сечений [2, 6].

Значение наибольшего расчетного граничного тока линии 7расч гр, А, в месте пересечения кривых определяется из равенства

3л1 Зл2,

где 3л1 и Зл2 — приведенные затраты для сравниваемых смежных сечений, зависящие от тока линии. Отсюда

_ (Ен + ра )(Кл2 - *л1)10

Срасч гр

3тЦ

Таким образом, метод экономических интервалов учитывает нелинейную зависимость

З, р/км

Рис. 1. Токовые экономические интервалы для одноцепной ВЛ-220 кВ, сооружаемой на железо-бетонных опорах в 1-м и 2-м районах гололедности при т= 1585 ч.

капитальных затрат Кл от сечения F и дискретность стандартного ряда сечений проводов и жил кабелей, а также показывает сечения, не дающие на данном экономическом интервале минимума приведенных затрат.

Оптимизация сечения и конструкции фазы воздушной линии

Однако рассмотренный метод не отражает всех условий выбора оптимальной конструкции фазы ВЛ, которая должна удовлетворять трем основным требованиям:

ограничивать радиопомехи и потери на корону, то есть

Е < Е '

Ешах — Е доп'

J J-Л1

обеспечивать высокую степень использования поверхности проводов, то есть

к = К

лисп лисп макс'

Е

к — макс кисп _ е К

Е допнК нр

2. Пренебрегая изменениями напряжения и и тока I вдоль линии, получаем

о—Оэл-Ом —

— 3ю Сиф/л - 3юХ/2/л — РнХ

1 -

V Рн )

,

обеспечивать передачу энергии при оптимальной плотности тока Jопт, при которой затраты на сооружение и эксплуатацию линии минимальны,

Здесь Едоп н — допустимая напряженность поля на поверхности проводов (действующее значение) по условиям ограничения потерь на корону и радиопомех при номинальном напряжении линии; Етах — максимальная напряженность поля на поверхности провода; Кисп — коэффициент использования поверхности проводов, определяемый следующим выражением [3, 4]:

где Кнр — коэффициент неравномерности распределения напряженности поля по поверхности проводов, представляющий собой отношение действующих значений максимальной напряженности на поверхности провода к средней напряженности поля на поверхности проводов фазы.

Основными физическими параметрами ВЛ являются их погонные индуктивность Ь0, емкость С0, активное сопротивление провода Я0 и активная проводимость С0. Разность мощностей электрического 0эл и магнитного 2м полей линии определяет ее реактивную мощность

где ю — угловая частота; /л — длина линии; Цф — напряжение фазы относительно земли;

Х — Юу — волновая длина линии; к = 1/1н = /УВ

= Р/Рн — отношение передаваемой мощности к натуральной; Ув — скорость распространения электромагнитной волны.

Как следует из формулы (8), реактивная мощность линии 2 = 0 при передаче мощности Р = Рн. Этот режим соответствует линии бесконечной длины, подключенной к источнику напряжения, когда отсутствуют отраженные волны и соответственно распространяется только прямая волна. Аналогичные условия создаются на линии конечной длины при ее активной нагрузке, соответствующей волновому сопротивлению Zв. Этот режим называется натуральным. Он сбалансирован по реактивной мощности: линия не генерирует и не потребляет реактивную мощность.

При передаче мощности, отличной от натуральной, этот баланс нарушается. При Р<Рн линия генерирует реактивную мощность, представляя собой аналог конденсатора. Этот избыток реактивной мощности, должен быть поглощен энергосистемой. Напротив, при Р<Рн линия потребляет реактивную мощность, являясь аналогом реактора; в этом случае мощность магнитного поля больше мощности ее электрического поля [4, 6].

Оптимальная плотность тока зависит от соотношения стоимости потерь электроэнергии и стоимости линии, а также от числа часов максимальных потерь. Поэтому возможный диапазон ее значений, представленный в [6], довольно широк: 0,416 < Jопт < 1,117 А/мм2.

Потребляемая линией реактивная мощность должна быть возмещена энергосистемой (генераторами, синхронными компенсаторами, батареями конденсаторов), поскольку в энергосистеме во всех режимах должен соблюдаться баланс реактивной мощности. Так как затраты, связанные с монтажом и эксплуатацией и воз-

душных линий электропередачи, и источников реактивной мощности, как правило, ложатся на прилегающую энергосистему, то необходимо решить, что выгоднее: передавать по линии мощность, превышающую натуральную, компенсируя потребляемую линией реактивную мощность соответствующими источниками реактивной мощности, либо увеличить натуральную мощность линии до уровня передаваемой и отказаться от источников для компенсации реактивной мощности (ИРМ). Для решения этого вопроса вычислим отношение стоимости источников реактивной мощности

кирм ~ ^ИРМ Рн

р ,

V н )

I

1000

к приращению стоимости линии для увеличения натуральной мощности от первоначального значения Рн1 = Рн до Рн2 = Рсогласно [3, 4, 9]:

К

ИРМ

^ИРМ Рн

ЛК

ВЛ

75К

ВЛ

Р+1

Рн .

Эксплуатационные расходы на обслуживание ВЛ и на оборудование подстанций, в том числе и компенсирующих устройств, различны. Для учета этого вычислим приведенные затраты на сооружение и эксплуатацию линии и ИРМ. Без учета потерь энергии имеем

ЛЗвл — (Ен + Рвл )лквл;

ИРМ

— (Ен + роб )КИРМ'

где рВЛ = 0,028 — амортизационные отчисления от капитальных вложений в линию;роб = 0,084 — амортизационные отчисления от капитальных вложений в электрооборудование; кИРМ = 2480 руб/кВар — удельная стоимость ИРМ [3, 5]. Тогда отношение приведенных затрат ЗИРМ на сооружение и эксплуатацию ИРМ и АЗВЛ на увеличение натуральной мощности линии (без потерь энергии) будет следующим:

З

ИРМ

(Ен + роб) КИРМРн

ЛЗВЛ (Ен + Рвл) К

ВЛ

Р +1

(Ен + Роб) К

ИРМ

(Ен + Рвл) КВЛ

(Р + Рн ).

Оно пропорционально отношению натуральной мощности линии к стоимости 1 км линии и линейно увеличивается при увеличении отношения (Р/Рн). При изменении класса напряжения удельная стоимость ИРМ, включая затраты на строительство и монтаж, мало изменяется, натуральная мощность линии увеличивается пропорционально квадрату напряжения, а стоимость линии увеличивается значительно медленнее. Поэтому отношение (ЗИРМ / ЛЗВЛ) быстро растет при увеличении класса напряжения. Как следует из проведенных расчетов и построенных на их основании линейных зависимостей (ЗИРМ/ЛЗВЛ) = / (Р / Рн) (рис. 2), для ВЛ-220 кВ (ЗИРМ/ЛЗВЛ) > 1. Это означает, что для ВЛ класса 220 кВ и выше экономически целесообразнее передавать энергию в натуральном (либо донатуральном) режиме, чем создавать в энергосистеме дополнительные источники реактивной мощности для компенсации потребления ее линиями.

Следует обратить внимание на то, что различие в затратах на ИРМ и на увеличение натуральной мощности линии, в том числе и на сооружение ВЛ повышенной натуральной мощности (ПНМ), настолько велико, что возможные погрешности оценок стоимостных показателей и их изменения не повлияют на этот общий вывод.

Сооружение линий повышенной натуральной мощности преследует цель увеличения пропускной способности ВЛ (и электропередачи в целом) за счет снижения ее волнового сопротивления.

Обоснование экономической эффективности ВЛ с повышенной Рн, основывается на том,

ЗИРм/АЗВЛ_

Рис. 2. Зависимости отношения стоимости ИРМ к приращению стоимости ВЛ-220 кВ от отношения передаваемой мощности к натуральной

что повышение натуральной мощности ВЛ, достигаемое за счет увеличения числа проводов в фазе и их шага расщепления, при одновременном уменьшении междуфазного расстояния, обеспечивается при существенно меньшей стоимости дополнительного киловатта натуральной мощности линии

АКПНМ _ КПНМ Ктр

АРн

Рн ПНМ Рн тр

по сравнению со стоимостью киловатта натуральной мощности традиционной ВЛ Ктр / Рн тр, где Ктр, КПНМ — стоимость сооружения 1 км традиционной ВЛ и ВЛ с повышенной Рн, имеющих натуральную мощность соответственно Рн тр

и Рн ПНМ. Соотношение

АК

а_

ПНМ

АР ,

К

Л

тр н тр у

как показывает анализ проработок института «Энергосетьпроект» [7] и таблица, зависит от конструктивного выполнения опор и фазы, а также от расстояния между фазами. Так, на-

пример, для ВЛ-220 кВ, выполняемых на стальных одноцепных опорах, увеличение натуральной мощности до 1,29Рн тр, достигаемое за счет использования конструкции фазы 2АС-300 вместо АС-600, соответствует удорожанию ВЛ примерно на 7,5 %, а значение относительной стоимости дополнительного 1 кВт натуральной мощности составит порядка а = 0,261. Применение железобетонных опор позволяет сблизить фазы до 7 м. Увеличение числа проводов фазы с 1 до 2 при сохранении суммарного сечения, приводит к увеличению натуральной мощности также на 29 %, но при более низкой относительной стоимости дополнительного 1 кВт, составляющей примерно 0,253.

Как следует из таблицы, с изменением сечения составляющих проводов в фазе, скорость нарастания параметра а для железобетонных опор выше, чем для стальных опор. В целом, оценивая все возможное многообразие конструктивных решений ВЛ повышенной пропускной способности при увеличении натуральной мощности Рн пмн в пределах 1,2-1,4 Рн тр соотношение а может находиться в пределах 0,18-0,54 [6, 10].

Отношение затрат на ИРМ к приращению затрат на увеличение Рнат ВЛ

№ п/п Марка провода традиц. ВЛ-220 кВ на опорах железобетонных/ стальных Расстояние между фазами Б, см Марка провода ВЛ-220 кВ с ПНМ Натуральная мощность традиц. ВЛ-220 кВ, кВт Натуральная мощность ВЛ-220 кВ с ПНМ, кВт Относит. стоимость а дополнительного 1 кВт натуральной мощности для варианта железо -бетонных опор

1 АС-240 859 2АС-120 130124 171370 0,237/0,237

АС-240 818 130986 172869 0,235/0,235

757 132387 175317 0,231/ -

696 133942 178054 0,228/ -

2 АС-300 859 2АС-150 132303 177343 0,242/0,242

АС-300 818 133194 178949 0,240/0,240

757 134643 181574 0,237/ -

696 136252 184511 0,233/ -

3 АС-400 859 2АС-240 135222 177344 0,514/0,399

АС-400 818 136153 178949 0,509/0,395

757 137667 181574 0,502/-

696 139349 184511 0,494/-

4 АС-500 859 2АС-240 137576 177344 0,193/0,219

АС-500 818 138540 178949 0,191/0,217

757 140108 181574 0,188/ -

696 141851 184511 0,185/ -

Окончание таб.

№ п/п Марка провода традиц. ВЛ—220 кВ на опорах железобетонных/ стальных Расстояние между фазами Б, см Марка провода ВЛ-220 кВ с ПНМ Натуральная мощность традиц. ВЛ-220 кВ, кВт Натуральная мощность ВЛ-220 кВ с ПНМ, кВт Относит. стоимость а дополнительного 1 кВт натуральной мощности для варианта железо -бетонных опор

5 АС-500 859 2АС-300 137576 179356 0,566/0,439

АС-500 818 138540 180998 0,561/0,435

757 140108 183684 0,553/ -

696 141851 186690 0,544/ -

6 АС-600 859 2АС-300 139561 179356 0,263/0,263

АС-600 818 140553 180998 0,261/0,261

757 142167 183684 0,257/ -

696 143962 186690 0,253/ -

Как правило, линии электропередач напряжением 220 кВ в электросетевом строительстве сооружаются с одиночными проводами. Однако, как показано, увеличить натуральную мощность линии до уровня передаваемой и отказаться от источников реактивной мощности выгодней, чем передавать по линии мощность, превышающую натуральную, при этом компенсируя потребляемую линией реактивную мощность соответствующими ИРМ. Одним из способов увеличения натуральной мощности линий электропередачи является применение расщепленных проводов в фазах. Это позволяет не только снизить затраты на передачу повышенной натуральной мощности, но и снизить потери электроэнергии на корону.

Определим величину токовой нагрузки ВЛ-220 кВ, при которой будет рекомендовано расщепление фазных проводов различных сечений на две составляющие. Исходными данными для выбора такой конструкции фазы являются: передаваемая по линии мощность Р, класс напряжения электропередачи ином, климатические и технико-экономические характеристики района прохождения трассы линии, а также удельные стоимости реакторов и источников ИРМ.

Приведенные затраты на сооружение и эксплуатацию линии и ИРМ без учета потерь энергии следующие:

ЗВЛ ИРМ = (Ен + Рвл)КВЛ + (Ен + Роб )КИРМ. (16) Увеличение капитальных затрат на сооружение 1 км линии при увеличении числа составля-

ющих в фазе си1 до п2, при неизменном суммарном сечении проводов фаз может быть оценено по приближенной формуле [4, 5]

АКвл = Квл 0,075

^ -1 п1

Тогда величина суммарных приведенных затрат на сооружение и эксплуатацию линии с расщепленной на две составляющих фазой с учетом наличия шунтирующих реакторов выражается так:

ЗВЛр =1 075Квл (а + Рвл ) + кррн

х (Ен + Роб^

I

1000

Приняты КИРМ = 2480 руб/кВАр — удельная стоимость ИРМ; Кр = 409,8 р/кВАр — удельная стоимость шунтирующих реакторов; I — развернутая длина воздушной линии [3, 4, 5].

Ток нагрузки воздушных линий, при котором целесообразен переход от ВЛ с одиночными проводами к ВЛ с расщепленной фазой, называемый критическим током перехода /кр пер, определяется передаваемой мощностью и может быть найден путем технико-экономического сравнения приведенных затрат двух вариантов сооружения электропередачи. Приравняем правые части уравнений (16) и (18):

(Ен + рВЛ )КВЛ + (Ен + роб )КИРМ

= 1,075Квл

Подставляя значение выражения для ^ИРМ из (9) в (19) и решая полученное уравнение относительно I , получаем

I

кр пер

(ео8 ф

ЗрКИРМ

+1

,

где З ВЛр — приведенные затраты на сооружение и эксплуатацию линии единичной длины с расщепленной фазой без учета шунтирующих реакторов,

ЗВлр = 1,075Квл

Зр — приведенные затраты на сооружение и эксплуатацию шунтирующих реакторов,

крРн

З =- р 3р

Здесь ео8ф (коэффициент передаваемой по ЛЭП мощности), ином (номинальное напряжение ЛЭП) — характеристики, возникающие в результате проведенных преобразований при решении уравнения (19).

Таким образом, как это следует из (20), критический ток перехода зависит от номинального напряжения, коэффициента мощности, отношения К/КИРМ удельных капиталовложений в сооружаемую линию и натуральной мощности линии, которая, в свою очередь, является функцией номинального напряжения, конструкции и геометрических размеров опоры и линии в целом. Так, согласно [4], для линий с треугольным расположением фаз натуральная мощность равна

Рн =-

и

фн

201п

АН

где — расстояние между соседними фазами, м; АН — превышение по высоте над землей средней фазы над крайними, м; гэ — эквивалентный радиус провода, см.

Варьируя междуфазные расстояния и эквивалентный радиус расщепления проводов, можно изменять значение критического тока, при

котором в линии электропередачи рекомендуется переход к применению расщепленной фазы.

На рис. 3 и 4 построены зависимости критического переходного тока и натуральной мощности линии от среднегеометрического расстояния между фазами для ВЛ, выполненных различными сечениями сталеалюминевых проводов. Построенные на рис. 3 зависимости — практически прямые линии, из чего следует: чем больше среднегеометрическое расстояние между фазами и меньше сечение фазных проводов, тем меньше критический ток перехода к выполнению ВЛ расщепленными проводами. Это связано с тем, что при увеличении расстояния между фазами натуральная мощность линии согласно (23) снижается.

Таким образом, задавшись натуральной мощностью линии или среднегеометрическим расстоянием между фазными проводами, легко определить критический ток нагрузки линии, при котором будет рекомендовано расщепление проводов.

На основании зависимости (1) с учетом формул (20) и (23) произведены расчеты и на рис. 5 построены зависимости приведенных затрат от тока нагрузки линии З = /(I). Точки скачкообразного увеличения затрат соответствуют переходу к расщепленному проводу при достижении критического тока.

Из построенных на рис. 5 экономических интервалов следует, что применение расщепленных проводов для ВЛ-220кВ, сооружаемых в 1-м и 2-м районах гололедности на железобетонных опорах, оправдано для линий с низким значением т. Так, например, при т = 1585 ч (см. рис. 5) на токовом интервале 250—376 А экономически будет целесообразно применять одиночные провода марки АС-240, а не расщепленные 2АС-120; кроме того, конструкция 2АС-120 должна быть исключена из-за ограничений, накладываемых по условию механической надежности проводов [5, 6,13]. По этой причине для ВЛ класса 220 кВ и выше не рекомендуется применять конструкции фаз с сечениями составляющих менее 150 мм2. На токовом интервале 376—470 А следует использовать провод АС-300, который при токе нагрузки 470 А подлежит расщеплению на 2АС-150, что приведет к увеличению натуральной мощности линии и, как следствие, к снижению затрат на компенсирующие устройства

н

в

2

I А

'кр пер'n

450

440

430

420

410

400

АС-4 »

АС-3(

АС-2'

I А

кр пер

/1

/

У

600 650 700 750 800 850 D, см

Рис. 3. Зависимость значений критических переходных токов от расстояния между проводами линий электропередачи 220 кВ

З, р/км

125000

130000

135000

140000

Рн, кВт

Рис. 4. Зависимость критических переходных токов от натуралной мощности для ВЛ-220 кВ, сооружаемых на железобетонных опорах со сталеалюминиевыми проводами

АС :-воо ___ 1

А( А( А< А< :-500 • ;-4оо т '--1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

АС 1 1 1 1 :-240 1 А 1 1 1 1 С-300 12АС -150|2АС-240 1 1 1  ЪЕ

1 1 1 t -^ 1 1 1 1 -4— 1 1 1 У 73ПС 1 1

200 250 300 376 400 470 500 530 6006Ю650 /нб

Рис. 5. Экономические интервалы для одноцепной ВЛ-220 кВ, сооружаемой на железобетонных опорах в1-м и 2-м районах гололедности, с учетом необходимости расщепления провода фазы

и другие мероприятия, необходимые для достижения того же эффекта, что и в варианте применения традиционных ВЛ. При нагрузке 530— 610 А вследствие узости экономических интервалов для проводов АС-400 и АС-500, по соображениям, приведенным выше, будет целесообразным применение расщепленного про-

вода 2АС-240, а на интервале 610—650 А теоретически должен быть использован расщепленный провод 2АС-300 вместо одиночного АС-600. Однако в условиях рабочего проектирования при выборе конструкций фаз должны быть проведены дополнительные технико-экономические расчеты.

Для более полной реализации предложенной методики отыскания оптимальных условий применения ВЛ с расщепленной фазой предлагается рассчитать оптимальный ток перехода для других применяемых номинальных напряжений и построить экономические интервалы выбора сечений проводов ВЛ для больших значений т с учетом возможности расщепления фазы или применения дополнительных источников реактивной мощности.

Выводы

Исходя из сказанного и принимая во внимание эксплуатационные преимущества традиционных ВЛ-220 кВ, выполняемых с одиночными проводами, можно утверждать:

1. Эффективность применения ВЛ-220 кВ с расщепленной фазой зависит от проводимой

в стране тарифной политики и общей экономической ситуации. В настоящее время применение ВЛ-220 кВ с расщепленной фазой вместо установки дополнительных источников реактивной мощности эффективно для линий с малой плотностью графика нагрузки. При этом масштабы применения таких линий не превысят единиц процентов от общего объема сооружаемых ВЛ этого класса напряжения.

2. Критическое значение тока линии, при котором целесообразен переход к применению расщепленного провода вместо одиночного, зависит от геометрических размеров конструкции фазы линии, сечения применяемых проводов, класса напряжения, соотношения стоимости реакторов и ИРМ, а также климатических и технико-экономических характеристик района прохождения трассы линии и не зависит от длины ЛЭП.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Блок В.М. Электрические сети и системы : учебное пособие для студентов электроэнергетических специальностей вузов. М.: Высшая школа, 1986. 430 с.

2. Федотов А.И., Геркусов АА. Модернизация метода экономических интервалов при выборе сечений проводов воздушных линий электропередачи // Известия вузов. Проблемы энергетики. 2003. № 1—2. С. 136—140.

3. Александров Г.Н. Установки сверхвысокого напряжения и охрана окружающей среды. Л.: Энергоа-томиздат, 1989. 360 с.

4. Александров Г.Н. Передача электрической энергии переменным током. М.: Знак, 1998 г. 271 с.

5. Александров Г.Н. [и др.] Проектирование линий электропередачи сверхвысокого напряжения. СПб.: Энергоатомиздат, 1993. 560 с.

6. Геркусов А.А. Оптимизация параметров и режимов электропередач в системах электроснабжения : Дисс. ... кандидата технических наук. Казань, 2004. 162 с.

7. Зевин А.А., Кузнецова Л.Е., Ли Хай Бо, Тиходе-

ев Н.Н. Новое поколение воздушных линий электро-

передачи 110—500 кВ с уменьшенными потерями // Российский национальный симпозиум по энергетике. Сборник докладов. Т.П. Казань, 2001. С. 23—27.

8. Рыжов Ю.П. Дальние электропередачи сверхвысокого напряжения : Учебник для вузов. Москва: ЗАО «Издательский дом МЭИ», 2007. 487 с.

9. Поспелов Г.Е., Федин В.Т. Передача энергии и электропередачи : Учеб. пособие. Минск : Адукацыя 1 выхаванне. 2003. 543 с.

10. Александров Г.Н. Оптимизация конструкции воздушных линий электропередачи повышенной натуральной мощности // Электричество. 1993. № 1. С. 1-9.

11. Александров Г.Н. Природа реактивной мощности линий электропередачи // Труды СПбГТУ. 2006. № 501. С. 100-109.

12. Правила устройства электроустановок. 6-е изд. М.: Энергоатомиздат, 1985. 630 с.

13. Новые средства передачи электроэнергии в энергосистемах / Под ред. Г.Н. Александрова. Л.: Изд-во ЛГУ, 1987. 231 с.

СВЕДЕНИЯ ОБ АВТОРАХ

ГЕРКУСОВ Алексей Анатольевич — кандидат технических наук электромеханик Октябрьской железной дороги. 191040, Санкт-Петербург, Транспортный переулок, д. 2. E-mail: Gerkusov_Alex@mail.ru

REFERENCES

1. Blok V.M. Elektricheskiye seti i sistemy : Ucheb- spetsialnostey vuzov. M.: Vysshaya shkola, 1986. noye posobiye dlya studentov elektroenergeticheskikh 430 c.

2. Fedotov A.I., Gerkusov A.A. Modernizatsiya metoda ekonomicheskikh intervalov pri vybore secheniy pro-vodov vozdushnykh liniy elektroperedachi. Izvestiya vuzov. Problemy energetiki. 2003. № 1-2. S. 136-140.

3. Aleksandrov G.N. Ustanovki sverkhvysokogo napry-azheniya i okhrana okruzhayushchey sredy. L.: Energoat-omizdat, 1989. 360 s.

4. Aleksandrov G.N. Peredacha elektricheskoy energii peremennym tokom. M.: Znak, 1998. 271 s.

5. Aleksandrov G.N. [i dr.] Proyektirovaniye liniy elektroperedachi sverkhvysokogo napryazheniya. SPb.: En-ergoatomizdat, 1993. 560 s.

6. Gerkusov A. A. Optimizatsiya parametrov i rezhi-mov elektroperedach v sistemakh elektrosnabzheniya: Dissertatsiya ... kandidata tekhnicheskikh nauk. Kazan, 2004. 162 s.

7. Zevin A.A., Kuznetsova L.Ye., Li Khay Bo, Tik-hodeyev N.N. Novoye pokoleniye vozdushnykh liniy elektroperedachi 110-500 kV s umenshennymi poteryami.

Rossiyskiy natsionalnyy simpozium po energetike. Sbornik dokladov. T.II. Kazan, 2001. S. 23-27.

8. Ryzhov Yu.P. Dalniye elektroperedachi sverkhvysokogo napryazheniya: Uchebnik dlya Vuzov. M.: ZAO «Izdatelskiy dom MEI», 2007. 487 s.

9. Pospelov G.Ye., Fedin V.T. Peredacha energii i elektroperedachi : Uch. posobiye. Minsk: Adukatsyya i vykha-vanne, 2003. 543 s.

10. Aleksandrov G.N. Optimizatsiya konstruktsii voz-dushnykh liniy elektroperedachi povyshennoy naturalnoy moshchnosti. Elektrichestvo. 1993. №1. S. 1-9.

11. Aleksandrov G.N. Priroda reaktivnoy moshch-nosti liniy elektroperedachi. Trudy SPbGTU. 2006. № 501. S. 100-109.

12. Pravila ustroystva elektroustanovok. 6-ye izd. M.: Energoatomizdat, 1985. 630 s.

13. Novyye sredstva peredachi elektroenergii v ener-gosistemakh / Pod red. G.N. Aleksandrova. L.: Izd-vo LGU, 1987. 231 s.

AUTHORS

GERKUSOV Aleksei A. — Russian Railways. 191040, Sankt-Peterburg, Transportnyi pereulok, d. 2. E-mail: Gerkusov_Alex@mail.ru

Дата поступления статьи в редакцию: 23.10.2016.

© Санкт-Петербургский политехнический университет Петра Великого, 2017