И. Карапетян - Справочник по проектированию электрических сетей

Вблизи промышленных предприятий трассы ВЛ, как правило, располагаются вне зон действия ветра преобладающего направления от источников загрязнения.

На железобетонных опорах сооружаются одноцепные и двухцепные ВЛ 35 и 110 кВ. В последние годы строительство ВЛ 220–500 кВ осуществляется, как правило, на металлических опорах.

Имеется опыт строительства ВЛ 500 кВ в двухцепном исполнении (например, две цепи 500 кВ от Балаковской АЭС, 18 км). Проектные разработки последних лет показали, что использование двухцепных опор 500 кВ не дает существенного снижения материалоемкости (металл, железобетон) по сравнению с одноцепными. Экономический эффект достигается в основном за счет уменьшения полосы отчуждения. Последнее определяет область применения двухцепных ВЛ 500 кВ — участки трассы, где проход двух параллельных одноцепных ВЛ невозможен.

На ВЛ 750—1150 кВ используются металлические опоры. В условиях, когда доставка железобетонных опор на трассу ВЛ затруднена, рекомендуется использовать металлические опоры.

На ВЛ напряжением 35 кВ и выше рекомендуется применять сталеалюминиевые провода. Использование алюминиевых проводов и проводов из алюминиевого сплава обосновывается расчетами. На больших переходах через водные пространства (ущелья) при наличии технической целесообразности в качестве проводов могут применяться стальные канаты.

Обозначения марок проводов для ВЛ приведены ниже

Срок службы алюминиевых и медных проводов составляет 45 лет, проводов марки АЖ и АН — 25 лет.

В последние годы на ВЛ 6-10-35 кВ получили распространение самонесущие изолированные провода (СИП). Последняя конструкция такого провода — СИП-3. Это одножильный самонесущий провод с защитным покровом. Жила выполнена из алюминиевого сплава высокой прочности или из сталеалюминия.

Рекомендуемая область применения проводов различных марок приведена в табл. 3.2.

Таблица 3.2

Окончание табл. 3.2

Ориентировочная ширина коридоров ВЛ, а также площади постоянного отвода земли под опоры ВЛ приведены в табл. 3.3 и 3.4. Критерии определения площадей отвода земли под опоры ВЛ приведены в постановлении Правительства РФ от 11 августа 2003 г. № 486.

Таблица 3.3

Таблица 3.4

Окончание табл. 3.4

Расчетные данные сталеалюминиевых, алюминиевых и проводов из алюминиевых сплавов приведены в табл. 3.5 и 3.6.

Таблица 3.5

Окончание табл. 3.5

Таблица 3.6

Окончание табл. 3.6

Минимальные диаметры проводов ВЛ по условиям короны и радиопомех приведены в табл. 3.7.

Таблица 3.7

Расчетные данные ВЛ 35 кВ и выше со сталеалюминиевыми проводами приведены в табл. 3.8 и 3.9.

Потери активной мощности в продольном сопротивлении схемы замещения ВЛ 110 и 35 кВ можно определять по рис. 3.1. При этом cos φ был принят равным 0,9; при иных значениях cos φ значения потерь мощности умножаются на 0,81/cos2 φ.

Таблица 3.8

Таблица 3.9

Потери мощности на корону могут быть приняты по данным табл. 3.10.

Таблица 3.10

Нормы продолжительности строительства ВЛ (СНиП 1.04.03–85) и продолжительность проектирования (по данным института «Энергосетьпроект») приведены в табл. 3.11. Практика проектирования последних лет позволяет считать данные табл. 3.11 завышенными.

Таблица 3.11

Окончание табл. 3.11

3.1.2. Выбор сечения проводов ВЛ

Технико-экономические расчеты по выбору сечения проводов каждой конкретной линии выполняются для ВЛ 750 кВ и выше и передач постоянного тока. При проектировании ВЛ напряжением до 500 кВ включительно выбор сечения проводов производится по нормированным обобщенным показателям. В качестве таких показателей используются нормированные значения экономической плотности тока.

Суммарное сечение (F) проводов фазы проектируемой ВЛ составляет

где Ip — расчетный ток, А;

Jk — нормированная плотность тока, А /мм2.

В соответствии с Правилами устройства электроустановок (ПУЭ) нормированы следующие значения плотности тока для ВЛ 35—500 кВ (табл. 3.12).

Значение Ip определяется по выражению

Ip =I5 × αi × αt,

где I5 — ток линии на пятый год ее эксплуатации в нормальном режиме, определяемый для системообразующих линий основной сети по расчетным длительным потокам мощности. Для линий распределительной сети Ip определяется расчетом потокораспределения при прохождении максимума нагрузки энергосистемы;

αi — коэффициент, учитывающий изменение нагрузки по годам эксплуатации линии. Для линий 110–220 кВ значение α может быть принято равным 1,05, что соответствует математическому ожиданию этого коэффициента в зоне наиболее часто встречающихся темпов роста нагрузки. Для ВЛ 330 и 500 кВ аi определяется по кривым рис. 3.2. Значения i1 = I1/I5 и i2 = I10 /I5 характеризуют отношение расчетного тока первого и десятого годов эксплуатации к величине тока пятого года эксплуатации. В практических расчетах ai меняется в пределах от 0,6 до 1,65.

Таблица 3.12

При пользовании кривыми рис. 3.2 I10 принимается не более 2 (кроме ВЛ 330 кВ длиной более 200 км и 500 кВ — более 500 км, для которых I10 принимается не более 1).

Коэффициент αt учитывает число часов использования максимальной нагрузки ВЛ (Тmax), а коэффициент Км — отражает участие нагрузки ВЛ в максимуме энергосистемы (табл. 3.13)

Таблица 3.13

Для линий с максимумом нагрузки летом или в часы снижения нагрузки энергосистемы (при Км ≤ 0,5) I5 принимается по максимальной нагрузке линии, а αt — равным 0,4.

Сечения проводов на ответвлениях от основной ВЛ длиной до 2 км, сооружаемых одновременно с основной линией, принимается таким же, как и на основной линии. Для заходов действующих ВЛ на новые ПС сечение провода выбирается, как правило, не меньшим, чем на основной линии.

При пользовании нормированными значениями плотности тока необходимо также руководствоваться следующим. Приведенные выше значения относятся только к проектируемым линиям и не являются критерием экономической нагрузки существующих линий. На таких линиях по сравнению с прокладкой дополнительных цепей или заменой проводов проводами больших сечений допускается превышение (вплоть до двукратного) нормативных величин плотности тока.

Увеличение числа цепей сверх необходимого по условиям надежности электроснабжения в целях удовлетворения требований по экономической плотности тока обосновывается технико-экономическим расчетом. При этом во избежание увеличения числа линий или цепей также допускается превышение нормативных величин плотности тока вплоть до двукратных значений.

Для ВЛ 110–220 кВ основной сети, сооружаемых на территории крупных городов, рекомендуется применять сечения проводов не менее 240 и 400 мм2 соответственно.

В табл. 3.14 приведены значения передаваемой мощности по ВЛ 35—500 кВ, соответствующие нормированной плотности тока.

Выбранное сечение провода должно быть проверено по допустимой токовой нагрузке по нагреву Iдоп.:

Iр.н. ≤ Iдоп.,

— расчетный ток для проверки проводов по нагреву (средняя токовая нагрузка за полчаса); при этом расчетными режимами могут являться нормальные или послеаварийные режимы, а также периоды ремонтов других элементов сети, возможных неравномерностей распределения нагрузки между линиями и т. п.

Таблица 3.14