Экономическое сечение

После определения F_ЭК выбирают ближайшее стандартное значение.

Стандартные сечения проводов и кабелей ЛЭП, мм²:

0.5, 0.75, 1.0, 1.5, 2.5, 4, 6, 10, 16, 25, 35, 50, 70, 95, 120, 150, 185, 240, 300, 400, 500, 625, 800

(По прошедшей лекции - виды расчетов ЛЭП? и др. …)

При увеличении сечений стоимость потерь ЭЭ в ЛЭП уменьшается: ясно, что снижать бесконечно потери нецелесо­образно, т.к. кривая приближается к оси абсцисс асимптотически, т.е. никогда не сливаясь с ней; вопрос - где остановиться?)

(Нагрузка линии не остается длительное время постоянной, а изменяется во времени суток и в течение года в зависи­мости от изменения режима энергопотребления. Переменность нагрузок, что взять за основу при расчете (Что же следует в таком случае принимать за расчетную нагрузку линии?) - в качестве расчетную нагрузку линии берется максимальная, но учитывается снижение нагрузок введени­ем времени использования максимума нагрузки - необходимо дать формулу для средневзвешенного Тн. За расчетную нагрузку принимается максимальная нагрузка линии. Но тогда при уменьшении реальной нагрузки, например, в ночное время условия максимальной экономичности будут нарушены и суммарные затраты увели­чатся. Чтобы этого не происходило при определении экономической плот­ности тока учитывается время использования максимума нагрузки Тм. Чем меньше это время, т.е. чем чаще нагрузка линии отличается в меньшую сто­рону от максимальной, тем большая плотность тока (и меньшее сечение про­водов) принимается. Таким образом, вывод: Хотя в качестве расчетной принимается максимальная нагрузка линии. таблица экономической плотности тока учитывает, изменение нагрузки в меньшую сторону в соответствии с различными графиками нагрузок путем ввода времени использования максимума нагрузки.

Аналогично, хотя потери мощности в линии DР вычисляются для макси­мальной нагрузки линии годовые потери ЭЭ определяются с учетом снижения мощности нагрузки путем введения коэффициента T_м.).

(Рис. Годовой график нагрузки

по продолжительности)

Рассмотрим схему передачи ЭЭ по ЛЭП от генераторов электростанций к потребителям с заданными нагрузками P₂, Q₂ и годовым потреблением электроэнергии A₂ (рис.).

Рис.5.5. Схема передачи электроэнергии

по ЛЭП

Наличие потерь мощности (DР, DQ) и электроэнергии (DА) в ЛЭП приводит к тому, что установленная мощность генераторов на элек­тростанции (Р_г, Q_г) должна превышать мощность, необходимую по­требителям, на величину потерь в ЛЭП (DР, DQ), а затраты на выработку электроэнергии (в том числе расход сжигаемого топли­ва) увеличивается на величину, пропорциональную потерям элек­троэнергии DА.

Как следует из формул, потери активной мощнос­ти и электроэнергии в ЛЭП прямо пропорциональны сопротивлению проводов R, которое, в свою очередь, обратно пропорционально площади их поперечного сечения Р. Чем меньше сечение проводов ЛЭП, тем больше при заданной нагрузке и электропотреблении потери в них и, следовательно, больше затраты на установку на электростанции дополнительной генерирующей мощнос­ти и выработку дополнительной электроэнергии. При увеличении сечения проводов ЛЭП, наоборот, уменьшается сто­имость потерянной в ней энергии и снижаются капиталовложения на установленную мощность генераторов электростанции, необходимую для покрытия потерь мощности в линии. Однако при этом увеличи­ваются затраты на сооружение самой линии и ее ремонт, которые, как показывает опыт проектирования и строительства, растут при­мерно прямо пропорционально сечению проводов.

Определим, какое сечение проводов должно быть принято для ЛЭП, чтобы она в наибольшей степени отвечала экономическим соображениям.

Представим на графике (рис.) зависимость стоимости по­терянной энергии и дополнительной мощности электростанций (кри­вая 1), а также суммарных затрат на сооружение и эксплуатацию ЛЭП (кривая 2) от сечения проводов линии. Зависимость общих затрат на сооружение и эксплуатацию энергосистемы (кривая 3) бу­дет иметь минимум, которому соответствует сечение провода, называемое экономическим сечением.

Применение сечения проводов больше­го или меньшего сечения, чем эк., в равной степени невыгод­но, так как ведет к увеличению суммарных затрат по сравнению с минимально возможными. Ана­литическую зависимость суммар­ных затрат (3 + С), правильно отражающую всю сово­купность факторов, влияющих на величину экономического сече­ния проводов DР, получить трудно.

Поэтому в ПУЭ на основании технико-экономических расчетов, сделанных для ВЛ и КЛ из проводов различных материалов, а также для различного числа часов использования максимума нагрузки рекомендуют для определения экономического сечения проводов пользоваться формулой:

где I_M - ток максимальной нагрузки при нормальном режиме ра­боты ЛЭП, А;

j_ЭК - экономическая плотность тока, зависящая от материала провода, конструкции ЛЭП и времени использования мак­симума нагрузки, А/мм².

Значения j_ЭК для перечисленных условий, полученные на ос­новании тщательных технико-экономических расчетов, приведены в гл.1.3 ПУЭ.

Из табл. видно, что чем выше стои­мость материала проводов (например, меди по сравнению с алюми­нием) или чем дороже линия (например, кабельная по сравнению с воздушной), тем большая экономическая плотность тока должна приниматься, а следовательно, меньшее сечение проводов и тем большие в них потери мощности и энергии. Зависимость j_ЭК от числа часов использования максимума нагрузки - обратная. При большем Т, экономическая плотность тока принимается меньшей, а экономическое сечение, соответственно, имеет большее значение, что приводит к значительному снижению годовых потерь электроэнер­гии за счет некоторого увеличения стоимости сооружения ЛЭП. На­оборот, при малой загрузке линии нецелесообразно делать боль­шие капиталовложения в электрическую сеть, вызываемые увеличение сечения проводов, так как снижение годовых потерь в этом случае при малом Т_М не играет существенной роли.

Значение тока максимальной нагрузки линии в формуле следует брать для нормальных условий работы сети, т.е. для таких условий, при которых сеть работает длительно. Воз­можные повышения нагрузок во время аварий или ремонтов при оп­ределении экономического сечения проводов не учитываются, так как такие режимы относительно кратковременны и не могут влиять на экономику.

Полученное по формуле сечение проводника округляет­ся до ближайшего стандартного (в любую сторону).

Если максимум нагрузки данного потребителя приходится на ночное время, то ПУЭ рекомендуют экономическую плотность тока, определяемую по табл., увеличивать на 40%.

(Если к линии подключены не одна, а несколько нагрузок с различными Тм, средняя величина Тн определяется по формуле

…

где к < = 1 - коэффициент разновременности максимумов нагрузки, учи­тывающий несовпадение по времени максимумов нагрузки отдельных потре­бителей и определяемый на основании графиков нагрузки. Если максимумы нагрузки всех потребителей совпадают по времени хотя бы частично, к = 1, в противном случае он равен отношению суммарного максимума к сумме мак­симумов отдельных потребителей.

Если потребители присоединены к линии на небольших расстоя­ниях друг от друга, то по практическим и конструктивным сооб­ражениям часто бывает нецелесообразным иметь на каждом участке особое сечение провода. В этом случае предпочтительнее сечение проводов по всей линии делать одинаковым, а экономическое сече­ние выбирать по току наиболее загруженного участка. При этом вводится поправочный коэффициент больше единицы, учитывающий неравномерность нагрузки по линии.

Выбор сечения проводов ЛЭП по экономической плотности тока является основным методом расчета сетей. Этот расчет не исклю­чает проверки выбранного сечения по другим признакам, например по допустимому нагреву током нагрузки или по допустимой потере напряжения. При этом в качестве окончательного следует прини­мать максимальное сечение, полученное из этих расчетов.

ВЫБОР ПРОВОДОВ ПО УСЛОВИЯМ ДОПУСТИМОГО НАГРЕВА

Электроэнергия, теряемая в проводниках ЛЭП, в конечном сче­те, превращается в тепло, которое отводится в окружающую среду. Проводник при этом нагревается до определенной температуры, которая и является основным показателем допустимости нагрузки ЛЭП током заданной величины.

Необходимо помнить, что всякое повышение температуры про­водника выше предельно допустимой приводит к значительному со­кращению срока службы ЛЭП (особенно кабельных ЛЭП).

На температуру нагрева проводника влияют многие факторы, главными из которых являются продолжительность и цикличность действия тока; температура окружающей среды; условия прокладки (а следовательно, и охлаждения) проводов; материал проводов; тип и характеристика, изоляции.

Для обеспечения нормальных условий работы ЛЭП, в частнос­ти для обеспечения надежной работы соединительных контактов и изоляции проводов, температура проводов не должна превышать предельно допустимых значений, устанавливаемых для проводов или кабелей данной конструкции (табл.).

Максимальное значение тока, соответствующее предельной тем­пературе, называется предельным допустимым током по нагреву.

Выражение для температуры проводника выводится из дифференциального уравнения, описывающего тепловое сос­тояние проводника в любой момент времени.

…

Конечным соотношением в практических расчетах не пользуются ввиду сложности определения для конкретных условий коэффициента теплопередачи, особенно для кабельных линий и изолирован­ных проводов. На основании многочисленных испытаний составлены справочные таблица предельно допустимых токов по нагреву для различных типов проводов и кабелей в зависимости от условий их прокладки. Эти таблицы помещены в ПУЭ (гл.1.3) и являются об­щегосударственными нормативами. Ими пользуются при выборе или проверке сечения проводов по нагреву.

Однако формула (*) позволяет решать две практически важ­ные задачи. Токи, приведенные в таблицах ПУЭ, определены для некоторых средних значений температуры окружающей среды и предельно допустимых температур проводов я кабелей. Пользуясь фор­мулой (*), можно получить выражение для определения значе­ний предельного тока нагрузки по нагреву для любых температур­ных условий по табличным значениям:

(значения с индексом «т» - табличные (из ПУЭ).

…

Из соотно­шения (*) видно, что при снижении температуры окружающей среда допускаемая нагрузка на провод повышается. Этим обстоя­тельством можно воспользоваться в зимний период эксплуатации, когда нагрузки, как правило, вырастают.

Пользуясь формулой (5.23), мощно решить и обратную задачу: при заданном токе, нагрузки определить температуру нагрева про­вода:

…

Иногда в практике эксплуатации необходимо добиваться не только ис­ключения перегрева проводов, но и исключения их охлаждения. Это особенно важно для предотвращения гололеда, т.е. процесса намерзания льда на про­водах, который может привести к обрыву проводов из-за чрезмерного увели­чения их веса. Очевидно, что при плюсовой температуре провода лед на нем не будет образовываться. Используя приведенные формулы, можно рассчи­тать минимальное значение тока нагрузки, при котором температура провода будет оставаться положительной, и добиваться такой нагрузки в угрожающий период эксплуатации (см. формулу 3).

Полученные соотношения справедливы только для длительного режима нагрузки ЛЭП, т.е. для такого режима, когда ток линии не изменяется длительное время, достаточное для достижения мак­симальной температуры проводника.

Если ток существенно изменяется за время меньшее, чем необходимое для достижения максимальной температуры (так назы­ваемые кратковременный или повторно-кратковременный режимы на­грузки ЛЭП), то следует использовать решение дифференциального уравнения в другом виде:

…

Полученные выражения позволяют определить максимальный ток на­грузки линии для любых значений температуры окружающей среды и наобо­рот, найти значение температуры провода при заданном токе нагрузки и тем­пературе окружающей среды. При этом необходимо убедиться, что получен­ное значение не превосходит допустимое значение.

Примеры использования

…

На практике обычно определяют расчетный ток нагрузки, и по таблице ПУЭ проверяют, чтобы он не превышал табличное значение.

Падение и потеря напряжения в ЛЭП

Рис. Схема замещения фазы ЛЭП

Активное и индуктивное сопротивление линии определяется по известным формулам (см. ранее).

Будем также считать, нагрузка равномерно распределена по фазам, и что линия полностью транспонирована, а стало быть, сопротивления Rл и Хл одинаковы для каждой фазы линии, и можно ограничиться рассмотрением процессов только в одной фазе, поскольку в остальных все будет точно таким же.

Далее – вывод формулы для определения падения напряжения.

…

(j – мнимая единица).

DU – продольная составляющая падения напряжения.

dU – поперечная составляющая падения напряжения

Векторная диаграмма:

U₁

dU (*j)

U₂ DU

Падение напряжения – геометрическая разность между напряжением в начале и напряжением в конце линии (вектор):

Потеря напряжения – алгебраическая разность между напряжениями в начале и в конце линии: |U₁| - |U₂|.

Потребителя интересует в первую очередь величина потери напряжения.

Для ее определения в указанную формулу подставляют известные значения напряжения в начале (конце) линии, активной и реактивной мощности нагрузки, параметры (сопротивления) линии и на основании теоремы Пифагора из прямоугольного треугольника определяется напряжение в конце (начале) линии.

…

Далее из напряжения в начале линии алгебраически вычитается напряжение в конце линии. В результате – величина потери напряжения.

Из ВД следует, что величина потери напряжения примерно равно продольной составляющей падения напряжения. Поэтому, в практических расчетах, для определения потери напряжения, как правило, используют формулу:

, [В]

или, в процентах:

, [%]

Величина потери напряжения должно быть таким, чтобы отклонение напряжения (от номинального значения) в начале (конце) линии не превышало допустимое значение (5%).

Замечание. При определенных параметрах нагрузки (при активно-емкостном ее характере) напряжение в начале линии может равняться напряжению в конце линии (т.е. потеря напряжения = 0), и даже быть меньше напряжения в конце линии.

Примеры …

РАЗНОЕ

МАРКИРОВКА СИЛОВЫХ КАБЕЛЕЙ

1 2 3 4 5 6 7 8

– U N´ F

1. Первая буква в маркировке обозначает назначение кабеля:

· К – контрольный;

· для силовых кабелей буква отсутствует.

2. Вторая буква – материал жил:

· А – Алюминиевые;

· для медных жил буква не проставляется.

3. Третья буква (О) – указывается только для кабелей,

имеющих оболочку для каждой жилы.

4. Четвертая – тип изоляции:

· В – поливинилхлоридная;

· П – полиэтиленовая;

· Р – резиновая;

· для бумажной изоляции жил буква отсутствует.

5. Пятая буква – материал оболочки:

· С – свинец;

· А – алюминий;

· Н – негорючая резина;

· В – поливинилхлорид.

6. Шестая буква – вид защитной брони:

· Б – броня из стальных лент;

· П – броня из плоских стальных проволок;

· К – броня из круглых стальных проволок.

7. Седьмая буква – наружные покровы кабеля:

· защитный покров обычной конструкции (из джута) не обозначают;

· Г (голый) – кабель не имеет защитного слоя из джута;

· Шв – наружный защитный покров из поливинилхлоридного шланга;

· Шп – наружный защитный покров из полиэтиленового шланга.

8. Восьмая буква – указывает специальное назначение:

· В – для вертикальных прокладок;

· Т – для труб и туннелей;

· и т.д.

Следующие за буквами цифры указывают номинальное напряжение кабеля (U, кВ), число токопроводяших жил (N) и площадь поперечного сечения жилы (F, мм²).

Наример:

ААБ – 10 3´ 120 – кабель с алюминиевыми жилами, бумажной изоляцией, в алюминиевой оболочке, бронированный двумя стальными лентами; с наружным слоем из джута, на напряжение 10 кВ, имеет три жилы сечением по 120 мм²;

СБГ – 6 3´ 95 – кабель с медными жилами, бумажной изоляцией, в свинцовой оболочке, бронированный двумя стальными лентами без наружного джутового слоя, на напряжение 6 кВ, имеет три жилы сечением по 95 мм²;

АПВБ – 0.4 4´ 70 – кабель с алюминиевыми жилами, полиэтиленовой изоляцией, в оболочке из поливинилхлоридного пластиката, бронированный двумя стальными лентами с наружным слоем из джута, на напряжение 0.4 кВ, четырехжильный, каждая жила сечением по 70 мм².

АСБ – 0.4 3´ 50+1´ 25 – кабель силовой, с алюминиевыми жилами, в свинцовой оболочке, с бумажной изоляцией жил, бронированный стальными лентами, с защитным битумным покрытием, на напряжение 0.4 кВ, имеет три жилы сечением по 50 мм² и одну жилу (нулевую) сечением 25 мм².

ОХРАННЫЕ ЗОНЫ ЛЭП

Охранная зона воздушных (кабельных) ЛЭП – зона вдоль ВЛЭП (КЛЭП) в виде участка, ограниченная по обе стороны вертикальными плоскостями, отстоящими от крайних проводов (кабелей) на требуемых расстояниях: