Выбор номинальных напряжений линий электропередачи

 

Н оминальное 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 повышением номинального напряжения существенно возрастают капитальные вложения в оборудование и сооружение ЛЭП.

Номинальные напряжения электрических сетей в России установлены ГОСТ 21128 – 83 (табл. 1).

Таблица 1

Номинальные междуфазные напряжения, кВ,

для напряжений выше 1000 В по ГОСТ 721–77 (СТ СЭВ 779–77)

 

Сети и прием-ники	Генераторы и синхронные компенсаторы	Трансформаторы и автотрансформаторы	Наибольшее рабочее напряжение
без РПН	с РПН
первичные обмотки	вторичные обмотки	первичные обмотки	вторичные обмотки
(3)*	(3,15)*	(3) и (3,15)**	(3,15) и (3,3)	–	(3,15)	(3,6)
	6,3	6 и 6,3**	6,3 и 6,6	6 и 6,3**	6,3 и 6,6	7,2
	10,5	10 и 10,5**	10,5 и 11,0	10 и 10,5**	10,5 и 11,0	12,0
	21,0		22,0	20 и 21,0**	22,0	24,0
	–		38,5	35 и 36,75	38,5	40,5
	–	–		110 и 115	115 и 121
(150)*	–	–	(165)	(158)	(158)	(172)
	–	–		220 и 230	230 и 242
	–
	–				–
	–				–
	–	–	–		–

^* Номинальные напряжения, указанные в скобках, для вновь проектируемых сетей не рекомендуются.

^** Для трансформаторов и автотрансформаторов, присоединяемых непосредственно к шинам генераторного напряжения электрических станций или к выводам генераторов.

 

Экономически целесообразное номинальное напряжение ЛЭП зависит от многих факторов, среди которых наиболее важными являются передаваемая активная мощность и расстояние. В справочной литературе [15; 21] 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. 2.4). 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 применяют следующие две эмпирические формулы определения напряжения U:

или , (1)

 

где Р - передаваемая мощность, МВт; l - длина линии, км.

Полученные напряжения используются для подбора стандартного номинального напряжения, причем совсем не обязательно выбирать напряжение всегда больше, чем получено по этим формулам. При разнице полных затрат сопоставляемых вариантов электрической сети менее 5 % предпочтение должно отдаваться варианту использования более высокого напряжения. Пропускная способность и дальность передачи линий 35–1150 кВ с учетом наиболее часто применяемых сечений проводов и фактической средней длины ВЛ приведены в табл. 2.

 

Таблица 2

Пропускная способность и дальность передачи линий 35–1150 кВ [13]

 

Напряжение линии, кВ	Сечение провода, мм2	Передаваемая мощность, МВт	Длина линии электропередачи, км
натуральная	при плотности тока 1,1 А/мм2*	предельная (при КПД = 0,9)	средняя (между двумя соседними подстанциями)
	70-150		4-10
	70-240		13-45
	150-300		13-45
	240-400		90-150
	2 ´ 240-2 ´ 400		270-450
	3 ´ 300-3 ´ 400		620-820
	3 ´ 300-3 ´ 500		770-1300
	5 ´ 300-5 ´ 400		1500-2000
	8 ´ 300-8 ´ 500		4000-6000		–

^* Для ВЛ 750–1150 кВ 0,85 А/мм².

 

Варианты проектируемой электрической сети или отдельные ее участки могут иметь разные номинальные напряжения. Обычно сначала определяют напряжения головных, более 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 применяется 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 создания центров питания для сетей 110 кВ. Системообразующие сети выполняются на напряжении 500 или 750 кВ в зависимости от принятой системы напряжений. Для ОЭС, где применяется система напряжений 110–220–500 кВ, в качестве следующей ступени принято напряжение 1150 кВ.

 

Пример 2

Для отобранных в примере 1 вариантов развития сети б, в и е (рис. 1) выбрать номинальные напряжения участков сети. Величины активных нагрузок в пунктах питания: Р ₁ = 40 МВт, Р ₂ = 30 МВт и Р ₃ = 25 МВт.

Решение. Для всех рассматриваемых вариантов характерно наличие головного участка сети ЦП – 1. Переток мощности на этом участке сети (без учета потерь мощности на других) равен сумме нагрузок всех трех энергоузлов, т. е. Р _{ЦП – 1} = Р ₁ + Р ₂ + Р ₃ = 95 МВт. Согласно выражениям (1), получаем напряжения для этого участка сети или и, в соответствии с рекомендуемой шкалой напряжений (табл. 1), можно принять номинальное напряжение 110 или 220 кВ. Ток аварийного режима для данного участка сети при U _н = 110 кВ равен А, при U _н = 220 кВ – 268 кА. Для обоих классов напряжений можно использовать марку провода марки АС‑240/32 в сети 110 кВ по допустимому нагреву, в сети 220 кВ – по условиям короны. Рассмотрим остальные участки проектируемой сети.

Участок 1 – 2 характерен для всех вариантов развития сети б, в и е (рис. 1)и отличается в них только уровнем перетока мощности по нему. Для варианта б напряжения по выражениям (1) соответственно равны U _{1 – 2} = 79,18 и U _{1 – 2} = 96,08 кВ, для вариантов в и е U _{1 – 2} = 92,14 и U _{1 – 2} = 119,13 кВ.

Участок 1 – 3 характерен для двух вариантов развития сети – б и е. Для варианта б напряжения для этого участка в соответствие с выражениями (1) соответственно равны U _{1 – 3} = 80 и U _{1 – 3} = 91,29 кВ, варианта е – U _{1 – 3} = 97,43 и U _{1 – 3} = 123,61 кВ.

Участок 2 – 3 характерен для вариантов в и е. Напряжения для этого участка равны U _{2 – 3} = 73,7 и U _{2 – 3} = 92,59 кВ.

Электроснабжение участков сети 1 – 2, 1 – 3 и 2 – 3 необходимо осуществлять на номинальном напряжении U _н = 110 кВ. Поэтому, а также в связи с тем, что ток аварийного режима головного участка ЦП – 1 I _{ЦП – 1} = 536 А укладывается в заданные параметры допустимых токовых нагрузок для проводов марки АС-240, номинальное напряжение этого участка принимаем равным 110 кВ. Это же решение подтверждается тем, что, согласно табл. 2, предельная длина линий этого класса напряжения составляет 80 км.