В. С. Холянов, О. М. Холянова

ОСНОВЫ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ

УЧЕБНО-МЕТОДИЧЕСКИЙ КОМПЛЕКС

ebooks@prospekt.org

Информация о книге

УДК 621.3

ББК 31.2

         Х75

Авторы: 

Холянов В. С., Холянова О. М.

Рецензенты:

Веревкин В. Ф. — д-р техн. наук, профессор, ДВГМА;

Монахов Е. П. — гл. инспектор тех. инспекции МЭС, ФСК, ЕЭС.

Учебно-методический комплекс по дисциплине «Основы электроэнергетики» включает рабочую программу дисциплины, учебное пособие, тесты и контрольно-измерительные материалы.

Учебное пособие содержит общие сведения о состоянии и перспективах развития электроэнергетики в России в целом, в ее Дальневосточном регионе и за рубежом, о конструкциях традиционных (старых) и нетрадиционных (новых) воздушных и кабельных линий электропередачи, контрольные вопросы.

Предназначено для студентов, обучающихся по специальности 140200 «Электроэнергетика», всех форм обучения.

УДК 621.3

ББК 31.2

© ДВФУ, 2007

© ООО «Проспект», обложка, 2015

© ООО «Проспект», электронная версия книги, 2015

ПРЕДИСЛОВИЕ

Настоящее учебное пособие представляет собой конспект части лекционного курса «Основы электроэнергетики» для студентов направления 140200 – Электроэнергетика (Электрические станции. Электроснабжение. Релейная защита и автоматизация электроэнергетических систем. Электроэнергетические системы и сети) в соответствии с Государственным образовательным стандартом высшего профессионального образования, утвержденным 27 марта 2000 г., № 214 тех/ДС.

По учебному плану специальностей предусматривается получение знаний о развитии электроэнергетических систем, о конструкциях воздушных (ВЛ) и кабельных линий (КЛ) электропередачи, способов прокладки кабельных линий.

В пособии представлена информация о современных конструкциях воздушных и кабельных линий. Это компактные экологически безопасные ВЛ, ВЛ с самонесущими изолированными проводами (СИП); это кабельные линии с изоляцией из сшитого полиэтилена (СПЭ). Приводятся основные элементы конструкции этих линий (провода, опорные конструкции, грозозащитные тросы, изоляция, арматура, заземляющие устройства и т. д.).

Назначение пособия – помочь студенту освоить большой объем информации, являющейся базовой при изучении дисциплины «Основы электроэнергетики».

Цель – дать студенту представление об устаревших (традиционных) и новых (перспективных) технологиях, используемых при создании электроэнергетических систем.

ГЛАВА 1.
СОСТОЯНИЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ В РОССИИ И ЗА РУБЕЖОМ

1.1 Развитие энергетических систем и электрических сетей в России

Начало развития энергетики России было положено принятым в декабре 1920 г. планом ГОЭЛРО (Государственная комиссия по электрификации России). В плане ГОЭЛРО были намечены основные направления динамичного развития электроэнергетики: концентрация генерирующих мощностей, объединение разрозненных энергосистем в единую энергетическую систему страны.

К 1935 г. было сооружено 40 электростанций с установленной мощностью 6,9 млн. кВт. Первые энергосистемы были созданы на основе сетей напряжением 110 кВ.

В 1940 г. была построена первая межсистемная линия электропередачи напряжением 220 кВ «Донбасс – Днепр».

За время Великой Отечественной войны 1941–1945 гг. было разрушено более 60 электростанций, что отбросило страну на уровень 1934 г.

С 1945 г. началось восстановление разрушенного хозяйства страны, а в начале 1950-х годов – строительство каскада гидроэлектростанций на Волге. От них были построены линии электропередачи напряжением 500 кВ, которые связали промышленные районы Центра и Урала. Это обеспечило возможность параллельной работы энергосистем Центра, Средней и Нижней Волги и Урала. Был завершен первый этап создания Единой энергетической системы (ЕЭС) страны.

В 1970 г. к ЕЭС европейской части страны была присоединена ОЭС Закавказья, а в 1972 г. – ОЭС Казахстана и Западной Сибири.

Далее продолжалась работа по переводу на параллельную работу ЕЭС СССР и Объединенной энергетической системы (ОЭС) стран-членов СЭВ. В итоге была создана уникальная Единая энергетическая система, сети которой протянулись от Берлина до Улан-Батора с установленной мощностью 300 млн. кВт.

В 1984 г. была сооружена линия электропередачи напряжением 1150 кВ «Экибастуз – Кокчетав», а в 1990 г. – «Сибирь – Казахстан – Урал». Изолированно работают энергосистемы Якутии, Магадана, Сахалина, Камчатки, районов Норильска и Колымы.

В результате образования на территории СССР независимых государств изменилась структура управления электроэнергетикой. В состав ЕЭС России теперь входят объединенные энергетические системы Северо-Запада, Центра, Средней Волги, Урала, Северного Кавказа, Сибири. Самостоятельно функционирует ОЭС Дальнего Востока.

Параллельно с ЕЭС России работают энергосистемы стран Балтии, Белоруссии, Закавказья и отдельные районы Украины. Через вставку постоянного тока работает энергосистема Финляндии, которая, в свою очередь, входит в объединение стран Северной Европы (NORDEL). Россия также экспортирует электроэнергию в Норвегию, Монголию, Китай и Болгарию.

Большинство энергосистем России приняли основную шкалу напряжений 110–220–500–1150 кВ. В ОЭС Северо-Запада и частично Центра принята шкала напряжений 110–330–750 кВ.

На территории Дальневосточного федерального округа создана Дальневосточная энергетическая компания (ДЭК), объединившая энергосистемы Приморского и Хабаровского краев, Амурской области, Еврейской АО и юга Якутии.

Системообразующая сеть энергосистемы Приморского края сформирована на напряжениях 220 и 500 кВ. В 1971 г. была построена двухцепная воздушная линия (ВЛ) напряжением 220 кВ «Приморская ГРЭС – Хехцир», а в 2004 г. – ВЛ 500 кВ – «Приморская ГРЭС – Хабаровская».

Первоочередной задачей развития основной электрической сети ДЭК является завершение формирования единой электрической сети 500 кВ от Зейской ГЭС до южных районов Приморского края. Создание кольца 500 кВ на юге энергосистемы обеспечит надежное электроснабжение потребителей юга Приморья.

Сегодня наметились перспективы создания единой энергосистемы стран Северо-Восточной Азии, в которую должны войти энергосистемы России, Китая, Японии, Монголии, Южной Кореи, КНДР.

1.2 Развитие электрических сетей за рубежом

Высшим напряжением основной электрической сети переменного тока стран Европы является напряжение 750 кВ. Это напряжение характерно для Украины, присутствует в энергосистемах Венгрии и Польши.

Для распределительной сети среднего напряжения в странах Европы приняты напряжения 110(115)–132–150 кВ. Характерно вытеснение из практики промежуточных напряжений 33–35, 66 кВ. На подстанциях выполняется трансформация со 110 кВ на 20 кВ.

Системообразующая сеть энергосистем стран Европы строится на двухцепных, а порой на четырехцепных ВЛ. На узловых подстанциях устанавливают по два-четыре трансформатора. Такое резервирование элементов электрической сети повышает надежность электроснабжения потребителей.

В электрических сетях стран Европы широко используется современное электрогазовое оборудование, комплектные распределительные устройства (КРУ), маслонаполненные кабели, а в последнее время – кабели с изоляцией из сшитого полиэтилена. Ведущими производителями кабельной продукции разработаны и изготовлены кабели сверхвысокого напряжения рекордной пропускной способности напряжением:

– до 1000 кВ (маслонаполненный, с сечением токоведущей жилы 2500 мм², пропускной способностью 3 млн. кВт);

– до 500 кВ (с изоляцией из сшитого полиэтилена, с сечением токоведущей жилы 2500 мм², пропускной способностью 1,9 млн. кВт).

Среди энергосистем Азии привлекают внимание энергосистемы Южной Кореи и Токио.

На долю энергокомпании ТЕРСО в Токио приходится треть всей электроэнергии страны. Опорная сеть Токио сформирована на напряжениях 275–500–1000 кВ переменного тока (50 Гц). Уже в 1970-х годах в ТЕРСО пришли к выводу о целесообразности перехода в кольцевой сети города на напряжение 1000 кВ. Каждая фаза ВЛ состоит из восьми сталеалюминевых проводов общим сечением 810 мм². ВЛ 500 кВ практически все в двухцепном исполнении.

На напряжении 500 кВ широко используются кабельные линии с изоляцией из сшитого полиэтилена.

Жесткое условие экономии земли, отводимой для воздушных линий и подстанций, создало предпосылки к сооружению закрытых и подземных подстанций. Например, подстанция 500 кВ Shin-Toyosu в Токио имеет пять этажей, из которых только один располагается над землей.

Передовые позиции в развитии электроэнергетики в Азии занимает энергокомпания Южной Кореи (КЕРСО).

Высокие темпы роста потребления электроэнергии и трудности с прокладкой новых трасс линий электропередачи предопределили переход с напряжения 345 кВ на напряжение 765 кВ. Впервые в мире были построены ВЛ напряжением 765 кВ в двухцепном исполнении. Трассы ВЛ прокладываются по предгорным районам и другим территориям, не используемым в хозяйственной деятельности страны.

В Северной Америке выведены на параллельную работу три крупнейшие энергосистемы США, Канады и Мексики. В США приняты две системы напряжений переменного тока: 115—230— 500 кВ и 156–345–750 кВ. Кроме ВЛ переменного тока, построено более 7 тыс. км ВЛ постоянного тока.

В Южной Америке крупнейшей является энергосистема Аргентины с высшим напряжением 500 кВ (50 Гц), которая объединена с энергосистемой Бразилии с частотой 60 Гц. Преобразовательная подстанция 50/60 Гц построена на территории Бразилии.

К числу крупнейших в мире производителей и потребителей электроэнергии относятся США, Китай, Япония, Россия, Канада, Германия и Франция.

1.3 Классификация передовых технических решений в сфере передачи электроэнергии

Для удобства понимания вопроса все технические решения можно условно разделить на две группы. К первой группе отнесены так называемые «традиционные» («старые») решения, а ко второй – «нетрадиционные» («новые»). Очевидна условность принятых терминов, так как в развитых странах некоторые технические решения применяются уже много лет и являются старыми, тогда как в других странах они относительно новые.

Классификация относительно новых технических решений в области передачи электроэнергии на переменном токе приведена на рис. 1.1.

Рис. 1.1. Основные категории нетрадиционных линий электропередачи переменного тока

Линии «открытого типа» разделяют на две крупные категории. К первой относят воздушные линии, у которых реактивные параметры изменяют за счет изменения геометрического расположения фаз в целом и их составляющих. В этом случае речь идет о статической оптимизации режимных свойств линии. В результате увеличивается передаваемая натуральная мощность и уменьшается напряженность электрического поля под линией. Характерным образцом этой категории являются ВЛ со сближенными расщепленными фазами, иначе называемые «компактными». Эти ВЛ выполняются на опорах охватывающего типа, где совмещены соответствующие фазы двух цепей и не разделены стойками опор (см. раздел 2.3.1).

Во вторую группу входят воздушные линии, в которых изменяют режимные параметры, управляя балансом реактивной мощности в ней, т. е. соотношением между генерацией линией реактивной мощности и потерями реактивной мощности. В последнее время появился термин «управляемые самокомпенсирующиеся воздушные линии». В качестве компенсирующих устройств используют автоматически управляемые шунтирующие реакторы (УШР), которые потребляют реактивную мощность в зависимости от уровня напряжения.

Тиристорные компенсаторы (СТК) работают как в режиме потребления, так и в режиме генерации реактивной мощности.

Применение названных устройств характеризует ВЛ, как имеющую способность к динамической оптимизации режимных свойств линии.

Новые типы кабелей условно разделяют на три группы. Пока не выработана методика выбора экономически целесообразного типа кабеля в зависимости от передаваемой мощности и длины линии. В зарубежной практике шире используют короткие кабельные линии двух категорий: с форсированным (принудительным) охлаждением и газоизолированные линии, где в качестве изолирующего материала используют чистый элегаз под давлением. В России таких линий пока нет.

ГЛАВА 2.
КОНСТРУКЦИИ ВОЗДУШНЫХ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ

2.1 Общие сведения

Воздушная линия электропередачи напряжением выше 1 кВ – устройство для передачи электроэнергии по проводам, расположенным на открытом воздухе и прикрепленным при помощи изоляторов и арматуры к опорам или кронштейнам и стойкам на инженерных сооружениях (мостах, путепроводах и т. п.).

Нормальный режим ВЛ напряжением выше 1 кВ – состояние ВЛ при необорванных проводах и тросах.

Аварийный режим ВЛ напряжением выше 1 кВ – состояние ВЛ при оборванных одном или нескольких проводах и тросах.

Монтажный режим ВЛ выше 1 кВ – состояние в условиях монтажа опор, проводов и тросов.

Габаритный пролет – пролет, длина которого определяется нормированным вертикальным габаритом от проводов до земли при устройстве опор на идеально ровной поверхности.

Габаритная стрела провеса провода – наибольшая стрела провеса в габаритном пролете.

Населенная местность – земли городов в пределах городской черты в границах их перспективного развития на 10 лет, пригородные и зеленые зоны, курорты, земли поселков городского типа в пределах поселковой черты и сельских населенных пунктов в пределах черты этих пунктов.

Ненаселенная местность – земли единого государственного земельного фонда, за исключением населенной и труднодоступной местности.

Труднодоступная местность – местность, недоступная для транспорта и сельскохозяйственных машин.

На ВЛ 110–500 кВ длиной более 100 км для ограничения несимметрии токов и напряжений должен выполняться один полный цикл транспозиции. На двухцепных ВЛ схемы транспозиции должны быть одинаковыми.

Обслуживание ВЛ должно предусматриваться с ремонтно-производственных баз и ремонтно-эксплуатационных пунктов.

К ВЛ 110 кВ и выше должен быть обеспечен в любое время года подъезд на возможно близкое расстояние, но не далее чем на 0,5 км от трассы ВЛ. Для проезда вдоль трассы указанных ВЛ и для подъезда к ним должна быть расчищена от насаждений, пней, камней и т. п. полоса земли шириной не менее 2,5 м.

Опоры ВЛ рекомендуется устанавливать вне зоны размыва берегов с учетом возможных перемещений русел рек и затопляемости района, а также вне мест, где могут быть потоки дождевых и других вод, ледоходы (овраги, поймы рек и др.).

На опорах ВЛ на высоте 2,5–3,0 м должны быть нанесены следующие постоянные знаки:

– порядковый номер – на всех опорах;

– номер ВЛ или ее условное обозначение на концевых опорах, первых опорах ответвлений от линии, в месте пересечения линий одного напряжения;

– предупреждающие плакаты – на всех опорах ВЛ в населенной местности;

– плакаты, на которых указаны расстояния от опоры ВЛ до кабельной линии связи.

Металлические опоры и подножники, выступающие металлические части железобетонных опор и все металлические детали деревянных и железобетонных опор ВЛ должны быть защищены от коррозии путем оцинковки или окраски стойким покрытием. Очистка, грунтовка и окраска должны производиться только в заводских условиях.

Для определения мест повреждения на ВЛ 110 кВ и выше должны быть предусмотрены специальные проборы, устанавливаемые на подстанциях. При прохождении этих ВЛ в районах, где может быть гололед с толщиной стенки 15 мм и более, рекомендуется предусматривать устройства, сигнализирующие о появлении гололеда.

Для ВЛ, проходящих в районах с толщиной стенки гололеда 20 мм и более, а также в местах с частыми образованиями гололеда или изморози в сочетании с сильными ветрами, рекомендуется предусматривать плавку гололеда на проводах.

На ВЛ с плавкой гололеда должны быть предусмотрены устройства, сигнализирующие о появлении гололеда.

Трасса ВЛ должна выбираться, по возможности, кратчайшей. В районах с большими отложениями гололеда, сильными ветрами, лавинами, оползнями, камнепадами, болотами и т. п. необходимо при проектировании предусматривать обходы особо неблагоприятных мест, что должно быть обосновано сравнительными технико-экономическими расчетами.

2.2 Традиционные воздушные линии электропередачи

2.2.1. Конструктивные элементы ВЛ

Воздушные линии электропередачи предназначены для передачи электроэнергии на большое расстояние по проводам, в том числе для распределения электроэнергии по территории промышленного предприятия, где могут применяться воздушные линии низкого напряжения (НН) и высокого напряжения (ВН). Основными конструктивными элементами ВЛ являются: провода, тросы, опоры, изоляторы и линейная арматура. Провода служат для передачи электроэнергии. В верхней части опор над проводами для защиты ВЛ от грозовых перенапряжений монтируют грозозащитные тросы.

Опоры поддерживают провода и тросы на определенной высоте над уровнем земли или воды.

Изоляторы изолируют провода от опоры. С помощью линейной арматуры провода закрепляются на изоляторах, а изоляторы на опорах.

Наибольшее распространение получили одно- и двухцепные ВЛ. Одна цепь трёхфазной ВЛ состоит из проводов разных фаз. Две цепи могут располагаться на одних и тех же опорах.

2.2.2. Провода и грозозащитные тросы

На ВЛ применяются неизолированные провода, т. е. без изолирующих покровов.

ВЛ могут выполняться с одним или несколькими проводами в фазе; во втором случае фаза называется расщеплённой.

Диаметр проводов, их сечение и количество в фазе, а также расстояние между проводами расщепленной фазы определяются расчетом.

По конструктивному исполнению делают одно- и многопроволочные провода и полые провода.

Однопроволочные провода состоят из одной круглой проволоки. Они дешевле многопроволочных, но имеют меньшую механическую прочность. Стальные однопроволочные провода (ПСО) применяют редко из-за высокого удельного электрического сопротивления стали. Обычно они используются при небольших нагрузках в сельскохозяйственных сетях. Алюминиевые однопроволочные провода вообще не выпускаются промышленностью из-за низкой механической прочности.

Многопроволочные алюминиевые провода обычно применяются в сетях на 0,38 кВ. При более высоких напряжениях используют сталеалюминиевые провода марок АС, АСКС, АСК и других в зависимости от способа их исполнения. Например, АСК состоит из алюминиевых проволок и стального сердечника из стальных оцинкованных проволок, изолированных двумя лентами из полиэтилентерефталатной пленки, заполненной смазкой. Стальные многопроволочные провода обозначаются ПМС.

Конструкции и общий вид неизолированных проводов приведены на рис. 2.1. Однопроволочный провод (рис. 2.1 б) состоит из одной круглой проволоки. Многопроволочные провода из одного металла (рис. 2.1 в) состоят из нескольких свитых между собой проволок. При увеличении сечения растет число проволок. В многопроволочных проводах из двух металлов – сталеалюминиевых проводах (рис. 2.1 г) – внутренние проволоки (сердечник провода) выполняется из стали, а верхние – из алюминия.

Стальной сердечник увеличивает механическую прочность, а алюминий является токопроводящей частью провода, так как поверхностный эффект на переменном токе вытесняет линии тока к поверхности проводника.

Полые провода (рис. 2.1 д) изготовляют из плоских проволок, соединенных друг с другом в паз, что обеспечивает конструктивную прочность провода. У таких проводов больший по сравнению со сплошным диаметр, благодаря чему повышается напряжение появления коронирующего разряда на проводах и значительно снижаются потери энергии на корону. Полые провода применяются на ВЛ редко. Они главным образом используются для ошиновки подстанций 330 кВ и выше. Для снижения потерь электроэнергии на корону ВЛ при напряжении более 330 кВ каждая фаза ВЛ расщепляется на несколько проводов.

Материал проводов должен иметь высокую электрическую проводимость. На первом месте по проводимости стоит медь, затем алюминий; сталь имеет значительно более низкую проводимость. Провода и тросы должны быть выполнены из металла, обладающего достаточной прочностью. По механической прочности на первом месте стоит сталь. Материал проводов и тросов должен быть стойким по отношению к коррозии и химическим воздействиям.

Рис. 2.1. Конструкции проводов ВЛ: а – общий вид многопроволочного провода; б – сечение однопроволочного провода; в, г – сечения многопроволочных проводов из одного и двух металлов; д – сечение пуcтотелого провода

Медь при своих высоких качествах – хорошей проводимости, большой механической прочности и коррозионной стойкости – дорога и дефицитна. Поэтому в настоящее время медные провода для выполнения ВЛ не применяются. Их использование допускается в контактных сетях, сетях специальных производств (шахт, рудников и др.).

Алюминий – наиболее распространенный в природе металл. Его удельная проводимость составляет 65,5% проводимости меди. Большая проводимость, легкость и распространенность алюминия в природе привели к эффективному использованию его в качестве токопроводящего металла для проводов и кабелей. Основной недостаток алюминия – относительно малая механическая прочность.

Алюминиевые провода марок А и АКП из-за недостаточно высоких физико-механических свойств используются, как правило, лишь для подвески на ВЛ напряжением до 35 кВ с небольшими пролетами и в условиях слабогололедных районов.

Провод марки А состоит из алюминиевых проволок одного диаметра (число проволок от 7 до 61), скрученных концентрическими повивами. АКП – провод марки А, но его межпроволочное пространство заполнено нейтральной смазкой повышенной термостойкости, противодействующей появлению коррозии. Коррозионно-стойкий провод АКП применяется для ВЛ вблизи морских побережий, соленых озер и химических предприятий.

Провода из сплавов алюминия (АН – нетермообработанный, АЖ – термообработанный сплав) имеют большую механическую прочность и примерно такую же проводимость, как и провода марки А. С успехом могут применяться как на ВЛ 6–35 кВ (провода марки АН), так и на ВЛ до 110 кВ (провода марки АЖ).

Сталеалюминиевые провода наиболее широко применяются на ВЛ. Проводимость стального сердечника не учитывается, а за электрическое сопротивление принимается только сопротивление алюминиевой части. В соответствии с ГОСТ 839–80 выпускаются сталеалюминевые провода марок АС, АСО, АСУ (нормальной, облегченной и усиленной конструкции). Провод марки АС состоит из стального сердечника и алюминиевых проволок. Он предназначен для ВЛ при прокладке их на суше, кроме районов с загрязненным вредными химическими соединениями воздухом. Коррозионно стойкие провода АСКС, АСКП, АСК предназначены для ВЛ, проходящих по побережьям морей, соленых озер и в промышленных районах с загрязненным воздухом; АСКС и АСКП – это провода марки АС, но межпроволочное пространство стального сердечника (С) или всего провода (П) заполнено смазкой повышенной термостойкости.

В обозначении марки провода вводится номинальное сечение алюминиевой части провода и сечение стального, например АС 120/19 или АСКС 150/34.

По условиям короны при отметках до 1000 м над уровнем моря ПУЭ рекомендует применять на ВЛ провода сечением не менее:

на напряжение | 110 кВ – | АС 70/11,
| 150 кВ – | АС 120/19,
| 220 кВ – | АС 240/39,
| 330 кВ – | АС 600/72,
| 500 кВ – | 3*АС 300/66,
|  | с расщепленной фазой,
| – | 2*АС 700/86,
|  | с расщепленной фазой.

Неизолированные сталеалюминиевые провода нового поколения со сниженным активным сопротивлением переменному току.

Погонное активное сопротивление провода переменному току существенно зависит от параметров скрутки повивов. Основным фактором, определяющим коэффициент добавочных потерь энергии в проводе, является обусловленный скруткой продольный магнитный поток в стальном сердечнике. С ним связаны потери энергии от гистерезиса и вихревых токов в стальных проволоках, а также от неравномерного распределения тока по отдельным повивам.

Вследствие противоположного направления скрутки смежных повивов в проводах общепринятой конструкции магнитодвижущие силы, действующие в сердечнике и создаваемые токами повивов, частично взаимно компенсируются. При четном числе алюминиевых повивов результирующий продольный магнитный поток оказывается мал и не влияет на активное сопротивление провода.

Однако в проводах с одним и тремя повивами алюминиевых проволок стальной сердечник намагничивается значительным магнитным потоком и добавочные потери энергии в диапазоне нормальных нагрузок составляют соответственно 20–50 и 3–15%. Необходимость использования проводов с нечетным числом повивов алюминия – это следствие ограничений, накладываемых на допустимое значение диаметра алюминиевых проволок. При диаметре свыше 4,5 мм снижается удельная прочность и гибкость алюминиевой проволоки, а при диаметре 1,5 мм усложняется технология изготовления проволоки и провода в целом.

Активное сопротивление сталеалюминевых проводов с нечетным числом повивов можно снизить компенсацией продольного магнитного потока в сердечнике или использованием сердечника из новой немагнитной стали. Для компенсации магнитного потока необходимо уменьшить разницу между суммарными поперечными сечениями разнонаправленных алюминиевых повивов, например, за счет применения в них проволок разного диаметра.

В трехповивных проводах наилучший эффект достигается при относительном увеличении диаметра проволок второго повива и уменьшении диаметра проволок первого (внутреннего) повива. Компенсация магнитного потока в стальном сердечнике путем снижения относительной доли тока в первом повиве приводит к уменьшению сопротивления провода в целом.

На рис. 2.2 показаны поперечные сечения энергосберегающих трехповивных модифицированных и стандартных проводов.

Рис. 2.2. Конструкция трехповивных проводов: а – модифицированного АСМ 400/51; б – серийного АС 400/51

За счет применения модернизированных трехповивных проводов можно снизить потери электроэнергии на ВЛ на 2–13%.

Другим эффективным средством снижения активного сопротивления сталеалюминевого провода может быть применение сердечника из немагнитной или маломагнитной азотсодержащей стали. В этом случае (независимо от числа повивов алюминия и параметров скрутки) добавочными потерями энергии в проводе, обусловленными сердечником, пренебрегают. Поэтому можно сохранить более технологичную конструкцию сталеалюминевых проводов.

Наибольший эффект достигается для проводов с одним повивом алюминия. Их активное сопротивление снижается на промышленных частотах на 20–50%, по повышенных – в 3–4 раза.

В качестве грозозащитных тросов на линиях 35 кВ применяются, как правило, стальные многожильные оцинкованные канаты сечением 35–50 мм² и 50–70 мм² на ВЛ 110–220 кВ. На особо ответственных переходах и в зонах химического воздействия, а также при использовании грозозащитного троса для высокочастотной связи и в случаях, когда это необходимо по условиям термической стойкости, в качестве грозозащитного троса применяют сталеалюминевые провода общего применения или специальные.

Грозотросы нового поколения из азотсодержащей нержавеющей стали. Ежегодно при проведении ревизий и послеаварийных осмотров во многих энергосистемах выявляют и заменяют большое количество грозотросов, непригодных к дальнейшей эксплуатации. Как показывает анализ повреждений ВЛ, примерно 3–5% общего числа отказов ВЛ составляют обрывы грозотросов, поэтому для повышения надежности ВЛ следует использовать грозотросы из новой высокопрочной азотсодержащей стали.

В настоящее время освоен серийный выпуск таких тросов для работы в морских условиях и агрессивных средах, для нужд рыболовной и нефтегазодобывающей промышленности, а также электроэнергетики и волоконно-оптических линий связи.

Проволока из азотсодержащей нержавеющей стали обладает исключительной коррозионной стойкостью, поэтому антикоррозионное покрытие (оцинковка или алюминирование) для нее не требуется.

2.2.3. Опорные конструкции

Опоры и фундаменты на ВЛ напряжением 35–110 кВ имеют значительный удельный вес как в части материалоемкости, так и в стоимостном отношении. Достаточно сказать, что стоимость смонтированных опорных конструкций на этих ВЛ составляет, как правило, 60–70% полной стоимости сооружения ВЛ. Для линий, расположенных на промышленных предприятиях и непосредственно на прилегающих к ним территориях, этот процент может быть еще выше.

Опоры воздушной линии предназначены для поддержания проводов линий на определенном расстоянии от земли, обеспечивающем безопасность людей и надежную работу линии.

Опоры ВЛ делятся на анкерные и промежуточные. Опоры этих двух групп различаются способом подвески проводов.

Анкерные опоры полностью воспринимают тяжение проводов и тросов в смежных с опорой пролетах, т. е. служат для натяжения проводов. На этих опорах провода подвешиваются с помощью подвесных гирлянд. Опоры анкерного типа могут быть нормальной и облегченной конструкции. Анкерные опоры значительно сложнее и дороже промежуточных, и поэтому число их на каждой линии должно быть минимальным.

Промежуточные опоры не воспринимают тяжение проводов или воспринимают его частично. На промежуточных опорах провода подвешиваются с помощью поддерживающих гирлянд изоляторов (рис. 2.3).

На базе анкерных опор могут выполняться концевые и транспозиционные опоры. Промежуточные и анкерные опоры могут быть прямыми и угловыми.

Концевые анкерные опоры, устанавливаемые при выходе линии с электростанции или на подходах к подстанции, находятся в наихудших условиях. Эти опоры испытывают одностороннее тяжение всех проводов со стороны линии, так как тяжение со стороны портала подстанции незначительно.

Рис. 2.3. Схема анкерного пролета ВЛ и пролета пересечения с железной дорогой

Промежуточные прямые опоры устанавливаются на прямых участках ВЛ для поддержания проводов. Промежуточная опора дешевле и проще в изготовлении, чем анкерная, так как в нормальном режиме не испытывает усилий вдоль линии. Промежуточные опоры составляют не менее 80–90% общего числа опор ВЛ.

Угловые опоры устанавливаются в точках поворота линии. При углах поворота линии до 20° применяют угловые опоры анкерного типа. При углах поворота линии электропередачи более 20° – промежуточные угловые опоры.

На ВЛ применяются специальные опоры следующих типов: транспозиционные – для изменения порядка расположения проводов на опорах; ответвительные – для выполнения ответвлений от основной линии; переходные – для пересечения рек, ущелий и т. п.

Транспозицию применяют на линиях напряжением 110 кВ и выше протяженностью более 100 км для того, чтобы сделать емкость и индуктивность всех трех фаз цепи ВЛ одинаковыми. При этом последовательно меняют на опорах взаимное расположение проводов по отношению друг к другу. Такое тройное перемещение проводов называют циклом транспозиции. Линия делится на три участка (шага), на которых каждый из трех проводов занимает все три возможных положения (рис. 2.4).

Рис. 2.4. Цикл транспозиции проводов одноцепной линии

В зависимости от количества подвешиваемых на опорах цепей опоры могут быть одноцепные и двухцепные. Провода располагаются на одноцепных линиях горизонтально или треугольником, на двухцепных опорах – «обратной ёлкой» или шестиугольником. Наиболее часто встречающиеся расположения проводов на опорах схематически изображены на рис. 2.5, там же указано и возможное расположение грозозащитных тросов. Расположение проводов по вершинам треугольника (рис. 2.5а) широко распространено на линиях до 20–35 кВ и на линиях с металлическими и железобетонными опорами напряжением 35–330 кВ.

Горизонтальное расположение проводов применяют на линиях 35 кВ и 110 кВ на деревянных опорах и на линиях более высокого напряжения на других опорах. Для двухцепных опор, с точки зрения монтажа, более удобно расположение проводов по типу «обратная ёлка», но это увеличивает массу опор и требует подвески двух защитных тросов.

Деревянные опоры широко применялись на ВЛ до 110 кВ включительно. Наиболее распространены были сосновые опоры и несколько меньше – опоры из лиственницы. Достоинства этих опор – малая стоимость (при наличии местной древесины) и простота изготовления. Основной недостаток – гниение древесины, особенно интенсивное в месте соприкосновения опоры с почвой.

Рис. 2.5. Наиболее часто встречающиеся расположения проводов и тросов на опорах: а – расположение по вершинам треугольника; б – горизонтальное расположение; в – расположение «обратной ёлкой»

Металлические опоры выполняются из стали специальных марок для линий 35 кВ и выше, требуют большого количества металла. Отдельные элементы соединяют сваркой или болтами. Для предотвращения окисления и коррозии поверхность металлических опор оцинковывают или периодически окрашивают специальными красками. Однако они обладают высокой механической прочностью и большим сроком службы. Устанавливают металлические опоры на железобетонных фундаментах. Эти опоры по конструктивному решению тела могут быть отнесены к двум основным схемам – башенным, или одностоечным (рис. 2.6), и портальным (рис. 2.7 а); по способу закрепления на фундаментах – к свободностоящим опорам (рисунки 2.6 и 2.8), и опорам на оттяжках (рис. 2.7 а, б, в).

На металлических опорах высотой 50 м и более должны быть установлены лестницы с ограждениями, доходящими по вершины опоры. При этом на каждой секции опор должны быть выполнены площадки с ограждениями.

Железобетонные опоры выполняются для линий всех напряжений до 500 кВ. Для обеспечения необходимой плотности бетона применяют виброуплотнение и центрифугирование. Виброуплотнение производится различными вибраторами. Центрифугирование обеспечивает очень хорошее уплотнение бетона и требует специальных машин – центрифуг. На ВЛ 110 кВ и выше стойки опор и траверсы портальных опор – центрифугированные трубы, конические или цилиндрические. Железобетонные опоры долговечнее деревянных, отсутствует коррозия деталей, просты в эксплуатации и поэтому получили широкое распространение. Они имеют меньшую стоимость, но обладают большей массой и относительной хрупкостью поверхности бетона (рис. 2.9).

Рис. 2.6. Промежуточная металлическая опора одноцепной линии: 1 – провода; 2 – изоляторы; 3 – грозозащитный трос; 4 – тросостойка; 5 – траверсы опоры; 6 – стойка опоры; 7 – фундамент опоры

Траверсы одностоечных железобетонных опор – металлические оцинкованные.

Срок службы железобетонных и металлических оцинкованных или периодически окрашиваемых опор долог и достигает 50 лет и более.

Рис. 2.7. Металлические опоры: а – промежуточная одноцепная на оттяжках 500 кВ; б – промежуточная V-образная 1150 кВ; в – промежуточная опора ВЛ постоянного тока 1500 кВ; г – элементы пространственных решетчатых конструкций

Рис. 2.8. Металлические свободностоящие двухцепные опоры: а – промежуточная 220 кВ; б – анкерная угловая 110 кВ

Рис. 2.9. Промежуточные железобетонные свободностоящие одноцепные опоры: а – со штыревыми изоляторами 6–10 кВ; б – 35 кВ; в – 110 кВ; г – 220 кВ

2.2.4. Изоляция

Для изоляции проводов от опор могут применяться следующие элементы:

– опорные изоляторы, работающие на сжатие, растяжение или изгиб и подразделяемые на штыревые (насаживаемые на опорные штыри или крючки) и стержневые (прикрепляемые у основания болтами или винтами);

– подвесные изоляторы, принимающие только растягивающие усилия и подразделяемые на гирляндные (составленные из соединенных последовательно стандартных изоляторов) и стержневые (цельные);

– комбинации опорных и подвесных изоляторов (оба типа изоляторов в таком случае обычно являются стержневыми);

– изоляционные траверсы.

На ВЛ 110 кВ и выше должны применяться только подвесные изоляторы; на 35 кВ и ниже могут применяться подвесные и штыревые (в том числе опорно-стержневые) изоляторы (рис. 2.10).

Рис. 2.10. Штыревые и подвесные изоляторы: а – штыревой 6–10 кВ; б – штыревой 20–35 кВ; в – подвесной тарельчатого типа

Подвесной изолятор тарельчатого типа наиболее распространен на ВЛ напряжением 35 кВ и выше. Подвесные изоляторы (рис. 2.10 в) состоят из фарфоровой или стеклянной изолирующей части (1) и металлических деталей – шапки (2) и стержня (3), соединяемых с изолирующей частью посредством цементной связки (4). Широко используются изоляторы из фарфора или закаленного стекла.

В условных обозначениях штыревого изолятора буквы и цифры обозначают: Ш – штыревой; Ф(С) – фарфоровый (стеклянный); цифра – номинальное напряжение, кВ; А, Б, В – исполнение изолятора.

В условных обозначениях подвесного изолятора буквы и цифры обозначают: П – подвесной; Ф(С) – фарфоровый (стеклянный); Г – для загрязненных районов; цифра – класс изолятора (соответствует электромеханической разрушающей нагрузке, кН); А, Б, В – исполнение изолятора.

Число изоляторов в гирлянде зависит от напряжения линии, степени загрязненности атмосферы, материала опор и типа изоляторов (табл. 2.1).

Таблица 2.1

Количество изоляторов в поддерживающих гирляндах ВЛ 110–500 кВ с металлическими и железобетонными опорами

Тип изолятора | Количество изоляторов, шт., при номинальном напряжении ВЛ, кВ
110 | 220 | 500
ПФ6-А | 7 | 13 | -
ПФ6-Б | 7 | 14 | 27
ПФ6-В | 7 | 13 | 26
ПС6-А | 8 | 14 | 29
ПС6-Б | 8 | 14 | 29

Подвесные изоляторы собираются в поддерживающие провод гирлянды на промежуточных опорах (рис. 2.11 а); натяжные гирлянды (рис. 2.11 б) – на анкерных. В подвесных гирляндах провод только поддерживается с помощью зажимов, в натяжных – закрепляется наглухо. Поддерживающие и натяжные гирлянды изоляторов закрепляются на траверсе промежуточной опоры при помощи серьги (1). Серьга (1) с одной стороны соединяется со скобой или с деталью на траверсе, а с другой стороны вставляется в шапку верхнего изолятора (2). К нижнему изолятору гирлянды за ушко (3) прикреплен поддерживающий зажим (4), в котором помещен провод (5).

Изоляторы опорные стержневые полимерные. Научно-производственное предприятие «Элизор» (г. Екатеринбург), наладило выпуск изоляторов нового поколения. Они предназначены для изоляции и крепления токоведущих частей в электрических аппаратах переменного напряжения 110 кВ, в частности в разъединителях, в качестве шинных опор (рис. 2.12).

Рис. 2.11. Поддерживающие и натяжные гирлянды изоляторов: а – поддерживающая гирлянда изоляторов с глухим зажимом; б – натяжная гирлянда изоляторов с болтовым зажимом

Рис. 2.12. Изолятор опорный стержневой полимерный

Изоляторы предназначены для работы в любых климатических условиях по ГОСТ 15543-85 и соответствуют требованиям МЭК 273/1979.

Изоляторы имеют следующие преимущества перед фарфоровыми:

– минимальное разрушающее усилие на изгиб больше в 4–5 раз;

– срок службы больше в 7–10 раз из-за высокопрочной армировки фланцев с изолятором;

– меньшая степень непредсказуемой аварийности, благодаря отсутствию хрупкого излома изолятора;

– меньшая, в 2–2,5 раза, масса изолятора.

Вводы с литой полимерной трекингостойкой изоляцией для высоковольтных выключателей на напряжение 35 кВ (С-35, ВВС-35, МКП-35 и др.) (рис. 2.13).

Вводы имеют преимущества перед традиционными вводами с фарфоровой покрышкой на всех этапах эксплуатационного цикла:

транспортировка – повышенная стойкость полимерной изоляции к механическим воздействиям упрощает транспортировку и снижает затраты на нее (допускается транспортировка навалом в грузовой машине или контейнере);

монтаж – низкая масса ввода (16 кг) позволяет производить монтаж и демонтаж одному человеку без применения грузоподъемных средств.

Рис. 2.13. Ввод с литой полимерной изоляцией для высоковольтных выключателей

Срок эксплуатации ввода значительно выше фарфорового, так как в их конструкции отсутствуют рыхлая бумажно-бакелитовая изоляция и фарфоровая покрышка. Благодаря этому срок службы ввода может превышать срок службы выключателя.

Надежность вводов значительно повышена вследствие отсутствия дефектов в изоляции, характерных для традиционных вводов.

Вводы прошли сертификационные испытания в составе выключателя ВВС-35 (выключатель вакуумный северный на напряжение 35 кВ), выпускаемого Карпинским электромеханическим заводом.

Изоляторы проходные и опорные фирмы «ФЕНИКС-88»

Проходные изоляторы выпускаются на напряжения 6, 10 и 20 кВ для внутренней и наружно-внутренней установки.

Опорные изоляторы выпускаются на напряжения 6 и 10 кВ для внутренней установки.

Опорные стержневые изоляторы выпускаются на напряжения 10, 35 и 110 кВ.

Проходные и опорные изоляторы внутренней установки выполнены из органических материалов на основе эпоксидной смолы и кварцевого наполнителя и имеют по сравнению с керамическими изоляторами боле высокие механические и электроизоляционные характеристики при меньшем весе.

Проходные изоляторы наружно-внутренней установки и опорные стержневые наружной установки выполнены на основе высокопрочной стеклопластиковой трубы. Поверх трубы надевается ребристый чехол из кремнийорганической резины. Для крепления оборудования предусмотрены фланцы, соединение которых со стеклопластиковой трубой позволяет обеспечить механическую прочность конструкции и устойчивость к климатическим воздействиям окружающей среды.

2.2.5. Арматура

Линейная арматура применяется для крепления проводов к изоляторам и изоляторов к опорам. По своему назначению она условно может быть подразделена на следующие виды:

– сцепная (ушки, серьги, скобы, звенья и т. п.);

– крепежная (поддерживающие и натяжные зажимы);

– соединительная (овальные соединители, петлевые, ответвительные и другие зажимы);

– защитная (защитные кольца, рога разрядные, гасители вибрации, компенсирующие балласты).

Перечисленные выше виды линейной арматуры выбираются в зависимости от марки провода или троса. Срок службы арматуры в сложных условиях эксплуатации во многом зависит от устойчивости ее к коррозии. В этих целях вся применяемая на ВЛ арматура имеет цинковое покрытие, стойкость которого, в зависимости от степени загрязнения атмосферы, определяется сроком от 2 до 5 лет. Для увеличения срока службы арматуры в настоящее время практикуется применение специальной антикоррозионной смазки. Срок эффективного предохраняющего от коррозии действия смазки колеблется в пределах от 8 до 10 лет.

Крепление проводов к подвесным изоляторам и крепление тросов выполняют при помощи поддерживающих или натяжных зажимов. Из натяжных зажимов следует отдавать предпочтение зажимам, не требующим разрезания провода. Крепление проводов к штыревым изоляторам производится проволочными вязками или специальными зажимами.

Поддерживающие зажимы для подвески проводов могут быть глухими или с заделкой ограниченной прочности. По условию надежности рекомендуется применение глухих зажимов. Подвеску грозозащитных тросов на опорах следует осуществлять только в глухих зажимах.

Соединение проводов и тросов производят при помощи соединительных зажимов, сварки. В одном пролете допускается не более одного соединения на каждый провод или трос.

Глухой зажим показан на рис. 2.14 в. Нажимные болты (1) через плашку (2) прижимают провод к корпусу зажима («лодочке») (3) и удерживают его на месте при одностороннем тяжении. Провод и трос в случае обрыва в одном из пролетов, как правило, не вытягиваются из зажима, и тяжение провода или троса, оставшегося необорванным, передается на промежуточную опору. Глухие зажимы – основной тип зажимов, применяемых в настоящее время на ВЛ 35–500 кВ.

На анкерных опорах провода закрепляют наглухо при помощи натяжных зажимов. Существует несколько типов натяжных зажимов: болтовые, прессуемые, клиновые. Болтовые зажимы (рис. 2.14 г) состоят из корпуса (1), плашек (2), натяжных болтов с гайками (3) и прокладок (4) из алюминия. Прессуемые зажимы (рис. 2.14 д) состоят из стального анкера (1), в котором на длине L₁ опрессовывается стальной сердечник провода, и алюминиевого корпуса (2), в котором по длине L₂ опрессовывается алюминиевая часть провода со стороны пролета, а на длине L – шлейф.

Промышленность выпускает провода кусками определенной длины. На ВЛ эти куски проводов соединяют друг с другом с помощью соединителей, подразделяемых на овальные и прессуемые.

Овальные соединители (рис. 2.14 е, ж) применяются для проводов сечением до 185 мм² включительно. В них провода укладываются внахлест, после чего производится обжатие соединителя с помощью специальных клещей (рис. 2.14 е). Сталеалюминевые провода сечением до 95 мм² включительно закрепляются в соединителях методом скручивания (рис. 2.14 ж).

Прессуемые соединители используются для соединения проводов сечением 240 мм² и более и стальных тросов всех сечений (рис. 2.14 з).

К проводам ВЛ вблизи от зажимов подвешиваются гасители вибрации с грузами или демпфирующие петли, применение которых уменьшает вибрацию и позволяет предотвратить излом проволок провода. Гаситель вибрации (рис. 2.14 и) состоит из двух чугунных грузов (1), соединенных стальным тросом (2). Частота собственных колебаний гасителей во много раз меньше, чем провода, и вибрация последнего в результате уменьшается. Для алюминиевых и сталеалюминиевых проводов малых сечений защита от вибраций (рис. 2.14 к) осуществляется с помощью демпфирующей петли (1) из провода той же марки. Петля прикрепляется к проводу болтовыми зажимами (2) по обе стороны поддерживающего зажима (3) у подвесной гирлянды изоляторов (4).

Рис. 2.14. Линейная арматура: в – глухой поддерживающий зажим; г – болтовой натяжной зажим; д – прессуемый натяжной зажим; е, ж – соединители овальные с обжатием и с закручиванием; з – соединитель прессуемый; и – подвеска гасителя вибрации у натяжных и поддерживающих зажимов; к – демпфирующая петля; л – распорки

На проводах ВЛ напряжением 330–750 кВ применяются распорки (1) (рис. 2.14 л) для фиксации проводов расщепленной фазы (2) относительно друг друга. Эти распорки обеспечивают требуемое расстояние между отдельными проводами фазы и предохраняют их от схлестывания, соударения и закручивания.

2.2.6. Защита от перенапряжений (заземление)

Воздушные линии напряжением 110–500 кВ с металлическими и железобетонными опорами должны быть защищены от прямых ударов молнии тросами по всей длине линии.

Для ВЛ напряжением до 35 кВ применение грозозащитных тросов не требуется, кроме участков, отходящих от подстанции. ВЛ 110 кВ на деревянных опорах, как правило, не должен защищаться тросами.

Крепление тросов на всех опорах ВЛ 110–500 кВ должно быть выполнено при помощи изолятора, шунтированного искровым промежутком.

На каждом анкерном участке длиной 10 км тросы должны быть заземлены в одной точке путем устройства специальных перемычек на анкерной опоре.

Изолированное крепление троса рекомендуется выполнять стеклянными изоляторами.

На подходах ВЛ 110–330 кВ к подстанциям на длине 2–3 км и на подходе ВЛ 500 кВ на длине не менее 5 км, если тросы не используются для емкостного отбора, плавки гололеда или связи, их следует заземлять на каждой опоре.

На ВЛ 150 кВ и ниже, если не предусмотрена плавка гололеда на тросе, изолированное крепление троса следует выполнять только на металлических и железобетонных анкерных опорах.

На переходах ВЛ через реки, ущелья и т. п. при высоте опор более 40 м и отсутствии на опорах троса должны устанавливаться трубчатые разрядники.

На ВЛ должны быть заземлены:

– опоры, имеющие грозозащитный трос или другие устройства грозозащиты;

– железобетонные и металлические опоры ВЛ 3–35 кВ;

– опоры, на которых установлены силовые или измерительные трансформаторы, разъединители или другие аппараты;

– металлические и железобетонные опоры ВЛ 110–500 кВ без тросов и других устройств грозозащиты, если это необходимо по условиям обеспечения надежной работы релейной защиты и автоматики.

Железобетонные фундаменты опор ВЛ могут быть использованы в качестве естественных заземлителей при осуществлении металлической связи между анкерными болтами и арматурой фундамента. Для заземления железобетонных опор в качестве заземляющих проводников следует использовать всё те же элементы продольной арматуры стоек, которые металлически соединены между собой и могут быть присоединены к заземлителю. Оттяжки железобетонных опор должны использоваться в качестве заземляющих проводников дополнительно к арматуре.

Тросы и детали крепления изоляторов к траверсе железобетонных опор должны быть металлически соединены с заземляющим спуском или заземленной арматурой. Сечение каждого из заземляющих спусков на опоре ВЛ должно быть не менее 35 мм².

Заземлители ВЛ, как правило, должны находиться на глубине не менее 0,5 м, а в пахотной земле – 1 м.

2.3 Нетрадиционные воздушные линии электропередачи

2.3.1. Экологически безопасные воздушные линии

Необходимость передачи больших потоков мощности на значительные расстояния привела к созданию воздушных линий сверхвысокого напряжения. К недостаткам этих линий относятся:

– значительные потери электроэнергии на корону;

– отрицательное влияние на человека и окружающую среду;

– большая металлоемкость;

– высокая стоимость.

Новый тип компактных ВЛ переменного тока – двухцепные коаксиальные максимально скомпенсированные высоковольтные воздушные линии передачи (ДКВЛ) – свободны от перечисленных недостатков. В основу этих линий положен принцип максимальной компенсации как электрических, так и магнитных полей. Максимально скомпенсировать электрические и магнитные поля, т. е. добиться резкого уменьшения напряженности электрического и магнитного полей под ВЛ, позволяет коаксиальное расположение одноименных фаз различных цепей ВЛ.

В таблице 2.2 дано сравнение параметров традиционных и двухцепных коаксиальных ВЛ электропередачи.

Таблица 2.2

Параметры традиционных ВЛ и ДКВЛ

Параметр | Традиционная воздушная линия напряжением, кВ | Двухцепная коаксиальная воздушная линия напряжением, кВ
110 | 220 | 500 | 110 | 220 | 500
Волновое сопротивление линии, Ом | 400 | 240 | 278 | 80 | 90 | 100
Натуральная мощность, МВт | 50 | 200 | 900 | 150×2=300 | 540×2=1080 | 2500×2=5000

В результате компенсации электромагнитных полей на ДКВЛ достигается:

– увеличение пропускной способности в 3–6 раз;

– полная симметрия параметров фаз;

– уменьшение на 60–90% уровня экологического влияния.

На рисунках 2.15 и 2.16 показаны принципиальные конструкции двух ДКВЛ напряжением 500 кВ (соответственно с двумя и тремя проводами в фазе наружной цепи), а на рис. 2.17 – геометрическое расположение проводов двухцепной однорадиусной ВЛ 500 кВ (ДОРВ, 500).

Рис. 2.15. Геометрическое расположение проводов коаксиальной ВЛ 500 кВ с двумя проводами в фазе, РН = 3,5 ГВт

Рис. 2.16. Геометрическое расположение проводов ВЛ 500 кВ с тремя проводами в фазе, РН = 5,2 ГВт

Рис. 2.17. Геометрическое расположение проводов двухцепной однорадиусной коаксиальной ВЛ 500 кВ, РН=3,2 ГВт

Размещение ДКВЛ и ДОРВЛ на опорах нетрадиционного типа показано на рисунках 2.18–2.20.

Рис. 2.18. ДОРВЛ 330 кВ на свободностоящей опоре портального типа, РН=1,98 ГВт

Рис. 2.19. ДОРВЛ 500 кВ на свободностоящей опоре охватывающего типа, РН=4,85 ГВт

Рис. 2.20. ДОРВЛ 500 кВ на свободностоящей промежуточной опоре, РН=3,2 ГВт

Двухцепные коаксиальные и однорадиусные ВЛ дают возможность оптимизировать их геометрические параметры по минимуму напряженностей электрического и магнитного полей вне коаксиальной пары, что позволяет снизить интенсивность электрического и магнитного полей под линией, т. е. сделать ее практически экологически безопасной.

2.3.2. Компактные воздушные линии

Значительная протяженность воздушных линий электропередачи (ЛЭП) и большое количество распределительных устройств на территории страны приводит к увеличению площади отчуждения под ВЛ и подстанции. Особенно это ощутимо для электрических сетей напряжением 35 кВ и выше. Проблема неэффективного использования отчуждаемых под ЛЭП земель становится особенно актуальной для территорий развивающихся мегаполисов, где стоимость земли значительно высока. С ростом городов возникает необходимость «глубокого» ввода электропередачи сверхвысокого напряжения ближе к потребителю. Например, на территории Москвы это уже 500 кВ.

В мировой практике уже существует несколько вариантов новых технологий компактных линий электропередачи.

При использовании традиционной основной изоляции для ВЛ – воздуха сокращение изоляционных расстояний между проводами и землей, т. е. повышение компактности ЛЭП достигается за счет новых технологий:

– использование экранированных проводов и проводов с увеличенным диаметром;

– применение высокопрочных полимерных линейных изоляторов нового поколения;

– установка столбовых ограничителей перенапряжений;

– применение многогранных и конических металлических опор;

– использование изолированных проводов.

Использование экранированных проводов и проводов с увеличенным диаметром снижает рабочие напряженности электрического поля. В результате уменьшаются основные изоляционные промежутки.

Высокопрочные полимерные изоляторы дают возможность отказаться от традиционных траверс и этим уменьшить габариты опор. Отказ от грозозащитных тросов в районах с малой грозовой активностью и установка в каких-то точках столбовых ограничителей перенапряжений также снижает габариты воздушных линий электропередачи. Многогранные и конические опоры имеют значительно меньший диаметр, чем традиционные решетчатые, что тоже дает выигрыш в размере опор.

Совокупность применения перечисленных новых технологий позволяет почти вдвое уменьшить габариты опоры и соответственно – площадь полосы отчуждения земли.

На рис. 2.21 представлено типовое решение для компактной линии электропередачи.

Рис. 2.21. Типовое решение компактной воздушной линии электропередачи

2.3.3. Воздушные линии электропередачи с изолированными проводами

Первые воздушные линии с изолированными проводами (ВЛИ) появились во Франции в 1955 г. Из-за ограниченности выбора материалов в то время жилы были медными, а изоляция – из искусственной резины с неопреновой оболочкой для защиты от атмосферных воздействий.

Новая технология оказалась привлекательной и энергосистема Франции совместно с производителями кабеля и арматуры продолжила ее развитие и улучшение.

На сегодняшний день проектируются и строятся линии электропередачи напряжением 0,38–35 кВ. Применение самонесущих изолированных и защищенных проводов является наиболее прогрессивным и перспективным путем развития электрических распределительных сетей.

Основными конструктивными особенностями ВЛИ по сравнению с традиционными ВЛ с применением неизолированных проводов являются:

– наличие изоляции на токоведущих жилах;

– отсутствие траверс и изоляторов;

– минимальное расстояние между токоведущими жилами, которое ограничивается только толщиной изоляции и обуславливает малое реактивное сопротивление ВЛИ.

Основными преимуществами ВЛИ являются значительное повышение надежности распределительных электрических сетей и, как следствие этого, снижение эксплуатационных затрат. Все преимущества ВЛИ можно объединить в три группы.

Первая группа – преимущества, которые сказываются при проектировании и монтаже ВЛИ:

– простота конструктивного исполнения опор (отсутствие траверс и изоляторов);

– простота исполнения нескольких ответвлений от одной опоры;

– простота исполнения многоцепных линий электропередачи, возможность исполнения четырех и более цепных линий;

– возможность совместной подвески нескольких цепей ВЛИ с ВЛ 6–10 кВ и линиями связи;

– уменьшение безопасных расстояний от зданий и инженерных сооружений;

– возможность применения для опор ВЛИ стоек меньшей длины;

– увеличение длины пролетов (это преимущество не распространяется на систему (СИП) с изолированным нулевым несущим проводом);

– возможность прокладки СИП по стенам зданий и сооружений;

– эстетичность конструктивного исполнения ВЛИ в условиях жилой застройки при отказе от опор на тротуарах и монтаже линий по фасадам зданий;

– эстетичность исполнения воздушных линий уличного освещения;

– отсутствие необходимости в вырубке просеки перед монтажом;

– простота монтажных работ и, соответственно, уменьшение сроков строительства.

Вторая группа – преимущества эксплуатации и безопасность:

– высокая надежность в обеспечении электрической энергией в связи с низкой удельной повреждаемостью;

– отсутствие многочисленных замен поврежденных изоляторов, дефектного провода, выправки или замены дефектных траверс;

– сокращение объемов и времени аварийно-восстановительных работ;

– резкое снижение (более 80%) эксплуатационных затрат по сравнению с традиционными ВЛ. Это обуславливается высокой надежностью и бесперебойностью электроснабжения потребителей, а также отсутствием необходимости в расчистке просек в процессе эксплуатации линии;

– практическое исключение коротких междуфазных замыканий и замыканий на землю;

– практическое отсутствие гололеда и налипание мокрого снега. Полиэтилен изоляционной оболочки проводников является неполярным диэлектриком и не образует ни электрических, ни химических связей с контактирующим с ним веществом;

– высокая механическая прочность проводов и, соответственно, меньшая вероятность их обрыва;

– пожаробезопасность, обусловленная исключением коротких замыканий при схлестывании проводов или перекрытии их посторонними предметами;

– адаптация к изменению режима и развитию сети;

– уменьшение безопасных расстояний до зданий и инженерных сооружений;

– возможность выполнения работ на ВЛИ под напряжением без отключения потребителей (подключение абонентов, присоединение новых ответвлений);

– значительное уменьшение случаев электротравматизма при эксплуатации линии;

– обеспечение безопасности работ вблизи ВЛИ.

Третья группа – преимущества, влияющие на качество электрической энергии, снижение технических и коммерческих потерь в воздушных распределительных сетях напряжением до 1 кВ:

– снижение потерь напряжения как основного показателя качества электрической энергии вследствие малого реактивного сопротивления СИП по сравнению с традиционными ВЛ;

– снижение технических потерь электрической энергии вследствие малого реактивного сопротивления СИП;

– снижение коммерческих потерь электрической энергии. Существенно ограничен несанкционированный отбор электроэнергии, так как изолированные, скрученные между собой жилы исключают самовольное подключение к ВЛИ путем набросов на провода;

– значительное снижение случаев вандализма и воровства. Температура плавления изоляции жил близка к температуре плавления алюминия. СИП не пригодны для вторичной переработки с целью получения цветного металла.

За рубежом линии с применением СИП называют необслуживаемыми.

Самонесущие изолированные провода представляют собой провод с алюминиевыми токопроводящими жилами, с изоляцией из светостабилизированного сшитого или термопластичного полиэтилена, скрученными с нулевым несущим проводом из алюминиевого сплава, причем несущий провод может быть изолирован или не изолирован.

Новый европейский стандарт НD-626 описывает все типы самонесущих изолированных проводов.

В мире распространены три основные системы СИП (рис. 2.22).

Рис. 2.22. Основные типы СИП до 1 кВ в соответствии с Европейским стандартом HD–626: а – система СИП; б – СИП с изолированной несущей нейтралью; в – СИП с голой несущей нейтралью

Система СИП представляет собой 4 изолированные алюминиевые жилы. Механическая прочность и сечение всех жил одинаковы. При натяжении линии все жилы несут одинаковую нагрузку (рис. 2.22 а). Система СИП с изолированной несущей нейтралью, называемая также «французской системой», состоит из трех изолированных алюминиевых жил и одной изолированной несущей нейтрали из алюминиевого сплава «Альмелек». Механическая прочность и сечение трех фаз одинаковы. Проводник нейтрали предназначен для подвешивания СИП и имеет высокую механическую прочность. При натяжении линии только нейтраль несет всю растягивающую нагрузку (рис. 2.22 б).

Система СИП с голой несущей нейтралью, называемая также «финская система», состоит из трех изолированных алюминиевых жил и одной несущей нейтрали из алюминиевого сплава без изоляции. Механическая прочность и сечение