книги из ГПНТБ / Мельников, Н. А. Проектирование электрической части воздушных линий электропередачи 330-500 кВ

17-2 ИЗОЛЯЦИЯ ТРОСОВ

Если трос полностью изолирован, то его изоляция должна быть выбрана на наибольшее рабочее напряжение, которое может возникнуть на тросе в процессе эксплуатации линии. Это может быть напряжение, вызванное ем­ костной связью с проводами линии.

Это напряжение можно определить, если действие земли заменить дей­ ствием зеркально отраженных проводов с соответствующими напряжениями обратного знака. Тогда для каждой цепи линии получается система, состоя­ щая из шести проводов с заданными напряжениями относительно земли, в электрическом поле которой находится рассматриваемый трос (рис. 17-1).

Заряды qa, ць и qc на проводах могут быть определены из соответствую­ щих уравнений Максвелла. В случае симметричной системы напряжений пря­ мой последовательности и симметричного расположения проводов на опоре эта система уравнений может быть представлена в следующем упрощенном виде:

где

426

Предполагая трос тонким и расположенным строго по эквипотенциальной поверхности, можно определить напряжение на нем относительно земли:

с

(17-25)

Изменение очередности следования фаз приводит к сопряженному значе­ нию напряжения на тросе.

Напряжение на тросе в неполнофазном режиме работы линии зависит от состояния отключенного провода. Если провод изолирован, то вначале сле­ дует определить некоторое среднее напряжение, которое возникнет на этом проводе на всей длине цикла транспозиции, а затем воспользоваться исход­

ными уравнениями для определения величин g a , g b и g c . Если провод соеди­

нен с землей, то напряжение на нем можно принять равным нулю. Кроме то­

выражением, что при определении э. д. с., наведенной в режиме нормальной работы линии, в данном случае можно получить следующую расчетную фор­ мулу для режима однофазного короткого замыкания:

Полученная формула одинаково справедлива для каждого троса линии. Наибольшее напряжение, наведенное через емкостную связь, возникает на длине одного шага транспозиции. В частности, в нормальных режимах ра­

боты линии 400 кВ это напряжение составляет 31 кВ, а для линий 220 кВ — 9 кВ. Следовательно, для изоляции тросов на линиях 400 кВ требуется при­ менение гирлянд изоляторов типа П-4,5, в то время как на линиях 220 кВ достаточно одного изолятора П-4,5.

эксплуатацию линий. Поэтому нежелательна полная изоляция тросов на ли­ ниях 400 кВ и выше без заземления.

Наведенная путем электромагнитной индукции суммарная э. д. с. в ре­ жиме однофазного короткого замыкания зависит от непрерывной длины тро­ са. На длине полного цикла транспозиции, которая для линий 400 кВ может быть принята равной 250 'км, при токе 5 000 А суммарная продольная э. д. с. может достигать сравнительно большой величины — 45 кВ. При этом необ­ ходимая величина искрового промежутка должна обеспечить, кроме изоляции троса в нормальном режиме работы, сохранение грозозащитных характерис­ тик линии и самопогасание дуги сопровождающего тока после пробоя искро­ вого промежутка. В указанных условиях необходимая величина искрового про­ межутка для линий 400 кВ и выше должна быть установлена дополнительно. Эксперимент должен также подтвердить достаточную надежность грозоза­ щитного действия троса при принятых условиях.

Указанное выше значение суммарной продольной э. д. с. может быть лег­ ко снижено путем деления троса на участки меньшей длины.

При длине заземленного в одном месте троса около 10 км суммарная про­ дольная э. д. с. не может привести к появлению напряжения на тросе отно­ сительно земли выше 1 кВ. Для изоляции троса при этом достаточно одно­

427

Г л а в а во сем н ад ц атая

ПЕ Р С П Е К Т И В Ы

ПО В Ы Ш Е Н И Я

НА П Р Я Ж Е Н И Я И П Р О П У С К Н О Й С П О С О БН О С ТИ

ЛИ Н И Й С В Е РХ В Ы С О К О ГО

НА П Р Я Ж Е Н И Я

Подсчеты проектных и исследователь­ ских организаций намечают существенное увеличение выработки электроэнергии на следующее десятилетие.

Соответственно должно осуществляться развитие электросе­ тей, которое будет идти на базе централизации выработки элек­ троэнергии на крупных тепловых и эффективных гидравличе­ ских электростанциях, на базе объединения энергосистем, вы­ теснения мелких и неэкономичных энергоустановок и широкого охвата обжитой территории СССР электросетями.

За десятилетие 1971—1980 гг. значительно возрастет протя­ женность линий электропередачи энергосистем напряжением 35 кВ и выше. На каждый мегаватт мощности, вводимой на элек­ тростанциях, должно быть введено 2,1 км линий электропере­ дачи напряжением 35 кВ и выше.

Следует отметить систематическое повышение с каждым де­ сятилетием доли протяженности линий электропередачи напря­ жением 330 кВ и выше: в 1960 г. — на 4%, в 1970 г. — на 6%,

в 1980 г. — на 11%. Ежегодный ввод линий электропередачи энергосистем напряжением 35 кВ и выше в 1960—1970 гг. достиг 28—30 тыс. км, в следующем десятилетни он должен быть уве­ личен до 35—40 тыс. км.

Программой КПСС намечено осуществить создание Единой энергетической системы СССР. Для этой цели должны быть

42Ѳ

щее время наивысшим напряжением является 500 кВ, напряже­ ние 750 кВ вводить не предполагается.

В последние годы в энергетическом хозяйстве страны проис­ ходит интенсивное развитие объединенных энергосистем, что выдвигает ряд сложных технико-экономических проблем, свя­ занных с планированием, проектированием и эксплуатацией сверхмощных объединений. Одной из таких проблем является выбор следующей за 750 кВ ступени напряжения для системо­ образующих линий электропередачи.

Наиболее остро эта проблема возникает для большинства ОЭС страны, использующих в настоящее время систему напря­ жений 35, ПО, 220 и 500 кВ, где введение напряжения 750 кВ нецелесообразно ввиду малого соотношения натуральных мощ­ ностей линий 500 и 750 кВ (900/2 200 МВт).

Исследования, связанные с проектированием, сооружением и эксплуатацией первых электропередач 750 кВ в СССР и за рубежом показали возможность создания и освоения в следую­ щем десятилетии 1971—1980 гг. оборудования и передач пере­ менного тока напряжением до 1 200 кВ. Институт Энергосетьпроект счел необходимым определить предварительные технические и экономические характеристики передач переменного тока 1 000—1 200 кВ, выбрать их номинальное напряжение, оценить их возможную область применения и ориентировочные сроки.

430

В проведенном цикле работ сопоставлялись два уровня но­ минальных напряжений, согласованных с промышленностью — 1 000 и 1 150 кВ с соответствующими значениями максимальных рабочих напряжений 1 050 и 1 200 кВ и натуральных мощностей

3 500—3 900 и 4 400—5 200 МВт.

Более высокое чем 1 150 кВ напряжение в исследованиях Энергосетьпроекта не рассматривалось, так как не закончены исследования, показывающие физическую возможность создания воздушных линий и оборудования на напряжение класса 1 500— 1800 кВ переменного тока.

При выборе проводов, типа расщепления и расстояния меж­ ду фазами воздушной линии напряжением 1 000 кВ и выше до­ пустимая величина радиопомех от короны имеет решающее значение. Варьируя расстояние между фазами и конструкции фазы для каждого сечения проводов, можно получить значе­ ние предельного градиента по поверхности проводов, допу­ стимого по условиям радиопомех для данного участка трассы линии.

На рис. 18-1 представлена зависимость максимальной допу­ стимой напряженности средней фазы для линий с горизонталь­ ным расположением фаз от радиуса провода. Отмечается замет­ ное снижение допустимой напряженности поля на поверхности проводов с ростом их диаметра. Предварительные расчеты по­ казывают, что при намечаемых допустимых кратностях внутрен­ них перенапряжений 1,91/ф для напряжения 1 000 кВ и 1,8Л/ф для напряжения 1 150 кВ междуфазные расстояния для линий 1000 кВ лежат в пределах 20—26 м и для 1 150 кВ — в преде­ лах 22—30 м. По условиям радиопомех для линий 1 000 кВ мо­ гут быть применены конструкции фаз 4ХАСО-1300, 6ХАСО-600 и 6ХАСО-500 и для линий 1 150 кВ — конструкции фаз

8ХАСО-500, 8ХАСО-400, 8ХАСО-300.

Оптимальная экономическая нагрузка, дающая наименьшие

0,8—0,9 А/мм2. Суммарное сечение проводов в фазе для линий 1000 кВ в дальнейших исследованиях принято 2 600—2 800 мм2 (6ХАСО-500) и для линий 1 150 к В — 2 800—3 800 мм2 (8Х

ХАСО-400). С ростом номинального напряжения целесообразно увеличение числа расщепленных проводов в фазе.

Предварительный выбор допустимой кратности внутренних перенапряжений для передач сверхвысокого напряжения был произведен исходя из принципа пропорционального изменения номинального напряжения электропередачи и линейных разме­ ров промежутков. Исследование условий работы разрядников и вероятности перекрытия подстанционных промежутков позво­

431

электроэнергии на различные расстояния по одноцепным лини­ ям напряжением 750, I 000 и 1 150 кВ.

При этом стоимость подстанции и компенсационных пунктов определялась по укрупненным показателям стоимости, опреде­ ленным на основании проектных проработок подстанций 750 кВ и их экстраполяции на напряжения 1000 и 1 150 кВ.

Сравнение экономических показателей электропередач про­ изводилось сопоставлением расчетной стоимости передачи 1 кВт-ч энергии на приемном конце линии.

При этом варьировались также число часов использования

устойчивости в случае необходимости применялась продольная емкостная компенсация.

Выполненные расчеты показали следующее.

а) Изменение срока окупаемости мало изменяет мощность перехода (мощность, при которой становится выгодным переход на более высокое напряжение). При изменении срока окупаемо­ сти с 8 до 6,7 лет мощность перехода повышается на 1—2%. Из этого следует, что пропорциональное изменение стоимости элек­ тропередач (например, из-за изменения цен) не меняет их обла­ сти выгодности.

б) Несколько больше влияние стоимости потерь энергии — повышение их с 0,5 до 0,7 коп/(кВт-ч) снижает мощность пере­ хода на 2—5% при 1 100 км, на 8—10% при 700 км и на 10— 15% при 360 км.

в) Наибольшее влияние оказывает изменение числа часов использования максимума: его превышение с 5 000 до 7 000 сни­ жает мощность перехода с 750 кВ на более высокое напряжение на 10—25% при длине 1 100 км и на 5—10% при длине 700 км.

г) С учетом того, что выполнение электропередачи такой мощности без промежуточных отборов представляется нереаль­ ным, были проведены технико-экономические расчеты электро­

432

ней Азии, а также для выдачи мощности от крупнейших элект­ ростанций будущего или приемных подстанций сверхмощных электропередач постоянного тока.

На рис. 18-3 представлены результирующие границы выгод­ ности перехода с одного напряжения на следующее, более вы­ сокое. Кривая, разграничивающая напряжения 500 и 750 кВ, приведена на основании ранее выполненных расчетов.

Различие в мощности перехода 750/1 000 кВ и 750/1 150 кВ не превышает 10—15%, что свидетельствует о нецелесообраз­ ности иметь оба эти напряжения.

Проработка развития ЕЭС европейской части СССР показы­ вает, что внедрение в ней такого класса напряжения потребует­ ся, по-видимому, не ранее 1980 г. Характерной чертой таких электропередач являлась бы их сравнительно небольшая длина (350—450 км) и небольшое количество, что позволило бы при­ менить номинальное напряжение 1 000 кВ. Однако к 1980 г. могут потребоваться электропередачи, объединяющие системы Сибири, Северного Казахстана и Урала. Длина таких электро­ передач составит 1 000—1 200 км, нагрузка 3 000—4 000 МВт, а в дальнейшем и выше, что безусловно требует применения на­ пряжения 1 150 кВ прежде всего по условиям экономичного обеспечения устойчивости таких электропередач. На уровне 1985—1990 гг. электропередачи 1 150 кВ потребуются для вы­

433

дачи мощности Нижне-Енисейской ГЭС в ОЭС Сибири (нагруз­ ка 4 000—6 000 МВт на цепь).

Основываясь на проведенных исследованиях, Комитетом по науке м технике при Совете Министров СССР было признано целесообразным в качестве номинального напряжения следую­ щий после 750 кВ ступени переменного тока выбрать напряже­ ние 1 150 кВ (максимальное рабочее напряжение 1200 кВ).

В СССР сооружаются стенды для исследования линий элек­ тропередачи и оборудования напряжением 1 200 кВ.

Работы по освоению линий переменного тока напряжением выше 750 кВ проводятся также за рубежом. Во Франции под Парижем сооружен испытательный стенд 1 100 кВ Ренардье, в США сооружены стенды фирмы Вестингауз и фирмы Дженерал Электрик для испытания оборудования напряжением 1000 кВ

ивыше. Заключено соглашение между шведской фирмой АСЕА

иамериканским энергетическим объединением АЕР и проводят­ ся совместные исследования в области электропередачи пере­ менного тока напряжением 1 000 кВ и выше.

Создание Единой энергетической системы СССР сочетается с задачей передачи больших количеств электроэнергии из вос­ точных районов страны в западные, где сосредоточена большая часть населения.

На востоке СССР находится три четверти всех запасов угля страны, до 80% гидроэнергетических ресурсов.

Планы развития народного хозяйства предусматривают со­ оружение в Сибири мощных теплоемких и энергоемких произ­

ленности — машиностроительная, легкая и пищевая, повышается уровень сельскохозяйственного производства. Тем не менее, об­ ладая громадными энергетическими ресурсами, восток может стать мощным источником электроснабжения западных районов страны.

При разработке энергетических балансов европейской части

СССР, наряду с применением местных дешевых энергетических ресурсов, экономически целесообразно использование дальних источников энергии.

Для гидроресурсов вопрос решается однозначно: необходимо строительство дальних электропередач.

Для угля и газа могут рассматриваться два варианта энер­ госнабжения: дальняя перевозка угля по железной дороге, даль­ няя передача газа по трубопроводам или же дальняя передача электроэнергии по линиям высокого напряжения.

Экономический анализ решения этой проблемы был выпол­ нен в двух направлениях:

а) сопоставление перевозки топлива по железным дорогам или по трубопроводам и строительство мощных тепловых элек­

434

тростанций на месте потребления электроэнергии или строи­ тельство мощных тепловых электростанций на месте добычи топлива (газа или угля) и дальняя передача электроэнергии по линиям электропередачи;

б) сопоставление дальней передачи электроэнергии по ли­ ниям передачи переменного тока или по линиям передачи посто­ янного тока.

Проработка первой проблемы показала, что при требуемых масштабах и расстояниях транспортировки энергии электропере­ дачи выгоднее не только перевозки по железной дороге бурого угля, но и высококалорийного каменного угля и практически равноценны дальней передаче природного газа по трубопрово­ дам большого диаметра (до 2'500 мм).

Технико-экономический анализ сопоставления дальнего транспорта электроэнергии и природного газа был выполнен для ряда газовых месторождений Западной Сибири, Средней Азии и европейской части СССР при размещении электростанций не­ посредственно в зоне газового месторождения на трассе дальне­ го газопровода, в районе потребления газа в центральной части европейской территории страны.

Решающее влияние имеет стоимость сооружения электростан­ ций в районе месторождения газа, так как транспортная состав­ ляющая довольно близка при мощных электропередачах и при газопроводах большого диаметра. Поэтому при решении такого рода задач необходим тщательный анализ.

Одновременно был проведен аналогичный анализ сопостав­ ления дальней перевозки кузнецкого и экибастузского угля по' железным дорогам и дальней передачи электроэнергии.

Если передача электроэнергии по воздушным линиям элек­ тропередачи экономически выгоднее дальней перевозки угля па железной дороге и равноценна транспорту газа по трубопрово­ дам, то следующим технико-экономическим вопросом, который необходимо было решить, был выбор системы передачи электро­ энергии переменным или постоянным током.

Технические решения, использованные при разработке вари­ антов дальней передачи электроэнергии, основаны на опыте строительства и эксплуатации дальних линий передачи пере­

Аналогично технические решения электропередачи постоян­ ного тока основаны на опыте строительства и эксплуатации электропередачи постоянного тока ±400 кВ мощностью 750 МВт, длиной около 500 км Волгоград — Донбасс и на новых раз­ работках наших научно-исследовательских и проектных инсти­ тутов, в частности для электропередачи ±750 кВ Экибастуз — Центр.

435