книги из ГПНТБ / Мельников, Н. А. Проектирование электрической части воздушных линий электропередачи 330-500 кВ
.pdfТ а б л и ц а |
1-19 |
|
|
|
|
|
Отчетный |
Грозовые повреж |
Не грозовые пов |
Всего |
|
||
дения |
|
реждения |
|
|
|
|
период |
|
|
|
|
|
|
|
СИГРЭ |
СССР |
СИГРЭ |
СССР |
СИГРЭ |
СССР |
1936— 1958 |
0,17 |
0,045 |
0,25 |
0,255 |
0,42 |
0,31 |
1959— 1960 |
0,77 |
0,060 |
0,42 |
0,54 |
1,18 |
0,60 |
1961— 1962 |
0,91 |
0,185 |
0,62 |
0,48 |
1,53 |
0,66 |
ры не выше |
5—10 Ом значительно ниже |
средних мировых. |
|
В табл. 1-19 |
приведены данные по повреждениям |
одноцепных |
|
линий электропередачи 275—500 кВ. |
линий |
сверхвысо |
|
Аварийность негрозового происхождения |
кого напряжения за рубежом и в СССР примерно 0,25—0,50 от ключений на 100 км-лет работы линии. Интересен более подроб ный анализ причин аварий линий 275—500 кВ негрозового про исхождения. Однако в отчетах CIGRE такие данные содержатся лишь в первом отчете, где приведены материалы по 74 линиям 275—400 кВ за период 1936—1958 гг. включительно в восьми
странах. Общая протяженность этих линий равна |
15 915 |
км, ко |
||
личество километро-лет эксплуатации равно 67 100. |
За отчетный |
|||
период эксплуатации на этих линиях |
было 727 аварийных от |
|||
ключений или 1,08 аварийных отключений на 100 км-лет |
(табл. |
|||
1-20 и 1-21). |
|
|
|
|
Таблица 1-20 |
|
|
|
|
Причина повреждений |
Число отключений^на 100 км-лет |
|
||
Природные явления |
0,92 |
85% |
|
|
в том числе: |
0,62 |
— |
|
|
грозы |
|
|
||
туманы |
0,18 |
— |
|
|
гололед и пляска |
0,07 |
— |
|
|
ураганы |
0,05 |
— |
|
|
Прочие причины |
0,08 |
7,5% |
|
|
Неисправность оборудования |
0,08 |
7,5% |
|
Таблица 1-21
Место возникновения повреждения |
Число отключений |
на 100 км-лет |
Изоляция |
0,91 |
86% |
Провода и тросы |
0,13 |
12,5% |
Арматура |
0,01 |
1 |
Опоры |
0,01 |
1 1,5% |
Фундаменты |
— |
J |
В с е г о |
1,06 |
100% |
4* |
43 |
Т а б л и ц а 1-22
Место возникновения повреждения |
Доля |
всех поврежде |
Удельное число пов |
ний, |
% |
реждений на 100 км-лет |
|
Провода и тросы |
39 |
|
0,163 |
Изоляторы |
49 |
|
0,204 |
Опоры и фундаменты |
4 |
|
0,015 |
Линейная арматура |
8 |
|
0,033 |
Наибольшее количество аварийных отключений (414 из 727, или 57%) произошло при грозовых разрядах, 120 отключений (17%) произошло при перекрытии изоляции во время туманов, 41 (6%) — при перекрытиях, вызванных гололедом. Ураганы вызвали аварийные отключения в 32 случаях (4,5%), в том чи сле 4 случая сопровождались повреждениями опор.
Повреждения оконечного оборудования линий вызвало 38 от ключений (5%). Пожары были причиной 2% аварий, авиа ция—2%, падение деревьев или перекрытия на ветки деревь ев—1%, набросы—1%, краны—1%, соединители—0,5%, повреждения других элементов арматуры—0,5%, пляска прово дов—0,5%, птицы—0,5%- Остальные причины различного ха рактера (стрельба, наводнения, посторонние лица и прочее) вызвали по одной-две аварии.
Линии сверхвысокого напряжения имеют высокую эксплуа тационную надежность: лишь 1,5% отключений сопровождались обрывами проводов и 1,5% вызвано повреждением арматуры, опор и фундаментов. В целом неисправности элементов линии (фундаменты, опоры, арматура, провода, изоляторы и оконечное оборудование) послужили причиной только 7% аварийных от ключений.
По данным обследования эксплуатационных организаций, проведенного Энергосетьпроектом, линии 500 кВ в СССР с 1958 по 1968 г. включительно характеризуются следующими повреж дениями элементов (табл. 1-22).
По причинам аварийных отключений за этот же период опыт эксплуатации линий 500 кВ в СССР характеризуется данными,
сведенными в табл. 1-3. |
|
|
|
гололед, |
пляска |
||
По причинам природного характера (грозы, |
|||||||
проводов, ураганы) произошло 52% |
всех |
автоматических |
от |
||||
ключений линий 500 |
кВ |
в СССР |
или |
0,3 |
отключения |
на |
|
100 км-лет. |
за |
1962—1968 |
гг. по |
советским |
линиям |
||
Отчетные данные |
330 кВ таковы. Длина линий к концу отчетного периода 9 283 км, период эксплуатации 3,56ІО4 км-лет. За указанный период име ло место 556 отключений, из которых 494 грозовых. Соответст
венно |
удельное число отключений на 100 |
км |
составило 1,56 |
и 1,39. |
Удельный показатель аварийности |
при |
грозах—0,0085. |
44
Т а б л и ц а 1-23
Причины аварийных отключений |
Доля всех отключе |
Удельное число |
ния, % |
отключений на |
|
|
|
100 км-лет |
П р и р о д н ы е я в л е н и я |
|
|
Гроза |
18,2 |
0,104 |
Гололед, пляска проводов |
30,4 |
0,174 |
Ураганы |
3,8 |
0,022 |
Всего природные явления |
52,4 |
0,300 |
Посторонние лица и объекты |
6 |
0,035 |
Повреждения оборудования |
19,8 |
0,113 |
Системные причины |
5 |
0,029 |
Прочие причины |
16,8 |
0,097 |
Всего повреждений |
100% |
0,574 |
Высокая эксплуатационная надежность линий сверхвысоко го напряжения, в особенности построенных на одноцепных опо рах с горизонтальным расположением проводов, с двумя троса ми и углом защиты, не превышающим 30°, подтверждается сопоставлением эксплуатационных характеристик линий 275— 500 кВ с воздушными линиями более низких напряжений.
В 1952 г. Американским институтом инженеров электриков были опубликованы отчетные данные по опыту эксплуатации за 1940—1950 гг. по 689 линиям 100—250 кВ США и Канады об щей протяженностью 54 074 км и общим сроком эксплуатации
381 500 км *лет.
За 10 лет на этих линиях произошло 21 597 аварийных от ключения или 5,65 аварии на 100 км-лет линии. По напряжени
ям эти |
аварийные повреждения распределяются согласно |
табл. 1-24. |
|
Т а б л и ц а |
1-24 |
Число Напряжение, кВ линий
Общая про |
Срок эксплу |
тяженность, |
атации, |
км |
км-лет |
Удельная повреждаемость на 100 км-лет
Общее число Грозовые повреждений повреждения
100—125 |
418 |
28 600 |
196 400 |
8,45 |
5,9 |
|
126—150 |
122 |
8 260 |
55 500 |
3,72 |
1,80 |
|
151— |
175 |
65 |
7 080 |
42 200 |
3,77 |
1,6 |
200—250 |
75 |
9 250 |
43 800 |
1,75 |
1,0 |
|
Выше |
250 |
9 |
1 275 |
14 800 |
1,26 |
0,03 |
45
Для линий 100—250 кВ 65% всех повреждений относятся к грозовым. На линиях более высокого напряжения наблюдает ся меньшее число аварийных отключений как в результате гро зовых разрядов, так и вызванных другими причинами.
В 1967 г. Американский институт инженеров электриков - опубликовал данные об опыте эксплуатации 386 линий США и Канады общей протяженностью 41 тыс. км и сроком эксплуа тации 276 тыс. км-лет напряжением 230—360 кВ, эксплуатируе мых с 1/1 1950 по 1/1 1965 г.
По линиям 220—240 кВ учтено 325 цепей общей протяжен
ностью |
33,2 тыс. |
км и сроком эксплуатации 234 тыс. км-лет |
(1 659 |
аварий); |
линий 287—300 кВ — соответственно 10 протя |
женностью 2,2 тыс. км и сроком эксплуатации 17,2 тыс. км-лет
(213 аварий) |
и линий |
345—360 кВ — соответственно |
51 протя- |
||||
Т а б л и ц а |
1-25 |
|
|
|
|
|
|
Причина отключения |
|
|
Напряжение, |
кВ |
|
||
|
|
223—240 |
287—300 |
345—360 |
|||
|
|
|
|
|
|||
П р и р о д н ы е я в л е н и я |
|
|
|
|
|||
Гроза |
ураган |
|
|
0,254 |
0,158 |
1,882 |
|
Ветер, |
|
|
0,030 |
0,012 |
0,020 |
||
Гололед, снег |
|
|
0,051 |
0,138 |
0,181 |
||
Пляска проводов |
|
|
0,005 |
0,069 |
— |
||
Загрязнение изоляции |
|
0,036 |
0,011 |
0,012 |
|||
Прочее |
|
|
|
0,045 |
0,696 |
0,046 |
|
Всего |
природные |
явления |
|
0,421 |
1,084 |
2,14 |
|
Системные причины |
|
0,100 |
0,017 |
0,175 |
|||
Посторонние лица и объекты |
0,045 |
0,302 |
0,066 |
||||
Неизвестные причины |
|
0,093 |
0,035 |
0,180 |
|||
П о в р е ж д е н и е |
о б о р у |
|
|
|
|||
д о в а н и я |
|
|
|
|
|
|
|
Опоры |
|
|
|
|
0,005 |
|
0,004 |
Провода |
|
|
|
0,003 |
— |
||
Арматура |
оборудование |
ли- |
0,006 |
0,005 |
— |
||
Оконечное |
0,026 |
0,017 |
0,071 |
||||
иий |
|
|
|
|
|
|
|
Прочее оборудование |
|
0,001 |
— |
0,004 |
|||
Всего |
оборудование |
|
0,041 |
0,022 |
0,079 |
||
Всего |
повреждений |
|
0,700 |
1,460 |
2,641 |
46
Т а б л и ц а |
1-26 |
|
|
|
Напряжение, |
кВ |
|
Характер повреждения |
287-300 |
345-360 |
|
|
220—240 |
||
Преходящее |
66 |
76 |
81 |
Устойчивое |
32 |
23 |
18 |
Неизвестно |
2 |
1 |
1 |
В с е г о |
100 |
Т а б л и ц а 1-27
Вид повреждения
Однофазное к. з. на землю Двухфазное к. з. Двухфазное к. з. на землю Трехфазное к. з. Трехфазное к. з. на землю Неизвестное к. з.
Нет к. з. Перегрузка
|
і |
|
|
оо |
100 |
|
|
|
Процент общего числа случаев |
|
|
220—240 кВ |
287—300 кВ |
345—360 кВ |
51,6 |
20,5 |
69,3 |
5,7 |
— |
6,9 |
3,3 |
20,5 |
2,9 |
0,9 |
— |
1,5 |
1,30 |
— |
2,0 |
21,0 |
47,0 |
2,6 |
13,0 |
12,0 |
14,8 |
2,2 |
|
|
женностью 5,7 тыс. км и сроком эксплуатации 23,75 тыс. км-лет (696 аварий за истекший период).
В табл. 1-25 приведены удельные данные на 100 км-лет по напряжениям и по причинам аварийных отключений.
Для линий 220—240 кВ 60% отключений аварийных; 87% для линий 287—300 кВ и 88% Для линий 345—360 кВ произош ло по причине природных явлений.
Особенно неблагополучно с эксплуатационными характерис тиками американских и канадских линий 345—360 кВ ввиду применения высоких башенных опор, большого количества (51,6%) линий без тросов или с одним тросом. Грозовая повреж даемость для линий этого класса достигает 1,88 отключений на 100 км-лет (71% всех отключений), а общее число отключений достигает 2,64 на 100 км-лет. Эти цифры значительно выше сред них мировых отчетных данных CIGRE примерно за этот же период.
В отчете ШЕЕ приводятся данные о характере повреждения линий 220—360 кВ (табл. 1-26 и 1-27); 66—81% повреждений имеют преходящий характер. На линиях 220—330 кВ преобла дают однофазные короткие замыкания.
Процент успешных АПВ при авариях грозового происхожде ния высок (77—90%) для линий на одноцепных и двухцепных опорах.
47
Расчетные значения повреждаемости линий 500 кВ советской конструкции, которые необходимо учитывать при проектирова нии схемы передачи и решении о возможности применения од ноцепных передач, могут быть на основании опыта эксплуата ции рекомендованы около 0,5—0,6 отключений на 100 км-лет. Учитывая, что значительное число этих отключений вызывается природными явлениями, последствия которых можно локализо вать за счет применения АПВ при грозовых отключениях, и плавки гололеда при отключениях, вызванных пляской прово дов, следует сделать вывод о высокой эксплуатационной на дежности линий передач 500 кВ и о возможности применения одноцепных передач этого напряжения для питания ответствен ных потребителей.
Систематизированных данных по опыту эксплуатации линий 750 кВ нет. По литературным источникам, если не считать пер вых 1,5—2 лет эксплуатации, оценка работы канадских линий 735 кВ удовлетворительная. Однако в последние годы были от мечены очень крупные аварии на канадских линиях 735 кВ. Ава рии были вызваны сочетанием гололеда и сильного ветра и со провождались падением опор. На подстанциях было отмечено большое количество аварий шунтирующих реакторов 735 кВ.
В энергосистеме АЕР (США) за двухлетний период (28 мес.) произошло 22 отключения линий электропередачи 765 кВ, имев ших общую протяженность около 1 000 км. Четырнадцать аварий были вызваны касанием деревьев при сильных ветрах (из-за не своевременной расчистки трассы), одно отключение было вызва но недопустимым приближением петли провода к опоре, одно — наездом подъемного крана. Четыре аварии были вызваны гро зами, а две произошли при опытных коротких замыканиях.
За тот же период на подстанциях 765 кВ системы АЕР про изошли три аварии с шунтовыми реакторами 765 кВ, четыре ава рии с автотрансформаторами 765 кВ и три аварии с вентильными разрядниками 765 кВ.
На советской линии 750 кВ Конаково—Москва за 4 года экс плуатации не было ни одного повреждения.
Глава вторая
СХЕМЫ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ И МЕРОПРИЯТИЯ ПО ПОВЫШЕНИЮ ПРОПУСКНОЙ СПОСОБНОСТИ
2-1 НАЗНАЧЕНИЕ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ СВЕРХВЫСОКОГО НАПРЯЖЕНИЯ
При выборе схем соединений для линий электропередачи 330—750 кВ необходимо тщательноучитывать их назначение и условия работы в энергосистеме,, выбирая обеспечиваемую пропускную способность.
Принципиально различными можно считать следующие слу чаи сооружения линий электропередачи сверхвысокого напря жения:
1) электроснабжение района, не имеющего крупных собст венных источников питания, с суммарной мощностью нагрузки,, соизмеримой с расчетной пропускной способности электропере дачи;
2)соединение крупной электростанции с мощной энергети ческой системой;
3)соединение двух энергосистем в порядке их дальнейшегоразвития и повышения экономичности совместной работы;
4)внутрисистемная связь (обычно выполняемая линиями высшего номинального напряжения), сооружаемая в порядкедальнейшего развития существующей энергосистемы.
В развитии энергосистемы при сооружении новых электро
передач и создании разветвленной сети линий сверхвысоко го напряжения назначение отдельных линий может изме няться и функции, ими выполняемые, могут быть усложненьь по сравнению с первоначальным периодом работы электропе редачи.
Например, линия Куйбышев — Москва первоначально рабо тала как электропередача от удаленной гидроэлектростанции в мощную энергосистему. Ввод в действие электропередачи Куй бышев— Урал придал первой электропередаче Куйбышев — Москва функции межсистемной связи, не исключая в то жевре-
49
мя |
основной функции этой линии — передачи |
энергии на Мос |
|
кву. |
Аналогичные |
изменения произошли с |
электропередачей |
Братск — Иркутск |
после сооружения передачи Братск — Крас |
ноярск— Кузбасс.
Весьма важным является назначение электропередачи, выте кающее из условий повышения экономичности работы развива ющейся энергосистемы. Речь идет о получении наивыгоднейше го решения, приводящего к наименьшему значению расчетных затрат (за нормативный срок) и заключающегося в учете воз можностей снижения расхода топлива при эксплуатации энер госистемы за счет экономически наивыгоднейшего распределе ния активной нагрузки системы между параллельно работаю щими электростанциями в этой системе. Экономия, получаемая за счет более рационального использования оборудования элек тростанций, обладающего различными экономическими харак теристиками, может оказаться настолько большой, что оправда ет дополнительные затраты, связанные с повышением расчет ной величины пропускной способности линий электропередачи и даже с сооружением новых электропередач. В случае резкой разницы в стоимости топлива в передающей и приемной энер госистемах или при использовании линии сверхвысокого напря жения для передачи электроэнергии от гидроэлектростанции с дешевой энергией экономическое обоснование дальней переда чи становится еще более ощутимым.
Линии электропередачи должны также обеспечивать переда чу всей или требуемой части располагаемой мощности из одной части энергосистемы в другую, если это требуется по условиям ее аварийного состояния. Это требует выполнения дополнитель ного технико-экономического исследования, связанного с опре делением необходимого резерва мощности в системе и его раз мещения при проектировании энергосистем. Обеспечение соот ветствующей пропускной способности электропередачи может быть достигнуто с меньшими запасами по условиям устой чивости, чем в условиях нормальных режимов работы энерго систем.
Наконец, линии электропередачи, связывающие две парал лельно работающие энергосистемы, должны по своей пропуск ной способности обеспечивать реализацию межсистемного эф фекта от объединения этих энергосистем.
Выбор расчетной величины пропускной способности линий электропередачи нельзя производить только на основании со ставления баланса мощностей по отдельным частям объединяе мой энергосистемы.
Необходимо дополнительно учитывать указанные выше воз можности повышения экономичности работы объединенной энер гетической системы в новых условиях, при наличии проектируе мых линий электропередачи, повышение пропускной способности которых может получить экономическое обоснование и, наобо
50
рот, обоснованное снижение пропускной способности которых может привести к существенному снижению затрат средств, ма териалов и оборудования.
В первом случае местные мелкие источники питания долж ны иметь сравнительно худшие экономические показатели и, в частности, повышенные значения относительного прироста рас хода топлива (при одинаковой его стоимости для разных стан ций) или средств (при разной стоимости топлива). Поэтому в нормальных режимах, как правило, эти станции должны нес ти нагрузку, близкую к наименьшей допустимой по техническим условиям.
При этом почти вся нагрузка района должна покрываться за счет передачи электроэнергии по проектируемой линии. Поло жение может несколько измениться только в том случае, если чрез мерно большим получается относительный прирост потерь актив ной мощности в электропередаче, а повышение пропускной спо собности последней связано со значительными дополнительными затратами.
Во втором случае пропускная способность электропередачи определяется по экономически наивыгоднейшему графику на грузки присоединяемой электростанции, которая рассматривает ся как элемент объединенной энергосистемы. При этом должны учитываться и параметры самой электропередачи. Чем больше номинальная мощность электростанции и чем ближе она рас полагается к центру нагрузок системы, т. е. чем меньше влияние параметров самой электропередачи, тем меньше должна отли чаться пропускная способность этой электропередачи от избы точной мощности станции.
В третьем случае пропускная способность проектируемой электропередачи в значительной мере должна определяться раз личием стоимости топлива и характеристик относительных при ростов для объединяемых энергосистем и параметрами самой электропередачи.
Чем больше различие в стоимости топлива и характеристиках относительных приростов и чем короче линия электропередачи, тем большей должна быть ее пропускная способность, так как тем больший эффект в экономии топлива достигается в связи с реализацией экономически наивыгодиейшего распределения ак тивной нагрузки объединенной энергетической системы между ее электростанциями. Увеличение длины электропередачи при водит к увеличению относительного прироста потерь активной мощности в ней и к большей зависимости ее стоимости от про пускной способности передачи. Это дополнительно указывает на необходимость учета экономичности режимов работы объединен ной энергетической системы при решении вопросов выбора ос новных параметров электропередачи, так как условия баланса мощностей по объединяемым системам при этом остаются неиз менными.
51
В четвертом случае новая внутрисистемная связь позволяет повысить экономичность работы системы путем осуществления более экономичных режимов распределения активной нагрузки между ее электростанциями и возможности мобилизации ре зервной мощности в аварийных режимах. Пропускная способ ность этой внутрисистемной связи должна определяться из того условия, что дополнительные затраты должны окупиться за счет экономии топлива; при этом следует учитывать ввод новых мощ ных электростанций в системе.
Как видно из приведенных соображений, проектирование линий электропередачи сверхвысокого напряжения не может выполняться без учета условий повышения экономичности ре жимов работы энергосистем с помощью этих линий. Однознач ного решения здесь не может быть, поэтому в каждом отдель ном случае необходимо выполнять соответствующие расчеты, являющиеся обоснованием для выбора расчетной величины про пускной способности электропередачи. При этом не следует ис ключать из рассмотрения и более общей постановки задачи — о целесообразности изменения местоположения проектируемых электростанций или о выборе места их расположения и их пара метров с учетом стоимости транспорта топлива, условий эконо мичности режимов работы будущей энергосистемы и обоснован ной величины резерва мощности.
Определение расчетной величины пропускной способности линий электропередачи во всех случаях затруднено в связи с не обходимостью решения задачи путем подбора, так как для оп ределения экономического эффекта требуются параметры элек тропередачи, а обоснованное определение этих параметров воз можно только при оценке экономического эффекта для всей си стемы.
Под расчетной величиной пропускной способности линии электропередачи понимается такая мощность передачи, по ко торой выбираются все ее основные параметры и обеспечивается статическая устойчивость работы энергосистемы с нормирован ными коэффициентами запаса. Фактическая пропускная способ ность электропередачи должна быть несколько больше и может быть реализована в аварийных режимах.
При выборе расчетных параметров линии в проекте раз вития энергосистемы необходимо тщательное и подробное технико-экономическое сопоставление ряда вариантов, где рассматриваются и изменение типов, размещения и мощно стей электростанций, и изменение характеристик электропе редач.
Линии электропередачи сверхвысокого напряжения облада ют высокой пропускной способностью. Приближенно пропуск ная способность линий электропередачи оценивается натураль ной мощностью. Поэтому даже в энергосистемах достаточно большой суммарной номинальной мощности сооружение линий
52