Удельное сопротивление алюминиевого провода r0 , Ом/км, связано с его сечением F, мм2 , соотношением: r0 = (28,5 – 30,5) / F. Для дальнейших выводов примем r0 = 29 / F. Удельные потери мощности в трех фазах линии в максимум нагрузки, кВт/км, определяются по формуле
Удельные потери электроэнергии, тыс. кВт·ч/км в год, определяют, умножая (5.1) на число часов максимальных потерь (2.16):
Для определения суммарных потерь во всех линиях сетевой организации удельные потери умножают на суммарную длину линий. Однако в связи с особенностями схем сетей многие участки линий работают с меньшей плотностью тока, чем головные участки. Поэтому в формулу (5.2) необходимо ввести понижающий коэффициент kс , значения которого определим на основе следующих оценок.
Линии 220 кВ работают, как правило, в кольцевых схемах. Наиболее частым сечением проводов линий 220 кВ является 300 мм2 . Мощность, протекающая по каждой из таких линий, определяется параметрами режима сети. Комплекс этих линий не имеет головного 147 участка, по которому протекает мощность всех линий 220 кВ в сумме. Поэтому для линий этого напряжения можно принять kс = 1.
Линии 110 кВ работают как в кольцевой сети, так и частично в радиальных сетях. Среднее сечение проводов линий в кольцевой сети и на головных участках радиальных линий составляет 150 мм2 . По мере удаления от головного участка сечение провода снижается, так как по нему передается меньшая мощность, чем на головном участке. Анализ реальных схем показал, что расчетное эквивалентное сечение проводов радиальных линий 110 кВ составляет 105 мм2 , что соответствует kс = 0,7.
Линии 35 и 6–10 кВ работают, как правило, в радиальных схемах. Обычное сечение головных участков линий 35 кВ составляет 95 мм2 , линий 6–20 кВ – 70 мм2 . Последовательные участки этих линий часто выполнены проводом одного сечения, несмотря на уменьшающуюся нагрузку (особенно на линиях 6–20 кВ). Это обусловлено строительными условиями: обычно завозят барабан провода одного сечения, который «раскатывают» до конца. Наличие на трассе ВЛ барабанов с проводами разных сечений, особенно в сельской местности, где транспортировка затруднена, – крайне редкая ситуация (в течение работы автора на строительстве линий 10 кВ в сельской местности она не встречалась). Кроме того, существуют условия механической прочности проводов, в силу которых на линиях с малой нагрузкой приходится прокладывать провод большего сечения, чем соответствующий экономической плотности тока.
В результате большое количество участков воздушных линий 35 кВ и особенно 6–20 кВ работают с пониженной плотностью тока. Значение понижающего коэффициента kс , учитывающего снижение плотности тока по мере удаления участка линии от головного, может быть принято равным 0,7 для линий 35 кВ и 0,5 – для линий 6–20 кВ, а расчетные сечения с учетом указанного коэффициента составят, соответственно, 67 и 35 мм2 .
При использовании формулы (5.2) следует иметь в виду, что значение плотности тока соответствует головным участкам радиальных линий, а не среднему значению по всем участкам, так как снижение плотности тока в последующих участках уже учтено понижающими коэффициентами.
Удельные годовые потери электроэнергии в трансформаторах (нагрузочные wтн и холостого хода wтх) определяют по формулам, тыс. кВт·ч/МВ·А в год:
Среднее значение коэффициента максимальной нагрузки для всех трансформаторов, подключенных к сети рассматриваемого напряжения, определяют по отпуску электроэнергии в сеть W, тыс. кВт·ч:
Удельные потери мощности в трансформаторах 35–220 кВ, кВт/ МВ·А, рассчитанные по их паспортным данным (прил. 9), приведены ниже. Нагрузочные потери определены при номинальной нагрузке трансформатора (βт макс = 1). При другой нагрузке трансформатора приведенные ниже значения удельных нагрузочных потерь необходимо умножить на квадрат этого коэффициента.
Отношение pтх / pтн практически не зависит от мощности трансформатора и для трансформаторов напряжением 110, 35 и 6–20 кВ составляет, соответственно, 0,25, 0,2 и 0,18.
Средние значения удельных потерь мощности и электроэнергии в линиях и трансформаторах различного номинального напряжения приведены в табл. 5.1. Нагрузочные потери в трансформаторах соответствуют их номинальной загрузке в режиме максимальной нагрузки (βт макс = 1). При другой средней загрузке трансформаторов приведенные ниже значения удельных нагрузочных потерь необходимо умножить на квадрат этого коэффициента.
Таблица 5.1
Удельные потери мощности и электроэнергии в линиях и трансформаторах
