«Прогресс в проектировании, строительстве и эксплуатации электрических сетей – лэп 2003»
| Вид материала | Доклад |
- Севрюк Зигмунд Брониславович. Тема доклад, 211.15kb.
- Доклад главного конструктора лтз-155 Дурманова А. С. на научно-техническом семинаре, 88.14kb.
- Приказ от 19 июня 2003 г. N 229 об утверждении правил технической эксплуатации электрических, 4023.53kb.
- Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации, 3793.29kb.
- Приказ Минэнерго РФ от 19 июня 2003 г. №229 Зарегистрировано в Минюсте РФ 20 июня 2003, 4042.71kb.
- Приказ Минэнерго РФ от 19 июня 2003 г. №229 Зарегистрировано в Минюсте РФ 20 июня 2003, 4069.66kb.
- Рабочей программы дисциплины Электроэнергетические системы и сети по направлению подготовки, 21.71kb.
- Положение об экспертной системе контроля и оценки состояния и условий эксплуатации, 534.73kb.
- Типовая инструкция по технической эксплуатации тепловых сетей систем коммунального, 2094.44kb.
- Правила технического обслуживания устройств релейной защиты и электроавтоматики электрических, 930.7kb.
Доклад на семинар
«Прогресс в проектировании, строительстве и эксплуатации электрических сетей –
ЛЭП 2003»
19 – 20 ноября 2003 г
Некоторые вопросы оптимизации воздушных линий электропередачи
переменного и постоянного тока.
Д.т.н. Н.Н. Тиходеев, д.т.н. А.А. Зевин, к.т.н. Качановская Л.И.
(ОАО НИИПТ, ОАО "Институт Севзапэнергосетьпроект")
Проблема оптимизации ВЛ включает широкий круг вопросов; некоторые из них рассмотрены в докладе.
- Выбор сечения проводов.
Для выбора оптимальной площади поперечного сечения проводов в фазах ВЛ в зависимости от передаваемой номинальной мощности и заданного напряжения рекомендуется использовать критерий минимальных суммарных дисконтированных затрат на 1 км ВЛ за весь срок ее службы [2] в форме:
, (1)где ^ T – расчетный период (срок службы ВЛ); 0 – год приведения; кt – капитальные затраты на сооружение ВЛ в t-ый год; иt – эксплуатационные издержки в t-ый год; ипt – стоимость покупной энергии, компенсирующей неэквивалентность вариантов по потерям в проводах; Е– норма дисконта.
Если ВЛ строится один год (т.е. кt = кл), то, обозначая
, формулу (1) можно записать в виде:
,т.е. за срок эксплуатации ^ Т стоимость издержек в t(Е) раз больше ежегодных (очевидно, что t(Е) тем больше, чем меньше Е). В основу определения стоимости ВЛ новой конструкции, как и обычно, положено соотношение между удельной стоимостью ВЛ и основных расходных материалов на ее сооружение (по данным «Энергосетьпроекта»).
В качестве примера рассмотрим биполярные ВЛ постоянного тока, для которых это соотношение равно примерно 1,85 (АВВ в своих оценках использует близкий коэффициент –2,0). Для них стоимость 1 км ВЛ можно оценить по затратам основных материалов (алюминия на провода полюсов и стали на опоры) так:
, тыс.руб/км, (2)где сп – удельная стоимость проводов в полюсах (8,310-3 тыс.руб./мм2км); Q – суммарная площадь поперечного сечения проводов по алюминию на опоре; ск – условная удельная стоимость конструктивной части ВЛ (2,5 тыс.руб./т); Gоп – расход стали на промежуточные и анкерно-угловые опоры в расчете на 1 км ВЛ (все стоимости – в ценах 1991г.).
Для оценки кл необходимо знать расход стали на промежуточные и анкерно-угловые опоры заданной конструкции. Эта информация была получена в результате оптимизации промежуточных опор для ВЛ ±(500 – 750) кВ с различными сечениями проводов (см. [3]).
В работе [3] приведены приближенные зависимости расхода стали на 1 км линии при доле анкерно-угловых опор 0,15:
для свободностоящих опор – Gоп = 7,19 + 2,32·10-2 ·Uп +1,08·10-3·Qп, т/км,
для опор на оттяжках – Gоп = 6,11+1,98·10-2 ·Uп + 0,92·10-3·Qп, т/км,
где Uп – полюсное напряжение (кВ); Qп – сечение полюсов (мм2).
Используя указанные зависимости расхода стали Gоп в формуле (2), получим стоимость 1 км ВЛ в зависимости от площади поперечного сечения полюса для ВЛ ±(500 – 750) кВ:
кл= А' +
·Qп, (3)где коэффициент А' зависит от напряжения ВЛ, значения коэффициентов А' и
для оценки укрупненных показателей стоимости элементов передач постоянного тока в тыс. руб. (1991)/км приведены в табл. 1, а переход от оценок капитальных затрат в рублях 1991 г. к долларам США 2001 г. выполнен по "Укрупненным показателям стоимости сооружаемых электрических станций и электрических сетей" (РАО "ЕЭС России", 2002 г.).Таблица 1
Значения коэффициентов А' и
| Характеристика промежуточных опор | Напряжение, кВ | Значения коэффициентов | |||
| А', тыс.руб. (1991) км | , тыс.руб. (1991) мм2 км | А', тыс.дол. (2001) км | , тыс.дол. (2001) мм2 км | ||
| Свободностоящие | ±500 | 90 | 36 | 70 | 28 |
| ±600 | 100 | 75 | |||
| ±750 | 115 | 90 | |||
| С оттяжками | ±500 | 75 | 35 | 60 | 27 |
| ±600 | 85 | 65 | |||
| ±750 | 100 | 75 | |||
Ежегодная стоимость потерь в проводах ВЛ в зависимости от ^ Р0– номинальной мощности ВЛ (МВт), – времени потерь за год (ч) и а – стоимости 1 кВт·ч (в $) составляет:
uпt = pвл·а · ,
где pвл =
– потери в проводах (кВт/км), – удельное сопротивление сталеалюминевых проводов ( = 30,5 Ом·мм2/км). Ежегодные издержки на капитальный ремонт и обслуживание ВЛ (pл )приняты по данным [4] –0,8% от капитальных затрат.Все составляющие затрат на ВЛ составят:
;Зл=( А' +
·Qп)·(1 + рл·t(Е)) + pвл ·(а ·10-3) ··t(Е) = А + с3·Qп + 2·с4·
, тыс. $/км, (4)А = А' ·( 1 + рл·t(Е)); с3 =
· (1+ рл·t(Е)); с4 = 
Зависимость (4) позволяет определить оптимальную плотность тока j0 в полюсах из условия минимума общих затрат на 1 км линии. Вычисляя в формуле (4) производную по Qп и приравнивая ее нулю, получаем:
, А/мм2. Оптимальная величина j0 в зависимости от а и дисконта Е приведена на рис. 1. Она не зависит от стоимости промежуточных опор, так как коэффициент практически один и тот же для ВЛ со свободностоящими опорами и опорами на оттяжках. Проработка ряда промежуточных свободностоящих опор для биполярных ВЛ (400 – 750) кВ была выполнена для плотности тока около j00,75 А/мм2 и, согласно рис. 1, соответствует изменению Е от 0,1 до 0,15 при а = 90 – 130 дол/кВт. Соответствующие j0 оптимальные сечения полюса для ВЛ (400 – 750) кВ и номинальной мощности Р = 1000 – 4500 МВт, приведены в табл. 2.
Таблица 2
Оптимальные сечения полюсов и конструкция полюсов биполярных ВЛ (400 – 750) кВ
| Uп, кВ | Р, МВт | Оптимальное сечение Q0, мм2 при j0 = 0,75 А/мм2 | Принятая конструкция полюса |
| 400 | 1000 1500 | 1670 2500 | 3550 3800 |
| 500 | 2000 | 2670 | 4650 |
| 600 | 3000 | 3330 | 4800 |
| 750 | 4500 | 4000 | 5800 |
- ^ Выбор типа опор.
В электросетевом строительстве применяются как свободностоящие опоры, так и опоры на оттяжках. Для выбора типа промежуточных опор НИИПТ (совместно с "Фирмой ОРГРЭС") была проанализирована аварийная статистика за последние 10–20 лет по ВЛ (220 − 750) кВ со стальными свободностоящими опорами и опорами на оттяжках. Всего было рассмотрено около 170 аварий с опорами и оценены удельные (т.е. в расчете на 100 км ВЛ и 1 год их эксплуатации) показатели надежности ВЛ (220 – 750) кВ по повреждению опор. Из опыта эксплуатации одноцепных и двухцепных ВЛ (220 − 750) кВ получено, что удельное число повреждений стальных свободностоящих опор составляет (1 − 2)10-2, для опор на оттяжках этот показатель составляет примерно 310-2. По аварийной статистике ВЛ США и Канады [1], удельное число повреждений свободностоящих опор на североамериканских ВЛ находится в диапазоне: от (0,2 – 0,3)10-2 для ВЛ 345 кВ и 500 кВ до (0,8 – 1,1)10-2 для ВЛ 230 кВ и 765 кВ. И хотя опоры с оттяжками обеспечивают существенную (на 15 – 20 %) экономию стали, но надежность одноцепных ВЛ на опорах с оттяжками примерно в 3 раза ниже, чем для ВЛ на свободностоящих опорах (из-за повреждения оттяжек сельскохозяйственными и др. машинами, коррозии оттяжек, выползания якорей у оттяжек и т. п.). Поэтому для разработки новых типов стальных опор целесообразно ориентироваться, главным образом, на свободностоящие опоры, для которых можно принять удельное число повреждений порядка 10-2. Статистическая обработка выборки отказов по данным СССР позволила оценить среднее время восстановления опоры – p 280 ч.
- ^ Разработка и оптимизация гаммы промежуточных опор для биполярных ВЛ ± (400–750) кВ.
При проработке схем опор использовалась программа оптимального проектирования, которая при заданных внешних размерах стойки определяет оптимальную (по затратам стали на опору) внутреннюю геометрию стойки – число секций, их размеры по высоте и тип решетки каждой секции. Для каждого варианта опоры рассматривались несколько вариантов ширины основания фасадной грани. Были приняты две марки стали: для поясов секций - низколегированная сталь С 345, для прочих элементов – малоуглеродистая сталь С 245.
Схемы опор с оптимальной геометрией стоек показаны на рис. 2. В табл. 3 приведены некоторые основные габариты (2b – расстояние между полюсами). Затраты стали на опоры приведены в табл. 4. При расчетах затраты стали на конструктивное оформление узлов опоры (болты и фасонки) учитывались конструктивным коэффициентом (1,25 к массе уголков элементов). Так как опоры спроектированы из двух марок стали, таблица включает также приведенную (к стали С 245) массу, которая вычислялась по формуле
, где 
– масса опоры с учетом конструктивного коэффициента; 
– масса уголков из стали С 345; коэффициент 1,18 учитывает относительное удорожание этой стали.Таблица 3
Некоторые основные габариты биполярных ВЛ (400 – 750) кВ
| ВЛ | Конструкция полюса | 2b, м | Габарит провод-земля –Hmin, м | Длина гирлянды, м | Воздушный промежуток между проводом и опорой при рабочем напряжении и максимальном ветре, м |
| 400 кВ | 3АС 550/71 | 11,5 | 11,0 | 5,5 | 1,1 |
| 3АС 800/105 | 11,5 | 11,0 | 5,5 | 1,1 | |
| 500 кВ | 4АС 650/79 | 15 | 12,0 | 7,0 | 1,5 |
| 600 кВ | 4АС 800/105 | 19 | 14,0 | 9,3 | 1,8 |
| 750 кВ | 5АС 800/105 | 23 | 16,0 | 12,0 | 2,2 |
Таблица 4
Затраты стали на опоры
| Напряжение, кВ | Конструкция полюса | Масса уголков, кг | Суммарная масса уголков, кг | Масса опоры, кг | Приведенная масса опоры, кг | |
| С 345 | С 245 | |||||
| 400 | 3×АС 550/71 | 1990 | 2812 | 4802 | 6002 | 6360 |
| 3×АС 800/105 | 2335 | 2842 | 5177 | 6471 | 6891 | |
| 500 | 4×АС 650/79 | 2599 | 3020 | 5619 | 7024 | 7492 |
| 600 | 4×АС 800/105 | 3273 | 3786 | 7059 | 8824 | 9413 |
| 750 | 5×АС 800/105 | 4579 | 4630 | 9209 | 11511 | 12335 |
Р
ис. 2. Опоры для биполярных ВЛ: а) 400 кВ, полюс 3АС 550/71; b) 500 кВ, полюс 4×АС 650/79;c) 600 кВ, полюс 4×АС 800/105; d) 750 кВ, полюс 5×АС 800/105.
Технико-экономические показатели разработанных биполярных ВЛ (400 – 750) кВ указаны в табл. 5. Число промежуточных опор на 1 км линии составляет
. Из табл. 5 видно, что при одном и том же напряжении и числе составляющих проводов в полюсе, но увеличении Q затраты стали на промежуточные опоры растут незначительно. Существенное значение имеет увеличение числа проводов в фазе (см. данные для ВЛ ±400 кВ). Такая же закономерность была отмечена для ВЛ СВН переменного тока [5]. Вклад затрат стали от анкерно-угловых двухстоечных свободностоящих опор с креплением полюсов провода и тросов к различным стойкам, учитывался введением коэффициента 1,28, т.е. суммарные затраты стали на все опоры определялись так:
, где 
– затраты стали на промежуточные опоры. Выполненные проработки одностоечных анкерно-угловых опор с консольными траверсами для ВЛ 500 кВ и 600 кВ с проводами, соответственно, 4×АС 650/79 и 4×АС 800/105 показали, что затраты стали на эти опоры при угле поворота 30 – 60 снижаются до 27,5 т и 31,6 т вместо 30 т и 40 т для двухстоечных свободностоящих опор. При доле анкерно-угловых опор на 1 км, равной а=0,15, общие затраты стали на 1 км ВЛ на все опоры снижаются на (2 – 4)% по сравнению с общими затратами стали, определяемыми с помощью усредненного коэффициента 1,28 (табл. 5). Таблица 5
Затраты стали на 1 км биполярной линии
| Напряжение, кВ | Конструкция полюса | Высота опоры, м | Габаритный пролет – lг, м | Промежуточная опора | Затраты стали на все виды опор, Gоп, т/км | |
| Приведенная масса, т | Затраты стали на 1 км ВЛ,  , т/км | |||||
| 400 | 3×АС 550/71 | 39,5 | 500 | 6,36 | 13,2 | 16,9 |
| 3×АС 800/105 | 39,5 | 530 | 6,89 | 13,4 | 17,2 | |
| 500 | 4×АС 650/79 | 39,5 | 475 | 7,49 | 16,4 | 21,0 |
| 600 | 4×АС 800/105 | 42,5 | 470 | 9,41 | 20,8 | 26,6 |
| 750 | 5×АС 800/105 | 46 | 450 | 12,33 | 28,6 | 36,6 |
Для биполярных ВЛ ±(400-750) кВ с полюсами, отличающимися от указанных в табл.5, затраты стали на опоры могут быть пересчитаны по формуле (3).
- ^ Применение на ВЛ унифицированных опор.
- Состояние унификации опор.
Для зарубежной практики электросетевого строительства характерно индивидуальное проектирование опор для конкретных ВЛ. Такой подход позволяет минимизировать расход материалов на опоры. Однако индивидуальное проектирование имеет ряд недостатков, важнейшие из которых:
- усложнение и удорожание изготовления опор, ввиду необходимости частой переналадки оборудования на заводах при заказах на разнообразные (не типовые) конструкции;
- увеличение сроков ввода ВЛ, ввиду затрат времени на разработку проектов опор для каждой ВЛ, увеличение сроков изготовления и монтажа.
В связи с большими объемами строительства ВЛ в СССР с начала 60-х годов перешли к строительству ВЛ на унифицированных опорах. Каждая унифицированная опора охватывает некоторый круг климатических условий (по толщине гололеда и ветровым нагрузкам) и несколько возможных вариантов проводов на ВЛ. За счет этого затраты материалов оказываются на 5-10% больше, чем при проектировании опор на условия конкретной ВЛ. Однако, при применении унифицированных опор исключаются затраты на проектирование и уменьшается стоимость изготовления; существенно сокращаются сроки ввода ВЛ.
Опоры действующей в настоящее время унификации разрабатывались в 60-70 г.г. В связи с проводившейся в то время политикой экономии алюминия, опоры рассчитаны на применение проводов относительно небольших сечений, что приводит к потерям вырабатываемой энергии до 12%. Ввиду отсутствия компьютерных программ расчеты опор были очень трудоемки, что не позволяло при разработке оптимизировать параметры конструкций хотя бы методом вариантного проектирования. Поэтому опоры действующей унификации не оптимальны даже в тех условиях, на которые они запроектированы.
Во второй половине 80 г.г. институтом " Севзапэнергосетьпроект " был выполнен новый проект унификации стальных опор ВЛ 110-220 кВ. По проводам и климатическим условиям проект охватывает ту же область, что и проект 60-70 г.г. При проектировании опор использовались разработанные к тому времени компьютерные программы, что позволило снизить удельные затраты стали на 6-8% за счет оптимизации геометрии (изменения высоты опор и схемы решетки). Проект доведен до стадии рабочих чертежей, однако, из-за сопротивления заводов, проект 80 г.г. не был внедрен.
В 95-97 г.г. ОАО НИИПТ и ОАО "Институт Севзапэнергосетьпроект" разработали технический проект унификации опор 110-330 кВ, который по сечениям проводов охватывает значительно более широкую область, чем предыдущие проекты. Ввиду прекращения финансирования до внедрения работа не доведена [6–8].
- Последствия изменений основных положений проектирования ВЛ в пуэ 7-й редакции.
В настоящее время завершена разработка новой, 7-й редакции "Правил устройства электроустановок" (ПУЭ), в частности, гл. 2.5 "Воздушные линии электропередачи напряжением выше 1000 кВ". В 7-й редакции введено новое районирование территории России по ветровым и гололедным нагрузкам, принципиально изменилась методика определения ветровых и гололедных нагрузок на провода, грозозащитные тросы и конструкции опор; изменился также ряд других положений, влияющих на нагрузки и минимально необходимые вылеты траверс.
Опоры действующей унификации запроектированы для районов с ветровым давлением 500 Па; некоторые (не все) типы унифицированных опор рассчитаны на давление 800 Па; предусмотренная в проекте действующей унификации толщина гололедных отложений на проводах (тросах) – 5-20 мм.
В 7-й редакции ПУЭ введены районы с давлением ветра до 1500 Па и толщиной гололедных отложений до 40 мм.
Таким образом, по нагрузкам, проект действующей унификации охватывает лишь малую часть климатических районов. Однако даже в этой области, в силу изменения методики расчета проводов и определения нагрузок на опоры, применение опор действующей унификации требует уменьшения ветровых и весовых пролетов и может оказаться не рациональным.
Опоры действующей унификации рассчитаны на "расчетные" нагрузки, которые получаются в результате умножения "нормативных" нагрузок на соответствующие коэффициенты надежности по нагрузке γf. По методике, принятой в 7-й редакции ПУЭ, роль коэффициентов γf играет произведение трех коэффициентов: нового коэффициента γf (значения которого изменились), коэффициента надежности по ответственности γn и регионального γp . Для краткости назовем произведение γf γn γp = γfnp обобщенным коэффициентом надежности. Коэффициенты γn и γp могут изменяться в значительных пределах, при этом обобщенный коэффициент надежности γfnp может изменяться относительно старого коэффициента γf в следующих пределах:
при расчете ветровых нагрузок на опору от проводов (тросов) - в 1.17 – 1.67 раза;
при расчете гололедных нагрузок на опору от проводов (тросов) - в 0.65 – 1.26 раз.
Для большинства элементов стальных опор усилия от ветровых нагрузок являются основными. Одним из возможных способов компенсации увеличения ветровых нагрузок на унифицированные опоры является уменьшение ветровых пролетов. Однако, требуемое уменьшение ветровых пролетов, определяемое прочностью опор, может оказаться значительным, или даже экономически не целесообразным. Это связано с тем, что около половины полного усилия в поясах стальных опор составляет усилие от ветра на конструкцию, которое не изменяется при уменьшении ветрового пролета. При расчетах по ПУЭ-7 при минимальном значении γfnp = 1.17 требуется уменьшение ветрового пролета на 30%, а при среднем значении γfnp = 1,4 – на 58%, что явно не целесообразно, так как затраты на опоры и фундаменты на 1 км ВЛ при этом возрастут в 2.4 раза.
Вследствие увеличения ветровой нагрузки может оказаться, что применение типовой опоры не возможно по габаритам приближения проводов к телу опоры и требуется увеличение вылетов траверс.
При разработке в ОАО "Институт Севзапэнергосетьпроект" проекта первого участка ВЛ “Северный транзит” от Кольской АЭС в проект, основанный на положениях 6-й редакции ПУЭ, потребовалось внести следующие изменения:
- заменить основную промежуточную опору П330-3 опорой ПС330-5 с большими вылетами траверс;
- по условиям прочности в опоре ПС330-5 заменить сталь Ст3 на низколегированную сталь 09Г2С, увеличить сечения некоторых элементов и изменить класс прочности болтов с 4.6 на 5.8;
- на 20 – 30% уменьшить габаритные пролеты.
В результате стоимость опор на 1 км ВЛ увеличилась на 50 – 70% (в зависимости от гололедного района на трассе).
Приведенные оценки и опыт проектирования показывают, что применение опор действующей унификации после ввода в действие 7-й редакции ПУЭ станет явно нерациональным. Более целесообразно применительно к новой методике ПУЭ разрабатывать новые опоры с новыми, в том числе геометрическими параметрами. При таком подходе увеличение затрат оценивается не более, чем 10-15%.
Так как в ближайшие годы планируемый объем строительства новых ВЛ невелик, то, в принципе, можно отказаться от применения унифицированных опор и перейти к индивидуальному проектированию. При этом, потребуются большие затраты времени как на разработку проектов новых опор для каждой конкретной ВЛ, так и на освоение их производства заводами. Поэтому разработку проектов опор для новых ВЛ необходимо будет начинать заблаговременно, минимум за 1.5 – 2 года до планируемого строительства.
В силу сложившегося дефицита квалифицированных проектировщиков и увеличения сроков изготовления опор при освоении заводами новых проектов, подход к строительству ВЛ, полностью основанный на индивидуальном проектировании опор для каждой ВЛ, представляется не самым эффективным. По-видимому целесообразно постепенное создание набора унифицированных опор, разработанных с учетом новых требований ПУЭ, как на базе конструкций, запроектированных для конкретных ВЛ, так и на базе заранее запроектированных опор для различных климатических районов. Очередность разработки унифицированных опор по классам напряжений и климатическим районам можно увязать с перспективными планами строительства ВЛ.
Однако ряд положений новой методики определения нагрузок на провода и конструкции опор не приспособлен к созданию и применению унифицированных конструкций.
По методике ПУЭ-6 и предшествующих редакций нагрузки на опоры определялись типом провода и районами по ветру и гололеду. Для краткости назовем возможное сочетание этих факторов расчетной ситуацией. Каждая унифицированная опора применяется в некотором наборе расчетных ситуаций и в каждой ситуации имеет свои пролеты.
По методике ПУЭ-7 нагрузки зависят также от обобщенных коэффициентов перегрузки на ветровые и гололедные нагрузки, которые не имеют фиксированных значений и могут изменяться в определенных пределах. Поэтому расчетной ситуацией будет сочетание пяти параметров: типа провода, района по ветру, района по гололеду и значений обобщенных коэффициентов перегрузки по ветру и по гололеду. Это не вызывает затруднений при индивидуальном проектировании опор для ВЛ, так как для конкретной ВЛ указанные коэффициенты принимают конкретные значения, что однозначно определяет нагрузки и соответствующие пролеты.
Унифицированные опоры должны охватывать всю возможную область значений обобщенных коэффициентов перегрузки. Для того, чтобы пользоваться проектом, необходимо ввести градацию с некоторым шагом для значений каждого из обобщенных коэффициентов перегрузки по ветру и по гололеду и для каждого сочетания значений определить пролеты. Если, например, принять для каждого из коэффициентов пять дискретных значений, то объем таблиц, характеризующих пролеты каждой опоры, увеличится в 25 раз.
Аналогичные затруднения возникнут при разработке новых типовых опор. Число расчетных ситуаций станет плохо обозримым, что затруднит определение рациональной области применения каждой типовой опоры и нагрузок на нее.
По отмеченным причинам, принятую в ПУЭ-7 методику определения нагрузок следует, по нашему мнению, откорректировать, исключив из нее “плавающие” коэффициенты (коэффициент надежности по ответственности и региональный). Целью введения этих коэффициентов является создание инструмента повышения надежности наиболее ответственных ВЛ и ВЛ, проходящих в районах, где климатические нагрузки мало изучены. Эта же цель может быть достигнута другим путем. Можно, например, для конкретных ВЛ, где желательна более высокая надежность, разрешить принимать при проектировании районы по ветру и гололеду более высокие, чем фактические на трассе ВЛ. При таком подходе число расчетных ситуаций не увеличится.
Считаем необходимым сделать следующее общее замечание. ПУЭ – один из наиболее важных для электросетевого строительства нормативных документов. При серьезном изменении подобных документов не следует торопиться с введением их в действие. Необходим некоторый период для выполнения “опытного проектирования”, чтобы на практике оценить достоинства и недостатки новой методики. В подтверждение приведем отрывок из Технического отчета МЭК 826 “Нагрузки и предел прочности высоковольтных линий”, который содержит новые методики расчета. Из предисловия к отчету: «Принимая во внимание изменения в существующей практике, вносимые новыми методами, представляется возможным дать период времени два – четыре года, в течение которых технология проектирования, предложенная в настоящем отчете, может быть сравнена с существующей на практике. Пользователей настоящего отчета просят высылать свои замечания в Головной офис МЭК. По окончании такого периода настоящий отчет будет обновлен и изменен в соответствии с замечаниями, полученными и затем преобразованными в форму стандарта, или он будет отозван».
литература
1. R.B. Adler and other. An IEEE Survey of U.S. and Canadian Overhead Transmission Outages at 230 kV and above. IEEE Transactions on Power Delivery, Vol. 9, № 1, January 1994.
2. Методические рекомендации по оценке экономической эффективности капитальных вложений в развитие электроэнергетики в условиях рынка. Проект Научно-технической ассоциации "Энергопрогресс", М, 1996.
3. Зевин А.А., Кузнецова Л.Е., Тиходеев Н.Н., Чудный В.С. Сравнение затрат стали на опоры воздушных линий электропередачи постоянного и переменного тока. VI Симпозиум «Электротехника 2010», Том 1, М., 2001.
4. Справочник по проектированию электроэнергетических систем. М. Энергоатомиздат, 1989.
5. Повышение эффективности электросетевого строительства, под ред. Н.Н. Тиходеева. – Л.: Энергоатомиздат. ЛО, 1991.-240 с. ил.
6. Определение рациональной структуры вводимых ВЛ 35–750 кВ по сечениям проводов. СЗО ЭСП, № 9626 ТМ–Т15, 1983.
7. А.А. Зевин, Л.Е. Кузнецова, Н.Н. Тиходеев, С.А. Штин. Новая унификация ВЛ 110 кВ со стальными опорами. "Энергетик", 1996, № 4, с.13–14.
8. А.А. Зевин, Е.Д. Константинова, Л.Е. Кузнецова, Н.Н. Тиходеев, С.А. Штин. Новая унификация ВЛ 220 и 330 кВ со стальными опорами башенного типа. "Энергетик", 1997, № 12, с.9 12.