Режимные и технико-экономические особенности применения композитных проводов в задачах перспективного развития распределительной сети 110 кВ

62

ВОЗДУШНЫЕ

ЛИНИИ

Режимные и технико-
экономические особенности 
применения композитных проводов 
в задачах перспективного развития 
распределительной сети 110 кВ

УДК

 621.311.1:621.315.1

В

статье

представлен

сравнительный

анализ

пропускной

способности

распределитель

-

ной

сети

 110 

кВ

, 

выполненной

воздушными

линиями

электропередачи

 (

ВЛ

) 

с

традицион

-

ным

сталеалюминиевым

проводом

и

с

высокотемпературным

композитным

проводом

. 

По

результатам

расчетных

экспериментов

оценены

величины

максимума

передаваемой

мощности

в

зимних

и

летних

режимах

как

для

единичной

ВЛ

, 

так

и

для

сложнозамкну

-

той

сети

. 

Рассмотрены

качественные

и

количественные

преимущества

композитного

провода

с

точки

зрения

обеспечения

параметров

установившегося

режима

. 

Предостав

-

лено

технико

-

экономическое

обоснование

эффективности

замены

провода

ВЛ

на

ком

-

позитный

в

сравнении

с

реконструкцией

ВЛ

, 

строительством

второй

цепи

и

повышением

класса

напряжения

ВЛ

. 

Результаты

статьи

востребованы

различными

субъектами

энер

-

гетики

и

проектными

организациями

при

решении

задач

перспективного

развития

рас

-

пределительной

сети

.

Ключевые

слова

: 

композитные

провода

, 

распределительная

сеть

, 

установившиеся

режимы

, 

пропускная

способность

, 

перспективное

развитие

Замарин

Д

.

О

., 

ведущий

специалист

отдела

перспективного

развития

и

энерго

-

эффективности

ПАО

 «

Россети

Урал

»

Самойленко

В

.

О

., 

к

.

т

.

н

., 

доцент

кафедры

АЭЛС

ФГАОУ

ВО

«

УрФУ

имени

первого

Президента

России

Б

.

Н

. 

Ельцина

»

Зайков

И

.

А

., 

начальник

отдела

перспективного

развития

и

энергоэффективности

ПАО

 «

Россети

Урал

»

ПРОБЛЕМАТИКА

ПЕРСПЕКТИВНОГО

РАЗВИТИЯ

НАГРУЖЕННЫХ

ГОРОДСКИХ

И

ПРИГОРОДНЫХ

РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ

СЕТЕЙ

 110 

КВ

В

ходе

решения

задач

перспективного

развития

распределительной

электри

-

ческой

сети

 110 

кВ

периодически

воз

-

никают

схемно

-

режимные

ситуации

, 

требующие

существенного

увеличе

-

ния

пропускной

способности

ВЛ

в

стес

-

ненных

условиях

без

практической

возможности

изменения

габаритов

ВЛ

, 

трассы

ее

прохождения

и

количества

цепей

.

Так

, 

с

 2022 

по

 2024 

год

в

Ураль

-

ском

федеральном

округе

неодно

-

кратно

и

спонтанно

запрашивалось

технологическое

присоединение

про

-

мышленных

потребителей

электри

-

ческой

мощностью

свыше

 25 

МВт

, 

от

-

сутствующих

в

схемах

и

программах

развития

 [1] 

или

иных

документах

по

перспективному

развитию

 [2]. 

При

этом

технологическое

присоединение

этих

нагрузок

планировалось

к

сети

, 

не

имеющей

собственных

центров

питания

напряжением

 220 

кВ

и

выше

, 

а

также

объектов

генерации

. 

К

при

-

меру

, 

подключение

нового

крупного

микрорайона

г

. 

Екатеринбурга

мощ

-

ностью

 104,7 

МВт

требует

нетриви

-

альных

вариантов

реконструкции

ВЛ

110 

кВ

Южная

 — 

Гвоздика

с

отпайка

-

ми

, 

ВЛ

 110 

кВ

Южная

 — 

Полевская

с

отпайками

из

-

за

значительного

пре

-

вышения

длительно

допустимой

токо

-

вой

нагрузки

  (

ДДТН

). 

Возникновение

промышленных

нагрузок

 45 

МВт

при

-

водит

к

необходимости

замены

прово

-

да

нескольких

ВЛ

 110 

кВ

общей

протя

-

женностью

более

 120 

км

по

транзиту

ПС

 220 

кВ

  «

Малахит

» — 

ПС

 110 

кВ

«

Колюткино

» 

на

провод

, 

обеспечи

-

вающий

передачу

мощности

более

100 

МВт

.

Подобные

схемно

-

режимные

ситуа

-

ции

возникают

также

вследствие

того

, 

что

рассматриваемое

сочетание

новой

нагрузки

и

расчетных

условий

не

воз

-

никало

за

весь

период

эксплуатации

ВЛ

и

не

может

быть

получено

оценкой

существующей

токовой

загрузки

ВЛ

, 

но

именно

оно

является

определяющим

при

выборе

провода

ВЛ

 110 

кВ

на

пер

-

спективу

 [3, 4].

Повышение

пропускной

способно

-

сти

ВЛ

 — 

старейшая

тема

научных

ис

-

следований

, 

актуальная

с

 XIX 

века

 [5]. 

Известно

 [6, 7, 8], 

что

для

ВЛ

на

корот

-

ких

расстояниях

, 

соответствующих

про

-

тяженности

городских

и

пригородных

63

сетей

 110 

кВ

, 

максимум

переда

-

ваемой

активной

мощности

огра

-

ничивается

преимущественно

ДДТН

провода

ВЛ

, 

в

то

время

как

величины

напряжения

по

концам

передачи

отклоняются

в

допу

-

стимых

пределах

. 

Большинство

эксплуатируемых

опор

ВЛ

 110 

кВ

рассчитаны

на

применение

в

ти

-

повых

проектах

с

максимальным

сечением

провода

не

более

чем

АС

-185 [9], 

повышение

которого

затруднительно

по

условию

не

-

сущей

способности

опор

. 

Рекон

-

струкция

ВЛ

с

дорасстановкой

или

заменой

опор

  (

в

том

числе

на

многогранные

), 

строительство

новых

цепей

ВЛ

, 

замена

ВЛ

на

ка

-

бельную

линию

электропередачи

зачастую

или

не

представляются

возможными

ввиду

ограничений

на

сервитут

 (

землеотвод

), 

или

не

-

рентабельны

.

В

рассматриваемых

услови

-

ях

целесообразным

является

рассмотрение

в

качестве

ва

-

рианта

решения

применение

композитных

проводов

, 

так

как

они

существенно

превосходят

традиционные

сталеалюмини

-

евые

провода

по

удельным

по

-

казателям

ДДТН

в

Амперах

на

1 

мм

2

сечения

и

на

 1 

кг

массы

, 

что

позволяет

избегать

рекон

-

струкций

ВЛ

 110 

кВ

с

изменени

-

ем

габаритных

и

конструктив

-

ных

характеристик

существую

-

щих

опор

ВЛ

.

В

настоящее

время

в

РФ

из

-

вестны

следующие

типы

и

марки

так

называемых

высокотемпера

-

турных

проводов

: ACCC, ACCR, 

ACSS, HTLS, GZTACSR, INVAR 
Conductors, TACSR, CFCC 

и

т

.

д

. 

Такие

провода

обладают

схо

-

жими

характеристиками

  (

высо

-

кая

температурная

стойкость

, 

низкая

стрела

провеса

, 

термо

-

стабильность

, 

высокая

механи

-

ческая

прочность

, 

малый

вес

провода

и

высокая

ДДТН

 [10, 11, 

12]). 

В

ЕЭС

России

композитные

провода

используются

в

ради

-

альных

нагруженных

ВЛ

 110 

кВ

, 

к

примеру

:

– 

ВЛ

 110 

кВ

Снежная

 — 

Западно

-

Салымская

 I (II) 

цепь

с

отпай

-

кой

на

ПС

  «

Эвихон

» (

участок

ПС

 220 

кВ

  «

Снежная

» — 

от

-

пайка

на

ПС

  «

Эвихон

») — 

ACCC 285;

– 

ВЛ

 110 

кВ

Иркутская

ТЭЦ

-10 — 

Еловка

с

отпайками

 — ACCC 

380;

– 

ВЛ

 110 

кВ

Иркутская

ТЭЦ

-10 — 

Ново

-

Ленино

с

отпайками

 — 

ACCC 380;

– 

ВЛ

 110 

кВ

Восточная

 — 

Инс

-

кая

 I (II) 

цепь

с

отпайками

 — 

ACCC 165;

– 

КВЛ

 110 

кВ

Очаково

 — 

Медве

-

девская

 I (II) 

цепь

 — ACCR 470;

– 

КВЛ

 110 

кВ

Очаково

 — 

Немчи

-

новка

 I (II) 

цепь

 — ACCR 300;

– 

КВЛ

 110 

кВ

Пермь

 — 

Пермская

ТЭЦ

-6 I (II) 

цепь

с

отпайками

 — 

ACCR 297-

Т

16.

Использование

проводов

с

вы

-

сокой

ДДТН

представлено

в

ли

-

тературе

в

части

концепции

 [10], 

обзора

конструктивных

параме

-

тров

 [12, 13] 

и

успешных

практи

-

ческих

примеров

применения

 [12]. 

Однако

более

детальных

иссле

-

дований

требовали

следующие

вопросы

, 

рассмотренные

в

насто

-

ящей

статье

и

составляющие

ее

научную

новизну

и

практическую

значимость

:

1. 

Нормативные

режимные

ус

-

ловия

, 

при

которых

проявляются

преимущества

композитного

про

-

вода

перед

традиционными

.

2. 

Особенности

расчета

элек

-

троэнергетических

режимов

сетей

разной

топологии

с

композитным

проводом

.

3. 

Технико

-

экономическая

эф

-

фективность

применения

компо

-

зитных

проводов

на

ВЛ

 110 

кВ

при

перспективном

развитии

.

4.

Обобщенные

количествен

-

ные

оценки

преимуществ

и

недо

-

статков

композитных

проводов

в

задачах

перспективного

развития

.

В

статье

не

ставились

зада

-

чи

рассмотрения

механической

стойкости

, 

надежности

и

ресурса

композитных

проводов

, 

а

также

управления

жизненным

циклом

ВЛ

 110 

кВ

с

композитным

прово

-

дом

. 

Такие

вопросы

требуют

до

-

полнительных

исследований

 [10, 

11, 13]. 

Рассмотрение

особенно

-

стей

расчетов

установившихся

электроэнергетических

режимов

сети

производится

на

примере

провода

марки

 ACCC. 

Результаты

применимы

также

для

проводов

марки

 ACCR 

и

других

проводов

, 

демонстрирующих

схожие

с

 ACCC 

свойства

.

СОПОСТАВЛЕНИЕ

РЕЖИМОВ

В

ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ

СЕТЯХ

, 

ВЫПОЛНЕННЫХ

КОМПОЗИТНЫМ

И

СТАЛЕАЛЮМИНИЕВЫМ

ПРОВОДАМИ

Степень

термостабильности

.

При

расчете

электроэнергети

-

ческих

режимов

сетей

с

компо

-

зитными

проводами

необходимо

учитывать

следующие

особен

-

ности

:

1. 

Удельное

активное

сопро

-

тивление

токопроводящей

части

композитных

проводов

в

расчете

на

 1 

мм

2

сечения

на

 5–20% 

боль

-

ше

, 

чем

у

традиционных

, 

так

как

в

алюминиевый

сплав

для

термо

-

стойкости

добавлен

цирконий

 — 

металл

с

высоким

удельным

со

-

противлением

 [13, 14].

2. 

Для

ВЛ

с

композитным

про

-

водом

в

тяжелых

по

токовой

за

-

грузке

режимах

целесообразно

учитывать

изменение

активно

-

го

сопротивления

провода

. 

При

температурах

композитного

про

-

вода

 +25°C 

и

 +210°C 

разница

удельного

активного

сопротивле

-

ния

достигает

 87% [12, 13]. 

Одна

-

ко

нелинейность

пропускной

спо

-

собности

ВЛ

по

ДДТН

вследствие

изменения

активного

сопротив

-

ления

композитного

провода

даже

в

таких

режимах

меньше

, 

чем

у

традиционного

, 

что

поясня

-

ется

расчетом

ниже

.

И

сопротивление

, 

и

ДДТН

зна

-

чительно

изменяют

свое

значение

в

зависимости

от

температуры

нагрева

провода

и

температуры

наружного

воздуха

  (

ТНВ

). 

Кор

-

рекция

соответствующих

пара

-

метров

может

быть

выполнена

в

соответствии

с

положениями

СТО

 [15]: 

пересчет

удельного

ак

-

тивного

сопротивления

провода

в

зависимости

от

температуры

через

температурный

коэффи

-

циент

сопротивления



r

, 

расчет

температуры

провода

в

зависи

-

мости

от

температуры

наружного

воздуха

t

тнв

, 

расчет

ДДТН

прово

-

да

в

зависимости

от

температуры

провода

t

пр

.

Зависимости

удельного

актив

-

ного

сопротивления

и

ДДТН

для

традиционного

и

композитного

проводов

от

ТНВ

представлены

на

рисунке

 1. 

№

 6 (87) 2024

64

ВОЗДУШНЫЕ

ЛИНИИ

Зависимости

получены

на

приме

-

ре

проводов

АСО

-300 

и

 ACCC 285, 

являющихся

самыми

крупными

из

типовых

на

классе

напряжения

110 

кВ

.

По

результатам

расчетов

в

диа

-

пазоне

от

 –32°C 

до

 +30°C 

ДДТН

тра

-

диционного

провода

изменяется

на

62%, 

тогда

как

у

композитного

про

-

вода

изменяется

на

 33%. 

Активное

сопротивление

традиционного

про

-

вода

изменяется

на

 25%, 

а

у

компо

-

зитного

провода

на

 26% (

безотно

-

сительно

степени

загрузки

, 

которая

может

повышать

сопротивление

на

1 

порядок

). 

Таким

образом

, 

по

со

-

вокупности

двух

параметров

можно

сделать

вывод

, 

что

композитный

провод

по

своим

электрическим

свойствам

более

термостаби

-

лен

: 

менее

чувствителен

к

внеш

-

ним

условиям

  (

как

погода

), 

но

более

чувствителен

к

складываю

-

щемуся

в

системе

электрическому

режиму

.

Максимум

передаваемой

ак

-

тивной

мощности

единичной

ВЛ

 110 

кВ

. 

В

рамках

исследова

-

ния

предела

передаваемой

ак

-

тивной

мощности

единичной

ВЛ

110 

кВ

был

выбран

традицион

-

ный

провод

АСО

-300 

и

близкий

по

сечению

композитный

провод

АССС

 285. 

Сечения

проводов

вы

-

браны

максимально

доступные

на

классе

напряжения

 110 

кВ

при

применении

типовых

решетчатых

промежуточных

опор

серий

ЦП

5-X 

или

П

-110-Y 

с

условием

их

более

частой

на

 50% 

расстановки

. 

В

ПК

 RastWin3 

выполнялись

расчеты

для

радиальной

схемы

с

единичной

ВЛ

при

ТНВ

равной

+25°C, –32°C, +30°C. 

После

первой

итерации

установившегося

режима

полученные

параметры

 (

R

и

ДДТН

) 

пересчитывались

в

соответствии

с

формулами

, 

представленными

в

таблице

 1. 

После

второй

итера

-

ции

результат

записывался

в

ито

-

говую

таблицу

, 

затем

длина

про

-

водника

увеличивалась

на

 5 

км

. 

ВЛ

удлинялась

до

тех

пор

, 

пока

ее

длина

не

стала

равна

 50 

км

.

Графики

зависимости

макси

-

мальной

передаваемой

активной

мощности

от

дальности

передачи

P

 = 

f

(

L

) 

с

учетом

ограничений

по

ДДТН

и

минимально

допустимо

-

му

напряжению

  (

принято

 90% 

от

номинального

) 

для

проводов

АСО

-300 

и

 ACCC 285 

представле

-

ны

на

рисунке

 2.

Исходя

из

полученных

результа

-

тов

расчетов

установившихся

элек

-

троэнергетических

режимов

можно

сделать

следующие

выводы

:

1. 

Применение

высокотемпе

-

ратурного

композитного

провода

увеличивает

пределы

передавае

-

мой

активной

мощности

единич

-

ной

ВЛ

 110 

кВ

до

 48 

МВт

 (+25%) 

на

расстояниях

до

 20 

км

.

2. 

При

сравнении

результатов

расчетов

для

традиционных

про

-

ДДТН

, 

А

R

o

, 

Ом

/

км

Зависимость

ДДТЕ

от

ТНВ

Зависимость

R

o

от

ТНВ

1700

1450

1200

950

700

0,18
0,17
0,16
0,15
0,14
0,13
0,12

0,11

0,10
0,09
0,08

–35 –30 –25 –20 –15 –10  –5  0  5  10  15  20  25  30

–35 –30 –25 –20 –15 –10  –5  0  5  10  15  20  25  30

t

, °

С

t

, °

С

АСО

-300

АСО

-300

АССС

 285

АССС

 285

1546

(+31%)

0,126

(–24%)

0,133

(–19%)

0,149

(–10%)

0,155

(–6%)

0,165

(0%)

0,168

(+2%)

0,118

(+2%)

0,115

(0%)

0,109

(–6%)

0,104

(–10%)

0,095

(–17%)

0,089

(–23%)

1407

(+20%)

1320

(+12%)

1260

(+7%)

1176

(+0%)

757

(–6%)

803

(0%)

928

(+16%)

1082

(+35%)

1114

(+39%)

1252

(+56%)

1150

(–20%)

Рис

. 1. 

Зависимости

ДДТН

и

удельного

сопротивления

от

ТНВ

Табл

. 1. 

Составляющие

пересчета

параметров

ВЛ

 110 

кВ

Формула

Составляющие

Удельное

активное

сопротивление

провода

R

 = 

R

20

(1 + 



r

(

t

пр

 – 20°C))

R

20

 — 

удельное

сопротивление

провода

при

ТНВ

 +20°C, 

Ом



r

 — 

температурный

коэффициент

сопротивления

, 

К

–1

t

пр

 — 

температура

проводника

, °C

Длительно

допустимый

ток

нагрузки

P

в

 + 

P

с

I

д

 = 

√

k

м

·

k

п

·

R

20

(1 + 



r

(



д

 – 20)

P

в

 — 

мощность

, 

отдаваемая

проводом

в

воздух

за

счет

конвектив

-

ного

теплообмена

, 

Вт

P

с

 — 

мощность

солнечного

излучения

, 

поглощаемая

проводом

, 

Вт

k

м

 — 

коэффициент

, 

учитывающий

магнитные

потери

в

стальном

сердечнике

, 

не

используемый

в

расчетах

для

композитного

провода

k

п

 — 

коэффициент

, 

учитывающий

поверхностный

эффект

, 

приня

-

тый

равным

 1,05



д

 — 

допустимая

температура

провода

, °C

Температура

провода

k

п

·

k

м

·

I

2

загр

·

R

20

(1 – 20 

·



r

) + 

P

с

 + (



к

·



л

)

F

·

t

тнв

t

пр

 = 

(



к

 + 



л

)

F

 + 

k

п

·

k

м

·

I

2

загр

·

R

20

·



r



к

 — 

коэффициент

, 

учитывающий

действие

конвекции

, 

Вт

/(

м

2

·

°C)



л

 — 

коэффициент

, 

учитывающий

действие

конвекции

, 

Вт

/(

м

2

·

°C)

F

 — 

площадь

поверхности

теплообмена

, 

м

2

t

тнв

 — 

температура

наружного

воздуха

, °C

65

водов

с

учетом

и

без

учета

актив

-

ного

сопротивления

разница

со

-

ставляет



U

 = 5,9%, 



I

 = 14,4%, 

для

композитных

проводов



U

 = 4,5%, 



I

 = 8,3%.

Максимум

передаваемой

ак

-

тивной

мощности

сложнозам

-

кнутой

сети

 110 

кВ

.

1. 

Описание

расчетной

мо

-

дели

. 

Анализ

пропускной

способ

-

ности

сети

выполнялся

на

осно

-

ве

исследовательской

расчетной

модели

 IEEE 14 Nodes. 

Модель

из

14 

узлов

воспроизводит

распре

-

делительную

сеть

 110 

кВ

и

систе

-

мообразующую

сеть

 220 

кВ

. 

Для

адаптации

модели

под

параметры

ЕЭС

России

реактивные

сопро

-

тивления

и

проводимости

приве

-

дены

к

частоте

 50 

Гц

, 

напряжение

базисного

узла

принято

 242 

кВ

, 

су

-

ществующие

в

модели

маломощ

-

ные

автотрансформаторы

замене

-

ны

на

АТДЦТН

-200000/220/110, 

про

-

вода

ВЛ

 220 

кВ

заменены

на

АС

-240, 

провода

ВЛ

 110 

кВ

 — 

на

АС

-150 

и

АССС

 160 

соответственно

. 

Выбор

проводов

обусловлен

их

широким

применением

СТСО

в

городских

и

пригородных

районах

. 

Также

до

-

бавлены

ДДТН

для

проводов

АС

-150 

и

АССС

 160 

в

зависимости

от

ТНВ

.

Графическое

отображение

рас

-

четной

модели

представлено

на

рисунке

 3.

2. 

Рассматриваемые

норма

-

тивные

возмущения

и

допуще

-

ния

.

Нормативные

возмущения

выбраны

в

соответствии

с

требо

-

Рис

. 2. 

Зависимость

P

 = 

f

(

L

) 

для

проводов

марок

 ACO-300 

и

АССС

 285

АСО

-300

АССС

 285

P

, 

МВт

P

, 

МВт

L

, 

км

L

, 

км

250

200

150

100

50

250

200

150

100

50

10 20 30 40 50

10 20 30 40 50

0

0

Ограничение

по

I

ддтн

Ограничение

по

I

ддтн

Ограничение

по

U

млн

Ограничение

по

U

млн

–25°

С

ДДТН

. –25°

С

ДДТН

. +30°

С

R

. –32°

С

R

. +32°

С

ДДТН

и

R

. +25°

С

ДДТН

и

R

. –32°

С

ДДТН

и

R

. +32°

С

Рис

. 3. 

Графическое

отображение

расчетной

модели

12

8,6+J2,9

19+J8,6

25,3+J4,2

21+J8,1

120,95

0,2–J19,1

3+J0,2

121,7

121,6

12,6+J3,8

41,6+J22,7

–J21,3

6,4+J6,5

8,5–J1,6

12,7+J7,7

4,9+J2,5

7,6+J1,6

231,31

+J25,1

229,87

64,2–J12

2,8+J19,3

63,3+J10,4

18,6–J2,9

94,2+J19

47,8–J3,9

63,1+J0,8

90,6+J1,8

272,1–J25,5

181,4–J27,3

50,2–J2,7

65,3–J4,8

78,3+J1,8

21,7+J12,7

40+J43,6

237,83

2

121,32

+J17,6

124,5

232,32

6,1+J0,3

15,8+J9,8

11,2–J1

122,19

120,33

11+J0,3

+J12,3

119,08

2,4–J

13

14

11

10

9

7

4

3

8

5

6

1

242

15

67

46

49

91

163

122

438

216

31

15

160

42

53

54

122

157

49

190

159

120,7

№

 6 (87) 2024

66

ВОЗДУШНЫЕ

ЛИНИИ

Табл

. 2. 

Объем

капитальных

затрат

для

реконструкции

 1 

км

ВЛ

 110 

кВ

№

п

/

п

Наименование

вида

затрат

АСО

-300

ACCC 160

1

Стоимость

опор

, 

тыс

. 

₽

11 025,15

–

2

Стоимость

монтажных

работ

, 

тыс

. 

₽

4893,10

–

3

Стоимость

провода

, 

тыс

. 

₽

2161,18

2041,67

4

Стоимость

грозотроса

, 

тыс

. 

₽

–

353,82

5

Стоимость

гирлянды

изоляторов

, 

тыс

. 

₽

427,87

427,87

6

Стоимость

ПИР

, 

тыс

. 

₽

1477,91

1477,91

7

Стоимость

ДПТ

, 

тыс

. 

₽

256,72

–

8

Стоимость

кадастровых

работ

, 

тыс

. 

₽

30,51

–

Итого

, 

тыс

. 

₽

20 272,44

4301,27

283

Рис

. 4. 

Передаваемая

активная

мощность

сети

 110 

кВ

при

ТНВ

 –32°

С

283

3

3

283

283

3

283

283

3

3

300

200

100

0

Нормальная

схема

АО

АТР

(

Ветвь

 4–9)

АО

СШ

 110 

кВ

на

ПС

№

 9

АО

СШ

 110 

кВ

на

ПС

№

 6

Ремонт

АТР

(

Ветвь

 5–6) 

и

АО

АТР

(

Ветвь

 4–9)

Ремонт

ВЛ

110 

кВ

№

 6 — 

№

 12

и

АО

ВЛ

 110 

кВ

№

 9 – 

№

 14

336

341

310

313

230

242

175

193

168

190

265

Провод

АС

-150

Провод

АССС

 160

Рис

. 5. 

Передаваемая

активная

мощность

сети

 110 

кВ

при

ТНВ

 +30°

С

300

200

100

0

Нормальная

схема

АО

АТР

(

Ветвь

 4–9)

АО

СШ

 110 

кВ

на

ПС

№

 9

АО

СШ

 110 

кВ

на

ПС

№

 6

Ремонт

АТР

(

Ветвь

 5–6) 

и

АО

АТР

(

Ветвь

 4–9)

Ремонт

ВЛ

110 

кВ

№

 6 — 

№

 12

и

АО

ВЛ

 110 

кВ

№

 9 – 

№

 14

332

324

233

309

204

228

168

180

110

165

222

290

Провод

АС

-150

Провод

АССС

 160

Таким

образом

, 

в

сложноза

-

мкнутой

электрической

сети

 110 

кВ

композитные

провода

на

 20–40% 

повышают

предел

передаваемой

ак

-

тивной

мощности

, 

преимуществен

-

но

в

ремонтных

схемах

в

режимах

летних

максимумов

, 

в

которых

пре

-

дел

зависит

в

большей

степени

от

токовой

загрузки

ВЛ

 110 

кВ

. 

В

режи

-

мах

зимних

максимумов

вследствие

ограничений

МДН

на

шинах

ПС

110 

кВ

прирост

составляет

 5–10%.

ТЕХНИКО

-

ЭКОНОМИЧЕСКОЕ

СРАВНЕНИЕ

ВЛ

С

ТРАДИЦИОННЫМ

И

С

КОМПОЗИТНЫМ

ПРОВОДОМ

Объем

капитальных

затрат

для

реконструкции

ВЛ

. 

Объем

капи

-

тальных

вложений

для

проведе

-

ния

реконструкции

или

сетевого

строительства

одноцепной

ВЛ

110 

кВ

определялся

на

основании

действующей

нормативно

-

техни

-

ческой

документации

по

оценке

затрат

на

сетевое

строительство

, 

используемой

для

задач

перспек

-

тивного

развития

сети

 [17]. 

В

на

-

стоящее

время

типовым

реше

-

нием

для

увеличения

пропускной

способности

сети

 110 

кВ

является

реконструкция

существующих

ВЛ

с

заменой

на

провод

с

б

ó

льшим

сечением

. 

Как

правило

, 

это

ведет

к

необходимости

замены

, 

а

иногда

и

дорасстановки

опор

по

трассе

ВЛ

 110 

кВ

. 

В

случае

использова

-

ния

композитного

провода

  (

как

АССС

 160) 

замена

опор

не

тре

-

буется

. 

Однако

возникает

необхо

-

димость

менять

или

перетягивать

существующий

грозотрос

, 

так

как

его

стрела

провеса

окажется

больше

стрелы

провеса

композит

-

ного

провода

, 

что

противоречит

требованиям

ПУЭ

.

ваниями

действующей

норматив

-

но

-

технической

документации

по

расчету

электрических

режимов

в

задачах

перспективного

раз

-

вития

сети

 [3, 4, 16]. 

Критериями

максимума

передаваемой

мощ

-

ности

выступали

непревышение

ДДТН

и

отсутствие

снижения

на

-

пряжения

ниже

минимально

допу

-

стимого

  (

МДН

), 

равного

 88,55 

кВ

, 

и

аварийно

допустимого

напряже

-

ния

 (

АДН

), 

равного

 84,70 

кВ

. 

Для

расчетов

режимов

в

нормальных

и

ремонтных

схемах

принято

до

-

пущение

, 

что

ДДТН

равен

АДТН

.

3. 

Результаты

расчетов

слож

-

нозамкнутой

сети

. 

Полученные

результаты

передаваемой

актив

-

ной

мощности

в

сложнозамкнутой

электрической

сети

 110 

кВ

при

ТНВ

 –32°

С

и

 +30°

С

представлены

на

рисунках

 4 

и

 5 

соответственно

.

283

67

В

таблице

 2 

представлен

расчет

удельных

затрат

для

реконструк

-

ции

существующей

одноцепной

ВЛ

для

проводов

АС

-300 

и

 ACCC 160.

Разница

между

объемами

ка

-

питальных

затрат

на

реконструк

-

цию

существующей

одноцепной

ВЛ

 110 

кВ

составляет

 79% 

в

поль

-

зу

композитного

провода

. 

Таким

образом

, 

применение

композит

-

ных

проводов

при

реконструкции

ЛЭП

в

городах

существенно

эко

-

номичнее

, 

так

как

не

требует

капи

-

тальных

вложений

на

реконструк

-

цию

опор

и

их

установку

.

Объем

капитальных

затрат

для

строительства

вновь

вво

-

димой

ВЛ

.

Среднестатистическая

пригородная

ВЛ

 110 

кВ

оснащена

проводом

марки

АС

-150 

на

опо

-

рах

по

типовому

проекту

. 

В

слу

-

чае

использования

композитных

проводов

альтернативой

является

провод

марки

 ACCC 160, 

приме

-

нение

которого

позволяет

суще

-

ственно

увеличить

передаваемую

мощность

единичной

ВЛ

, 

а

в

не

-

которых

случаях

и

снизить

потери

электроэнергии

. 

На

круговой

диаграмме

, 

пред

-

ставленной

на

рисунке

 6, 

ото

-

бражены

результаты

технико

-

экономического

сопоставления

стоимости

строительства

одно

-

цепной

ВЛ

 110 

кВ

на

 1 

километр

, 

выполненной

с

использованием

традиционного

и

композитного

проводов

.

В

таблице

 3 

представлены

ка

-

питальные

затраты

для

вновь

вводимой

в

эксплуатацию

одно

-

цепной

ВЛ

на

 1 

км

и

удельные

по

-

казатели

капитальных

затрат

на

передаваемый

 1 

А

и

 1 

МВт

макси

-

мальной

загрузки

.

Из

полученных

результатов

следует

, 

что

доля

стоимости

про

-

вода

от

всех

капитальных

вложе

-

ний

в

строительство

ВЛ

 110 

кВ

составляет

около

 8% 

для

тради

-

ционного

провода

и

около

 12% 

для

композитного

провода

. 

Это

в

 3,3–5,3 

раза

меньше

, 

чем

затра

-

ты

на

опоры

, 

и

оказывает

незна

-

чительное

влияние

на

итоговые

значения

капитальных

затрат

. 

При

этом

удельные

показатели

компо

-

зитного

провода

по

капитальным

вложениям

выгоднее

на

 29–35%.

Результаты

технико

-

экономи

-

ческого

сопоставления

удельных

показателей

ВЛ

 110 

кВ

для

раз

-

личных

комбинаций

опор

и

прово

-

да

представлены

в

таблице

 4. 

Как

видно

из

данных

табли

-

цы

 4, 

применение

 ACCC 160 

вы

-

игрывает

по

удельным

показате

-

лям

передаваемой

мощности

на

классе

напряжения

 110 

кВ

для

типовых

задач

внешнего

электро

-

снабжения

в

городских

и

приго

-

родных

условиях

при

мощностях

в

несколько

десятков

МВА

. 

В

случае

значений

передавае

-

мой

мощности

, 

близких

к

предель

-

ным

на

классе

напряжения

 110 

кВ

, 

при

рассмотрении

альтернатив

реконструкции

имеет

смысл

при

-

менение

композитного

провода

ACCC 285. 

Строительство

новой

ВЛ

 110 

кВ

с

традиционным

про

-

водом

оказывается

экономичнее

по

удельным

показателям

только

в

случае

, 

если

ВЛ

построена

в

га

-

баритах

 220 

кВ

с

перспективой

ее

переключения

на

класс

напряже

-

ния

 220 

кВ

.

Учет

разницы

в

потерях

элек

-

троэнергии

. 

Расчет

дисконти

-

рованных

затрат

в

соответствии

с

методическими

указаниями

по

проектированию

 [16] 

позволяет

учесть

разницу

в

потерях

электро

-

Табл

. 3. 

Капитальные

затраты

для

вновь

вводимой

ВЛ

 110 

кВ

на

один

км

Тип

провода

АС

-150

АССС

 160

ДДТН

при

ТНВ

 +25°

С

527

813

S

при

ТНВ

 +25°

С

89

138

Капитальные

затраты

на

строительство

ВЛ

, 

тыс

. 

₽

15 528

16 280

Удельные

показатели

тыс

. 

₽

 / 

А

29,46

20,02

тыс

. 

₽

 / 

МВА

174,47

117,97

Табл

. 4. 

Удельные

показатели

капиталовложений

ВЛ

 110 

кВ

на

 1 

км

Ти

п

опор

и

№

цепей

Ти

п

пров

о

д

а

U

но

м

, 

кВ

ДДТН

 +25°

С

, +25°

С

, 

А

S

 +25°

С

, 

МВ

А

Составляющие

затрат

, 

тыс

. 

₽

/

км

Затраты

, 

тыс

. 

₽

Удельные

показатели

Строительств

о

Опоры

Пров

о

д

Гр

о

зо

тро

с

Из

о

ляция

тыс

. 

₽

 / 

А

тыс

. 

₽

 / 

МВ

А

Одноцепная

П

110-5

АС

-150

110

527

89

4893

6798

1290

354

428

13 763

26,1

154,6

Одноцепная

П

110-5

ACCC 160

110

813

138

4893

6798

2042

354

428

14 515

17,9

105,2

Одноцепная

П

220-5

АСО

-300

110

(220)

803

136

(272)

8813

8248

2161

354

675

20 251

25,2

(12,6)

148,9 

(74,5)

Одноцепная

ЦП

5-1

АСО

-300

110

803

136

9624

11 025

2161

354

428

23 592

29,4

173,5

Одноцепная

ЦП

5-1

ACCC 285

110

1176

199

9624

11 025

2738

354

428

24 170

20,6

121,5

№

 6 (87) 2024

68

ВОЗДУШНЫЕ

ЛИНИИ

энергии

для

провода

АС

-150 

в

сравнении

с

АССС

 160. 

Составля

-

ющие

расчета

сведены

в

таблицу

 5, 

результаты

показаны

на

рисунке

 7.

Из

сравнения

дисконтирован

-

ных

затрат

следует

, 

что

провод

АССС

 160 

выгоднее

АС

-150 

и

оку

-

пается

менее

чем

за

десять

лет

после

ввода

в

эксплуатацию

за

счет

снижения

потерь

вследствие

большего

сечения

.

СЛОЖНОСТИ

ВНЕДРЕНИЯ

КОМПОЗИТНЫХ

ПРОВОДОВ

. 

НАПРАВЛЕНИЕ

ИССЛЕДОВАНИЙ

Несмотря

на

теоретические

технико

-

экономические

преиму

-

щества

композитных

проводов

, 

для

разных

классов

напряжения

и

разной

пропускной

способности

. 

Отсутствуют

полноценные

Руко

-

водящие

указания

по

проектиро

-

ванию

ВЛ

с

композитными

прово

-

дами

.

3. 

Не

выпускаются

  «

стандарт

-

ные

» 

опоры

ВЛ

и

грозотросы

, 

которые

обеспечивают

реализа

-

цию

преимуществ

композитного

провода

в

низкой

стреле

провеса

и

малой

массе

.

4. 

Требования

к

геометрии

ВЛ

и

методика

главы

 2.5 

ПУЭ

не

отра

-

жают

возможностей

композитного

провода

и

ограничивают

его

пре

-

имущества

.

5. 

Закрепленный

в

нормативно

-

технической

документации

под

-

Табл

. 5. 

Составляющие

расчета

дисконтированных

затрат

на

ВЛ

 110 

кВ

Формула

Составляющие

Дисконтированные

затраты

К

 + 

И

ао

 + 

И

п

З

дис

 = 

(1 + 

E

)

t

З

дис

 — 

дисконтированные

затраты

для

проводов

, 

тыс

. 

₽

К

 — 

капитальные

затраты

в

t

-

году

, 

тыс

. 

₽

И

ао

 — 

издержки

на

эксплуатацию

и

ремонт

в

t

-

году

, 

тыс

. 

₽

И

п

 — 

издержки

на

потери

ЭЭ

, 

кВт

·

ч

E

 — 

ставка

дисконтирования

E

 = 8,5%

t

 — 

время

Издержки

на

потери

ЭЭ

И

п

 = 



Р

 · 



год

 · 

Ц

тариф

И

п

 — 

издержки

на

потери

, 

тыс

. 

₽



P

 — 

потери

активной

мощности

, 

кВт

 (

для

провода

АС

-150 



P

 = 210 

кВт

, 

для

провода

АССС

 160 



P

 = 170 

кВт

при

одинаковой

загрузке

)



год

 — 

годовое

число

часов

максимальных

потерь

, 

ч

Ц

тариф

 — 

цена

на

оплату

технологического

расхода

 (

потерь

) 

в

электрических

сетях

, 

руб

./ 

кВт

·

ч

Годовое

число

часов

максимальных

потерь

T

max



год

 = 

0,124 + 

2

10 000



год

 — 

годовое

число

часов

максимальных

потерь

T

max

 = 4500 

ч

 — 

годовое

число

часов

максимальной

нагрузки

, 

ч

Издержки

на

эксплуатацию

и

ремонт

ВЛ

в

году

t

И

ао

 = 



 · 

К

И

ао

 — 

издержки

на

эксплуатацию

и

ремонт

ВЛ

К

 — 

капитальные

затраты

в

t

-

году

, 

тыс

. 

₽



 = 5,9% — 

норма

ежегодных

отчислений

на

ремонт

и

обслуживание

ВЛ

примеры

успешного

использова

-

ния

на

реальных

объектах

энер

-

гетики

, 

перечисленные

ранее

, 

и

наличие

нескольких

производи

-

телей

подобных

проводов

на

тер

-

ритории

РФ

, 

их

использование

в

настоящее

время

не

является

массовым

. 

Основные

сложности

внедрения

:

1. 

Эксплуатационные

характе

-

ристики

композитных

проводов

, 

особенно

ресурс

 (

долговечность

), 

надежность

и

стойкость

к

внеш

-

ним

условиям

требуют

дополни

-

тельных

исследований

, 

подтверж

-

денных

объемной

статистикой

.

2. 

Отсутствуют

типовые

проек

-

ты

ВЛ

 (

опора

-

арматура

-

изоляция

-

провод

) 

с

композитным

проводом

Рис

. 6. 

Расчет

капитальных

затрат

для

вновь

вводимой

в

эксплуатацию

одноцепной

ВЛ

на

один

километр

АС

-150

АССС

 160

256,72; 2%

30,51; 0%

1477,91; 10%

427,87; 3%

353,82; 2%

1289,61; 8%

2041,67; 12%

353,82; 2%

427,87; 3%

1477,91; 9%

256,72; 2%

30,51; 0%

6798,18; 42%

16 280

тыс

. 

р

.

15 528

тыс

. 

р

.

6798,18; 44%

4893,10; 31%

4893,10; 30%

Стоимость

монтажных

работ

, 

тыс

. 

₽

Стоимость

ПИР

, 

тыс

. 

₽

Стоимость

опор

, 

тыс

. 

₽

Стоимость

гирлянды

изоляторов

, 

тыс

. 

₽

Стоимость

провода

, 

тыс

. 

₽

Стоимость

ДТП

, 

тыс

. 

₽

Стоимость

грозотроса

, 

тыс

. 

₽

Стоимость

кадастровых

работ

, 

тыс

. 

₽

70

ВОЗДУШНЫЕ

ЛИНИИ

ход

к

перспективному

развитию

, 

при

котором

провод

ВЛ

выбира

-

ется

округлением

сечения

в

боль

-

шую

сторону

без

заложения

запа

-

са

, 

и

сравнительно

частая

замена

провода

при

росте

нагрузки

сни

-

жают

преимущества

композитного

провода

, 

эффективного

для

при

-

менения

по

принципу

  «

построил

-

забыл

».

6. 

Композитные

провода

не

полностью

совместимы

с

вну

-

тренними

требованиями

отдель

-

ных

субъектов

энергетики

РФ

к

перечню

применяемых

техни

-

ческих

решений

и

зачастую

тре

-

буют

дополнительной

сертифи

-

кации

.

ВЫВОДЫ

1. 

Композитные

провода

обла

-

дают

более

широким

абсолютным

диапазоном

изменения

активного

сопротивления

в

зависимости

от

загрузки

провода

, 

но

при

этом

от

-

носительно

менее

чувствительны

ЛИТЕРАТУРА

1. 

Приказ

Министерства

энергетики

РФ

от

 30.11.2023 

года

№

 1095 «

Об

утверждении

схемы

и

програм

-

мы

развития

электроэнергетиче

-

ских

систем

России

на

 2024–2029 

годы

». URL: https://docs.cntd.ru/

document/1304331795.

2. 

Отчет

о

реализации

в

 2023 

году

Генеральной

схемы

размещения

объектов

электроэнергетики

до

2035 

года

ОАО

 «

ФСК

ЕЭС

» «

Срав

-

нение

фактических

и

прогнозных

показателей

осуществлялось

для

базового

варианта

генеральной

схемы

с

учетом

изменений

, 

внесен

-

ных

распоряжением

Правитель

-

ства

Российской

Федерации

». URL: 

https://www.so-ups.ru/

fi

 leadmin/

fi

 les/

company/future_plan/genshema/
genshena_reports/genshema_2023_
report.pdf.

3. 

ГОСТ

Р

 58670-2019. 

Единая

энер

-

гетическая

система

и

изолиро

-

ванно

работающие

энергосис

-

темы

. 

Планирование

развития

энергосистем

. 

Расчеты

электро

-

энергетических

режимов

и

опре

-

деление

технических

решений

при

перспективном

развитии

энергосистем

. 

Нормы

и

требо

-

вания

. URL: https://docs.cntd.ru/

document/1200169613.

4. 

Приказ

Министерства

энергети

-

ки

РФ

от

 03.08.2018 

№

 630 «

Об

утверждении

требований

к

обес

-

печению

надежности

электроэнер

-

гетических

систем

, 

надежности

и

безопасности

объектов

электро

-

энергетики

и

энергопринимающих

установок

  «

Методические

указа

-

ния

по

устойчивости

энергоси

-

стем

». URL: https://docs.cntd.ru/

document/542630877.

5. 

Доливо

-

Добровольский

М

.

О

. 

Из

-

бранные

труды

  (

о

трехфазном

токе

). 

М

.; 

Л

. : 

изд

-

во

и

тип

. 

Гос

. 

энергет

. 

изд

-

ва

в

Мск

, 1948. 215 

с

.

6. 

Карева

С

.

Н

., 

Кащеев

А

.

В

., 

Наза

-

ров

И

.

А

. 

и

др

. 

Современный

под

-

ход

к

созданию

автоматики

огра

-

ничения

перегрузок

воздушных

линий

 // 

Энергия

единой

сети

, 

2021, 

№

 4(59). 

С

. 76–85. 

7. 

Шамонов

Р

.

Г

., 

Лянзберг

А

.

В

., 

Матве