Актуальность темы магистерской работы состоит в том, что в новой редакции ПУЭ Украины отсутствует экономическое и теоретическое обоснование выбора сечений проводов.
Научная значимость работы состоит в рекомендации области применения сечения проводов.
Практическая ценность результатов работы заключается во внедрении в учебный процесс, а именно в курсовое проектирование.
Выбор минимального сечения проводников по нагреву током продолжительного режима, по термической стойкости и механической прочности, а также по допустимой потере напряжения приводят исходя из технических соображений. Сравнение сечений, выбранных по указанным критериям, определяет наибольшее из них, по которому выбирается стандартное, при этом не принимаются во внимание экономические соображения, учет которых приводит к увеличению сечения проводника, а следовательно и капитальных вложений [1]. Увеличение сечения проводников приводит к уменьшению потерь электроэнергии при её передаче и капитальные вложения довольно быстро окупаются за счет снижения потерь электроэнергии. Критерием выбора экономически целесообразного сечения является минимум приведенных затрат. Экономическим называется сечение, соответствующее минимальному значению приведенных затрат. Экономические сечения могут выбираться по нормированным значениям экономической плотности тока или по экономическим интервалам нагрузки [2].
Задача выбора сечений по экономической плотности была решена с учетом таких технических ограничений: - Равенство продольного активного сопротивления омического:
где p – удельное сопротивление материала, Ом•мм^2/км;
- Отсутствие потерь на корону в воздушных линиях и диэлектрических потерь в кабельных линиях;
- Отсутствие ущерба от перерывов электроснабжения потребителей;
- Прямолинейность зависимости стоимости сооружения 1 км линии (k0) от сечения (F):
где k0’ - составляющая k0, не зависящая от сечения, грн. / км;
k0’’ - составляющая k0, зависит от сечения (коэффициент, определяющий наклон зависимости k0 = f(F) относительно горизонтальной оси), грн/(км*мм2).
При этих допущениях приведеные расходы на линию электропередачи длиной L рассчитываются следующим образом:
где Ен – нормативный коэффициент эффективности капиталовложений;
Клеп - капитальные вложения в сооружение ЛЭП;
Илеп - эксплуатационные расходы на линию электропередачи;
- расходы, связанные с покрытием потерь электроэнергии.
Ежегодные затраты на эксплуатацию линий включают в себя амортизационные отчисления, предназначенные для реновации (полной замены) основных фондов после их износа, а также расходы на обслуживание ЛЭП (капитальный и текущий ремонты элементов ЛЭП, профилактические испытания, общие расходы). Они определяются по норме отчислений pлэп от капитальных вложений.
Расходы, связанные с покрытием потерь электроэнергии (переменные расходы), определяются по среднему тарифу b' на электроэнергию:
где 
- потери мощности при максимальной нагрузке;
Імах - величина тока при максимальной нагрузке;
- время максимальных потери.
Учитывая, что Клеп = k0•L і Илеп = pлеп•Клеп,а также выражения (3), расходы на сооружение и эксплуатацию ЛЭП могут быть записаны в виде
или с учетом (1) і (2)
В общем виде как функция пересечения приведены расходы выглядят следующим образом:
Для определения экономического сечения производную функции (4) по F необходимо приравнять к нулю:
Отсюда при учете выражений для А1 и А2 определяется величина экономического сечения:
Этому сечения соответствует так называемая экономическая плотность тока (jек, А/мм^2), которая определяется по формуле:
Выражение (5) свидетельствует о том, что значение экономической плотности тока определяется большой совокупности параметров. И поэтому требует дифференцированного подхода к определению экономической плотности тока для различных категорий ЛЭП, условий сооружения.
Сечения проводников по экономической плотности тока выбирают для ВЛ напряжением до 500 кВ включительно. Для ВЛ напряжением свыше 500 кВ, а также КЛ напряжением 110 кВ и выше экономические плотности тока не нормируются. Кроме того, выбору по экономической плотности тока не подлежат: сети промышленных предприятий и сооружений напряжений до 1000 В при времени использования максимальной нагрузки до 4000 – 5000 ч; ответвления к отдельным ЭП напряжением до 1000 В и осветительные сети; сети временных сооружений и сооружений со сроком службы до трех – пяти лет.
Достоинства: унифицируется подход к проектированию МЭПТ позволяет избежать разнохарактерность в оценках экономической эффективности (это первый метод в котором кроме капитальных вложений учитывались и стоимости потерянной электроэнергии).
Метод выбора сечений проводников по нормированным экономическим плотностям тока обладает тем недостатком, что эти плотности определены при фиксированных значениях амортизационных отчислений для различных типов линии в предположении линейной зависимости удельной стоимости от сечений. Названные факторы приводят к большим погрешностям при выборе экономических сечений, особенно в неоднородных сетях, отдельные участки которых имеют разные технические и экономические показатели. Существенные погрешности вызывают также большие диапазоны времени использования максимальной нагрузки. Например, для третьего диапазона (см. табл. 1) при Тmax=5000 ч погрешность в определении Fэ составляет 30%, а при Тmax=8760 ч она равна 20% по сравнению с сечением, выбранным для середины временного интервала.
Сечения выбранные по экономической плотности тока проверяются по нагреву токами послеаварийного режима, выполняется также проверка сети по потерям напряжения. Если экономическое сечение меньше сечения требуемого по другим условиям, то надо выбирать наибольшее сечение определяемое этими условиями.
Метод экономической плотности тока был прогрессивным для своего времени однако есть ряд допущений которые значительно снижают эффективность.
К недостаткам можно отнести:
1. В МЭПТ полагается что капитальные вложения прямопропорциональны сечению, это не так, использование унифицированных опор приводит к нарушению пропорциональности.
2. Полагается, что сечение изменяется непрерывно, тогда как сечение дискретно.
3. Полагается, что наибольший ток по которому выбирается сечение постоянный, реально он тоже изменяется, что необходимо учитывать при выборе сечения [5].
Поэтому был разработан метод экономических интервалов (МЭИ). Он основывается на затратах на один километр линии без учета ущерба.
При выборе сечения по экономическим интервалам нагрузки экономическим для данного сечения проводников называется такой интервал нагрузок, в пределах которого приведенные затраты по передаче единицы тока (или мощности) на единицу длины проводника минимальны по сравнению с другими сечениями.
Значения тока на границе экономического интервала определяется равенством затрат двух сечений.
1. МЭИ учитывает реальную экономическую обстановку (первое подкоренное выражение) реальный график электропотребления и изменяющийся тариф на энергоносители.
2. Если второе подкоренное выражение оказывается отрицательным, то это означает, что кривые не пересекаются и какое-то сечение при любых токах будет экономически не целесообразным.
На основе этого метода построены номограммы. В справочниках Шапира и Файбисовича приведены таблицы экономических интервалов токов и мощностей передаваемых по линиям с разным номинальным напряжением.
В методе учитывается изменение наибольшего тока по годам эксплуатации.
Достоинства метода:
1. Учитывается фактическая нелинейная зависимость капвложения от сечения.
2. Учитывается непрерывность изменения 
.
3. Учитывается ступенчатость стандартных сечении.
4. Метод позволяет учитывать динамику роста нагрузок.
5. Сеть выбранную по МЭИ не нужно проверять по потерям напряжения.
Недостаток: при изменении стоимости ЛЭП необходимо либо перестраивать номограммы либо непосредственно строить зависимость ЗF(Iнб).
В России и Европе основным методом выбора сечения проводов при напряжениях до 500 кВ является метод выбора по экономической плотности тока, однако значения плотности тока отличаются от наших, например для России jек=0,8 А/мм^2, а для Европы 0,6 А/мм^2. В Украине также этот метод был основным, однако с 2006 года редакция ПУЕ[8] значительно сужает диапазон сечений: при сооружении ЛЭП с напряжениями 35 - 500 кВ рекомендуется использовать только по одному сечения - 120, 240 и 400 мм^2. При реконструкции сетей напряжением 35 кВ можно использовать сечений 70 и 95 мм^2, 110 кВ - 120 мм^2 (табл. 2).
* Касается линий 35 кВ, являющихся ответвлением от существующих магистральных линий с сечением проводов 70-95 мм^2 или представляющих собой продолжение таких магистралей.
** Касается линий 110 кВ для питания электропотребителей на мощность до 20 МВт или для выдачи мощности электростанций с количеством часов использования установленной мощности до 2500 (ветровые, газотурбинные пиковые электростанции и т.п.).
*** Перспективное развитие линий 220 и 500 кВ ограничено.
**** Развитие линий 400 кВ не предусматривается.
Электрический расчет сечений проводов отсутствует. Кроме того, перспективное развитие сетей напряжениями 220 и 500 кВ считается ограниченным. В связи с такими рекомендациями ПУЭ возникают недоразумения. Например: почему при выпуске проводов сечением 70 и 95 мм^2 их не рекомендуется использовать при реконструкции сетей напряжением 110 кВ, при значительной протяженности в Украине сетей напряжением 220 кВ дальнейшее их развитие ограничено. Ранее при каждом напряжении использовалось несколько сечений. Так, при напряжении 35 кВ можно было использовать 3 сечения (95, 120 и 150 мм^2), при напряжении 110 кВ - 6, при напряжении 220 кВ - 5. При напряжениях 330 и 500 кВ использовалась расщепленная конструкция фазы: три сечения при каждом напряжении. Поэтому необходимо выполнить подробный анализ рекомендаций ПУЭ [8] отношении выбора сечений проводов воздушных ЛЭП на примере действующих электрических сетей.
1. Пелисье Рене Электрические системы/Пер. с франц. [Предис. и комент. В. А. Веникова ]. // М.: Высш. Школа 1982.-568 с.
2. Плащанский Л. А. Основы электроснабжения горных предприятий/Л. А. Плащанский// – М.: Издательство Московского государственного горного университета, 2006.-499 с.:ил.
3. Воротницкий В. Э. Инструкции по снижению технологического расхода электрической энергии на передачу по электрическим сетям энергоносителей и энергообъединений. / В. Э. Воротницкий, Ю. С. Железко Ю. С.// М. СПО. Союзтехэнерго 1987.
4. Правила устройства электроустановок. //Х.: Изд-во «Форт», 2009.-704 с.
5. Идельчик В. И. Электрические системы и сети: Учебник для вузов./ В. И. Идельчик // М.: Энергоатомиздат, 1989. – 592 с.: ил.
6. Ершевич В. В. Справочник по проектированию электроэнергетических систем/В. В. Ершевич, А. Н. Зейлигер, Г. А. Илларионов и др.; Под. ред. С. С. Рокотяна и И. М. Шапиро. – 3-е изд., перераб. и доп. // М.: Энергоатомиздат, 1985. – 352 с.
7. Файбисович Д. Л. Справочник по проектированию электроэнергетических систем / Д. Л. Файбисович// М.: Энергоатомиздат, 2006.-300с.
8. ПУЭ 7-е издание - Нормативно-техническая документация [Электронный ресурс].- Сайт режимщиков: - http://www.rza.org.ua/down/o-51.html