 |
Тема 6.4. Потери активной мощности и энергии в линиях СВН
|
|
|
|
Потери энергии в сетях всех классов напряжения составляют около 13 % всей вырабатываемой электроэнергии (данные 2005 г. ). При этом основная доля потерь (свыше 70 %) приходится на сети напряжением 110 кВ и ниже. Потери энергии в сетях 330—750 кВ составляют около 18 % суммарных потерь. Однако, учитывая большие потоки мощности, передаваемые по этим сетям, в абсолютных значениях потери достаточно велики. Поэтому снижение потерь энергии в электропередачах СВН очень важно.
Рассмотрим этот вопрос подробнее. В соответствии с действующими нормативными документами потери электроэнергии складываются из технологических потерь при ее транспортировке и потерь, обусловленных погрешностями системы учета электроэнергии при ее реализации.
Под технологическими потерями электроэнергии понимается сумма двух составляющих: технических потерь, связанных с физическими процессами в линиях и другом оборудовании электропередачи, и потерь за счет расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций.
Ниже рассматриваются только технические потери активной мощности и энергии в электропередачах СВН. Их сумма складывается из потерь на нагрев проводов, потерь на корону, потерь в трансформаторах, автотрансформаторах, синхронных компенсаторах (СТК, Статком) и шунтирующих реакторах, потерь на утечки по изоляторам и плавку гололеда.
Приведенные технические потери в свою очередь могут быть разделены на следующие группы:
- нагрузочные потери, зависящие от нагрузки электропередачи (потери на нагрев проводов, нагрузочные потери в трансформаторах, автотрансформаторах, синхронных компенсаторах);
- условно-постоянные потери, зависящие от состава включенного оборудования (потери в стали трансформаторов и автотрансформаторов, потери в синхронных компенсаторах и шунтирующих реакторах);
|
|
|
- потери, зависящие от погодных условий и, следовательно, от региона, в котором проходит данная электропередача (потери на корону, на утечки по изоляторам, на плавку гололеда).
Все эти потери зависят от длины линии, передаваемой мощности, состава оборудования и других факторов, которые учесть достаточно трудно. Расчеты потерь активной мощности и энергии следует вести для каждого конкретного случая с учетом всех его особенностей. Однако следует отметить, что основными составляющими потерь в электропередаче являются потери на нагрев проводов и на их коронирование.
Для оценки долевого участия всех перечисленных выше составляющих в суммарных потерях электропередачи в качестве примера рассмотрим электропередачу 500 кВ длиной 500 км с проводами 3хАС-400/51 при наибольшей передаваемой мощности 
. На электропередаче установлено два реактора мощностью 
; число часов использования наибольшей нагрузки линии 
в год; время потерь 
ч/год; регион — средняя полоса европейской части России.
Расчеты отдельных составляющих среднегодовых потерь, проведенные по общепринятым методикам, позволили получить для данной линии результаты, представленные в табл. 6. 3.
Коэффициент полезного действия электропередачи по энергии равен 95 %.
Как можно видеть, основными составляющими потерь для данной линии являются потери энергии на нагрев проводов и на корону (свыше 90 % суммарных потерь). Аналогичные соотношения будут и для других протяженных линий СВН.
Таблица 6. 3
Потери энергии в электропередаче 500 кВ длиной 500 км
Рис. 6. 20. Схема замещения линии для расчета потерь активной мощности
Поэтому для уменьшения потерь энергии в электропередачах необходимо, прежде всего рассматривать мероприятия, направленные на снижение потерь энергии на нагрев проводов линии и на корону. При этом желательно, чтобы эти мероприятия носили режимный характер, поскольку при этом не требуются большие капиталовложения.
|
|
|
Рассмотрим составляющие потерь активной мощности в линии, представленной П-схемой замещения (рис. 6. 20). При этом будем исходить из того, что параметры схемы замещения определены прямым методом, исключающим какие-либо упрощения и погрешности.
Суммарные потери мощности в некомпенсированной линии для схемы на рис. 6. 20 определяются как
(6. 53)
Выразим величины 
через параметры режима конца линии:
(6. 54)
Квадрат напряжения в начале линии определяется как
или
(6. 55)
где 
Подставив (6. 54) и (6. 55) в уравнение (6. 53), после преобразований получим
(6. 56)
где 
коэффициенты, не зависящие от режима линии и определяемые только параметрами схемы замещения:
(6. 57)
Коэффициент 
имеет единицу измерения проводимости (1/Ом), коэффициент 
- сопротивления (Ом), коэффициенты 
и 
— безразмерные.
В уравнении (6. 56) можно выделить три составляющие. Первая из них представляет собой потери холостого хода и не зависит от перетоков активной и реактивной мощностей по линии, вторая определяется передаваемой активной мощностью, третья перетоками реактивной мощности.
Режимные условия, соответствующие минимуму потерь в линии 
, можно найти, взяв частные производные по напряжению 
по реактивной мощности 
и приравняв их к нулю.
Из производной 
получим
(6. 58)
Левая часть (6. 58) представляет собой потери холостого хода, правая — нагрузочные потери. Отсюда следует, что минимальные потери в линии (максимальный КПД) будут при малой нагрузке линии, поскольку потери холостого хода составляют незначительную часть нагрузочных потерь в режимах больших нагрузок. По мере увеличения длины линии потери холостого хода будут возрастать за счет увеличения потерь на корону, и, следовательно, максимальный КПД будет обеспечиваться при больших нагрузках линии.
Взяв производную 
и приравняв ее к нулю, будем иметь
(6. 59)
Отсюда следует, что значение реактивной мощности 
, соответствующее минимальным потерям, определяется значением напряжения 
.
|
|
|
Подставив это значение 
в уравнение (6. 58), после преобразований получим
(6. 60)
где 
— коэффициент, определяемый параметрами схемы замещения,
(6. 61)
Из (6. 60) следует, что для обеспечения минимальных потерь в линии следует изменять напряжение 
в функции 
. Соответствующие зависимости, построенные по уравнению (6. 60) применительно к линии 500 кВ с проводами 3хАС-400/51 для линий разной длины, приведены на рис. 6. 21.
Анализ этих зависимостей показывает следующее:
- при изменении передаваемой по линии мощности от 
до 1 
требуемый по условиям снижения потерь мощности диапазон изменения напряжения 
очень широк. При этом его верхняя граница далеко выходит за допустимые пределы по условиям изоляции линии ( 
) Нижнюю границу невозможно обеспечить за счет существующих в настоящее время средств регулирования (РПН автотрансформаторов), так как для этого требуется значительное снижение напряжения 
;
- при учете технических ограничений по напряжению (сверху — 
, снизу — возможный диапазон регулирования за счет устройств РПН автотрансформаторов) диапазон изменения активной мощности, в котором возможно такое регулирование, получается очень узким. При этом ширина этого диапазона снижается с уменьшением длины линии (для линии длиной 1000 км этот диапазон составляет 450—650 МВт, для линии 300 км — 220—320 МВт).
Рис. 6. 21. Зависимость напряжения конца линии от передаваемой мощности при минимизации потерь:
; 4 — ограничение сверху (525 кВ); 5 — ограничение снизу (440 кВ)
Кроме того, этот диапазон расположен в зоне малых нагрузок, когда потери в линии и без того относительно малы;
похожие зависимости получаются и для линий 750 и 1150 кВ. При этом для относительно коротких линий (300—500 км) ситуация примерно такая же, как и для линий 500 кВ. Однако для линии 1150 кВ длиной 1000 км диапазон возможного регулирования напряжения 
смещен в зону мощностей 
;
|
|
|
- при существующих ограничениях диапазона изменения напряжения метод снижения потерь активной мощности путем регулирования напряжения в конце линии целесообразно применять только для протяженных линий ультравысокого напряжения. Однако и там могут возникать сложности с созданием необходимого оборудования. Для линий более низких классов напряжения применение этого метода представляется нецелесообразным.
Одним из действенных средств снижения потерь энергии может служить уменьшение плотности тока в проводах линии. Однако это требует увеличения сечения проводов и, как следствие, увеличения стоимости линии.
Поскольку потери активной мощности и энергии зависят от перетоков реактивной мощности в линии, которые возрастают с увеличением расстояния (плеча) перетока, то одним из мероприятий по снижению этих потерь может служить уменьшение длины плеча перетока. Для этого следует использовать возможно более равномерную расстановку компенсирующих устройств вдоль линии. Однако при этом к потерям в самой линии будут добавлены потери в компенсирующих устройствах. Оптимальное распределение компенсирующих устройств по линии с целью снизить суммарные потери мощности и энергии требует отдельного рассмотрения, которое здесь не приводится.
Снижение потерь на корону достигается главным образом выбором рациональной конструкции фазы. Снижение этих потерь за счет режимных мероприятий малоэффективно.
Выше (гл. 3) было показано, что при передаче мощности, равной натуральной, в идеализированной линии осуществляется взаимная компенсация емкостной и индуктивной составляющих реактивной мощности. Поэтому может сложиться впечатление, что этот режим оптимален с точки зрения потерь и при этом достигается максимальный КПД линии по мощности. Однако это впечатление ошибочно, так как в реальной линии при передаче активной мощности, равной натуральной, реактивная мощность не равна нулю, она только минимизируется. Кроме того, остаются потери холостого хода и потери за счет активной мощности [см. (6. 56)]. При этом последние будут иметь достаточно большое значение, поскольку натуральная мощность сама по себе велика. Потери холостого хода будут возрастать с увеличением длины линии.
Максимальный КПД при передаче натуральной мощности может быть достигнут лишь при длине линии 1500 км. При меньшей длине линий мощность, соответствующая максимальному КПД, будет меньше натуральной.
На рис. 6. 22 приведены зависимости КПД по мощности линий 500 кВ различной длины от передаваемой мощности. Расчеты проводились по П-схеме замещения с проводами 3хАС-400/51 с учетом среднегодовых потерь на корону. При относительно малой длине линий (З00—500 км) мощность, соответствующая максимальному КПД, много меньше натуральной. При увеличении длины линии эта мощность также увеличивается и при длине линии 1400 км достигает 
. При этом одновременно снижается КПД линии. Это связано с тем, что при увеличении длины линии возрастает влияние потерь на корону, что проявляется в снижении максимального КПД линии и увеличении мощности, ему соответствующей. Результаты расчетов для линий с учетом влияния короны приведены в табл. 6. 4.
|
|
|
Годовые потери энергии в линии 
рассчитываются по уравнению
, (6. 62)
Рис. 6. 22. Зависимость КПД линии от передаваемой мощности при разной длине линий:
1 — 300 км; 2 — 500 км; 3 — 700 км; 4 — 1000 км; 5 — 1200 км; 6 — 1400 км
Таблица 6. 4
КПД по мощности для линий различной длины в зависимости от влияния короны
где 
— среднегодовые потери мощности на корону; 
— потери мощности на нагрев проводов в режиме наибольших нагрузок; 
— время потерь.
Потери энергии в шунтирующих реакторах 
определяются как
(6. 63)
где 
— потери мощности в реакторе при номинальном напряжении 
; 
— время работы реактора в течение года (при 
< 4000 ч 
= 6000 ч; при 
> 4000 ч 
= 3000 
5000 ч; для неотключенных реакторов 
= 8760 ч).
Определение потерь мощности и энергии в синхронных компенсаторах было рассмотрено в подпараграфе 6. 2. 4.
В заключение сформулируем возможные мероприятия по снижению потерь мощности и энергии в воздушных линиях СВН:
- выбор рациональной конструкции фазы, позволяющей снизить потери на корону;
- снижение плотности тока в проводах линии (в допустимых пределах);
- равномерное распределение компенсирующих устройств вдоль электропередачи, чтобы уменьшить длину плеча перетока реактивной мощности;
- поддержание возможно более высокого напряжения в узлах электропередачи для снижения значения тока в фазах линии (в режимах наибольших нагрузок);
- регулирование напряжения в конце линии (для очень протяженных электропередач).
|
|
|
