Увеличения пропускной способности электропередач и снижение потерь активной мощности

Основу системы передачи электрической энергии от электрических станций, её производящих, до крупных районов электропотребления или распределительных узлов ЭЭС составляют развитые сети электропередач или отдельные электропередачи внутрисистемного и межсистемного значения (системообразующие сети) и питающие сети напряжением 220 кВ и выше.

Номинальное напряжение линий электропередачи зависит от передаваемой мощности, количества цепей и расстояния (дальности), на которое передается электроэнергия. Выбор номинальных напряжений выполняют на этапе проектирования системы передачи электроэнергии по экономически целесообразным параметрам линий электропередачи переменного тока (табл. 1). Отметим, что чем больше передаваемая мощность и протяженность линии, тем выше по техническим и экономическим причинам должно быть номинальное напряжение электропередачи.

До настоящего времени проблема увеличения пропускной способности линий электропередачи с неизолированными сталеалюминиевыми проводами в основном решалась следующими способами:

• замена проводов на большие поперечные сечения;
• расщепление фазы;
• строительство дополнительных воздушных линий;
• повышение номинального напряжения.

Таблица 1. Экономически целесообразные параметры линий электропередачи переменного тока

Поскольку неизолированный сталеалюминиевый провод большего сечения обладает и большей массой, и диаметром, что при заданных стрелах провеса, ветровых и гололедных воздействиях создает повышенные механические нагрузки на элементы опор, на которые старые опоры часто не рассчитаны, то возникает необходимость в установке дополнительных промежуточных опор в пролетах линии или установке новых (замене) опор. Строительство дополнительных воздушных линий требует значительных капиталовложений, временных затрат и получения разрешений на строительство.

В условиях пиковых нагрузок стандартный стальной сердечник сталеалюминиевого провода перегревается и расширяется, провод растягивается под действием собственной массы и провисает ниже допустимой величины, что часто приводит к его обрыву или замыканию на землю. Аналогичная ситуация возникает при больших механических нагрузках, например, сильных снегопадах — провод обрывается под массой налипающего на него снега, или сильных ветрах, чрезвычайно низких или высоких температурах окружающей среды.

Для устранения вышеприведенных недостатков существующие сталеалюминиевые провода (ACSR) заменяют на высокотемпературные провода. Эти провода относятся к категории, известной как высокотемпературные провода с малыми стрелами провеса (HTLS conductors) приблизительно такого же диаметра, как и исходный провод, используя существующие опоры воздушной линии. Высокотемпературными именуются провода, предназначенные для длительной эксплуатации при повышенных температурах (свыше 100°С). Для стандартных сталеалюминевых (ACSR) проводов длительно допустимые токи соответствуют нагреву до 90°С, тогда как для высокотемпературных проводов длительно допустимая рабочая температура составляет 120 – 250°С (в зависимости от типа применяемого провода). Замена провода существующей линии одним из таких высокотемпературных проводов позволяет увеличить допустимую токовую нагрузку в 1,6 – 3 раза в зависимости от того, способен ли используемый при замене высокотемпературный провод достичь максимальной рабочей температуры в пределах нормируемого габарита.

Одним из путей решения проблемы повышения пропускной способности воздушной линии электропередач (ВЛ) является применение так называемых компактных проводов типа АERO-Z, сечение проволок верхних токопроводящих слоев которых напоминает букву «Z». В табл. 2 приведены сравнительные характеристики сталеалюминевого провода АС 240/56, AERO-Z 346-2Z и AERO-Z 366-2Z.

Провод AERO-Z из-за формы проволоки имеет повышенную крутильную жесткость, а поэтому лучше противостоит гололедным образованиям. Гладкая поверхность провода приводит к тому, что при ветровых колебаниях аэродинамическое демпфирование провода AERO-Z существенно меньше, чем у классических проводов. Однако стоимость за километр провода AERO-Z примерно в шесть раз выше по сравнению с проводом АС. В проводе AERO-Z не допускается длительного повышения температур свыше 80℃.

Таблица 2. Сравнительные характеристики провода АС и компактных проводов типа АERO-Z

В мировой практике высокотемпературные провода для воздушных линий могут изготавливаться с токопроводящими проволоками трапециевидной формы (рис. 1,а), с зазором между стальным сердечником и токопроводящими проволоками трапециевидной формы (провода GTACSR компании «J-Power», Япония) (рис. 1,б), или с токоведущими проволоками Z-формы (рис. 1,в), чтобы не допускать пустот в поперечном сечении провода.

Рис. 1. Высокотемпературные провода ВЛ: а – компактный провод; б – провод GTACSR с зазором с внешним повивом из круглых или трапециевидных проволок; в – провод с проволоками Z-формы

Особенность провода GTACSR с зазором между стальным сердечником и токопроводящими проволоками в том, что при повышенной температуре (???? = 150℃) все тяжение приходится на стальной сердечник, и, соответственно, коэффициент расширения и модуль упругости, провода как целого, совпадают с характеристиками стали. Поэтому провод значительно меньше подвержен удлинению за счет возрастания температуры. При рабочих температурах стрела провеса провода ощутимо меньше, чем для проводов АС.

Опыт применения проводов повышенной пропускной способности в промышленно развитых странах показал, что пропускная способность ВЛ за счет применения компактных или высокотемпературных проводов может быть увеличена на величину от нескольких десятков до нескольких сот процентов по отношению к проводам АС (ACSR). Однако в каждом случае применение проводов повышенной пропускной способности должно быть оправдано экономически и эффективностью решаемых задач оптимизации конструкции линий.

Стоимость переоборудования ВЛ для некоторых проводов нового поколения незначительно превышает стоимость переоборудования на провода АС, но эффективность повышения пропускной способности перекрывает дополнительные затраты, позволяет достигнуть требуемых токов значительно быстрее и дешевле, понижает нагрузки на опоры, снижает тяжение, ветровую и гололедную нагрузки и, в конечном итоге, повышает надежность самой ВЛ и системы линий в целом.

Таким образом, при наличии многих изменений в способе планирования и эксплуатации систем передачи энергии, а также внедрения инновационных технологий, необходимо увеличивать плотность тока существующих линий электропередачи.

Некоторые разновидности высокотемпературных неизолированных проводов зарубежных фирм для ВЛ с краткими характеристиками приведены на рис. 2.

Рис. 2. Высокотемпературные провода ВЛ

Отметим, что в связи с отличием конструкции и работы проводов от классических, потребуется изменение расчетных программ для проектирования линий, а также изменение подхода к оптимизации ВЛ. Повышение пропускной способности ВЛ требует дополнительных затрат. Однако, временные и финансовые затраты на переоборудование ВЛ с применением проводов повышенной пропускной способности значительно ниже, чем затраты на постройку новой ВЛ.

На современном этапе развития ЭЭС ориентировочная передаваемая мощность и длина линии электропередачи в зависимости от класса напряжения характеризуются данными, приведенными в таблице 3, где КПД – коэффициент полезного действия линии.

Под пропускной способностью линии электропередачи понимается наибольшая активная мощность трех фаз электропередачи, которую можно передать в длительном установившемся режиме с учетом режимнотехнических ограничений.

Наибольшая передаваемая активная мощность (предел) электропередачи ограничивается условиями статической устойчивости генераторов электрических станций, передающей и приемной частей ЭЭС, связанных данной передачей с номинальным напряжением ?ном, В, формулой:

и допустимой мощностью по нагреванию проводов линии заданного сечения с допустимой силой тока ?доп

где E и U – ЭДС генераторов передающей станции и напряжение приемной системы; ?_Σ и cos φ – результирующее (суммарное) индуктивное сопротивление и коэффициент мощности электропередачи.

Таблица 3. Ориентировочная передаваемая мощность и длина линии электропередачи

Из практики эксплуатации ЭЭС следует, что пропускная способность электропередач напряжением 500 – 750 кВ обычно определяется фактором статической устойчивости, для электропередач напряжением 220 – 330 кВ ограничения могут наступать как по условию устойчивости, так и по допустимому нагреванию.

Предельную передаваемую мощность можно сопоставить с её натуральной мощностью (табл. 4). Приняв напряжения неизменными и равными номинальному напряжению по концам линии, получим:

где ?нат – натуральная мощность линии без потерь;

α – коэффициент изменения фазы волны напряжения (силы тока);

L – протяженность линии.

Таблица 4. Характеристика пропускной способности линий электропередач

Для обеспечения и повышения пропускной способности системообразующих электропередач по условию устойчивости параллельной работы генераторов станций и снижение потерь электроэнергии при ее передаче до потребителя применяются определенные мероприятия и устройства:

• на дальних ЛЭП используют наиболее высокие из освоенных номинальных напряжений 500, 750 кВ. В ближайшем будущем будет широко применятся напряжение 1150 кВ. С увеличением напряжения увеличивается предельная мощность электропередачи и снижаются потери мощности и энергии в активном сопротивлении линии, но при этом возрастает стоимость ВЛ и оборудования подстанций, потери энергии на корону и емкостный ток линии;
• снижение суммарного реактивного сопротивления электропередачи, включающее сопротивление генераторов, также повышает предел мощности по статической устойчивости, уменьшаются потери напряжения, но возрастает сила тока короткого замыкания, для отключения которой необходимы более мощные и дорогие выключатели;
• снижение суммарного реактивного сопротивления за счет применения на удаленной станции генераторов с пониженным синхронным сопротивлением и трансформаторов на повышающей подстанции, имеющие сниженное напряжение короткого замыкания и сопротивление. На понижающей подстанции в конце электропередачи устанавливают автотрансформаторы, сопротивление которых меньше, чем у трансформаторов;
• расщепление фазы на несколько проводов и совершенствование конструкций опор линий снижают индуктивность и индуктивное сопротивление линий на 25 – 35 %, повышают её натуральную мощность и критическое напряжение короны, но при этом усложняется конструкция линий, увеличивается её стоимость и возрастает емкость линии, увеличивается емкостной ток и соответствующая ему мощность;
• снижение индуктивного сопротивления за счет последовательного включения в линию конденсаторных установок продольной компенсации (УПК). Однако при этом повышается стоимость ЛЭП и увеличиваются токи короткого замыкания.
• для уменьшения емкостных токов проводимость линии компенсируют включением на шины высшего напряжения удаленной электростанции и в переключательных пунктах линии установок (реакторов) поперечной компенсации (РПК);
• для уменьшения реактивной мощности длинной линии при максимальной нагрузке реактивную мощность регулируют на приемной подстанции и в некоторых случаях на промежуточных подстанциях или ПП путем установки источников реактивной мощности – синхронных, статических тиристорных компенсаторов;
• замена сталеалюминиевых проводов (ACSR) на высокотемпературные и компактные провода с сохранением внешнего диаметра провода, но с увеличенным сечением алюминиевой части за счет сокращения площади пустот применением формы проволоки отличной от круглой.

Основным направлением технической политики электросетевого комплекса (ЭСК) в части энергосбережения и повышения энергетической эффективности является реализация мероприятий в том числе направленных на снижение потерь электроэнергии при ее передаче по магистральным и распределительным сетям ЭСК. Обычно значение технических потерь электроэнергии находится в диапазоне 5 – 7%, но вследствие старения оборудования, плохого обслуживания, использование устаревших систем учета электроэнергии, ошибок проектирования эти цифры составляют 10 – 12%. Значения удельных потерь мощности от токов утечки по изоляции и изоляторам воздушных линий, а также на корону на линиях с типовыми конструкциями фаз (на одну цепь) в зависимости от погодных условий, уровня напряжения и региона приведены в таблицах 5 – 8.

Таблица 5. Удельные потери мощности от токов утечки по изоляции воздушных линий

Таблица 6. Удельные потери электроэнергии от токов утечки по изоляторам

Таблица 7. Удельные потери мощности на корону на линиях с типовыми конструкциями фаз (на одну цепь)

Таблица 8. Удельные потери электроэнергии на корону (на одну цепь)