Электрические сети

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

Напряжение,

кВ

Наибольшая передаваемая

мощность, МВт

Наибольшее расстояние

передачи, км

0,38 0,05 – 0,10 0,5 – 1,0
10 2,0 – 3,0 10 – 15
35 5 – 10 30 – 50
110 25 – 50 50 – 150
150 40 – 70 100 – 200
220 100 – 200 150 – 250
330 200 – 300 300 – 400
500 700 – 900 800 – 1200
750 1800 – 2200 1000 – 1500
1150 4000 – 6000 2000– 3000

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

Марка Диаметр,

мм

Сечение, мм2 Сопротивление,

Ом/км

Разрывное

усилие, кг

Масса,

кг/км

Аэросопр.
АС 240/56 22,4 241/56,3 (100%) 0,12182 9778 1106 0,95
AERO-Z 346-2Z 22,4 345,65 (143%) 0,0974 11132 958 0,8
AERO-Z 366-2Z 23,1 366,13 (151%) 0,0919 11617 1014 0,8

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.

Высокотемпературные провода воздушных линий

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 (𝑡𝑚𝑎𝑥 = 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.

Высокотемпературные провода воздушных линий

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 𝑈ном, В, формулой:

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

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

Таблица 3. Ориентировочная передаваемая мощность и длина линии электропередачи

Напряжение

линии,

кВ

Количество проводов

в фазах

и наиболее

применяемые

площади сечения,

кв. мм

Передаваемая

мощность,

МВт

Длина линии

электропередачи, км

натуральная При плотности

тока 1,1 А/мм2

Предельная

при КПД,

равном 0,9

Средняя между

соседними

подстанциями

220 (1*240) – (1*400) 135 90 – 150 400 100
330 (2*240) – (2*400) 360 270 – 450 700 130
500 (3*330) – (3*500) 900 770 – 1300 1200 280
750 (5*300) – (5*400) 2100 1500 – 2000 2200 300
1150 (8*300) – (8*500) 5200 4000 – 6000 3000

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 𝑃нат – натуральная мощность линии без потерь;

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

L – протяженность линии.

Таблица 4. Характеристика пропускной способности линий электропередач

Uном, кВ Длина линии, км Количество проводов в

фазах, умноженное на

их наиболее применяемое

сечение, мм2

Натуральная

мощность,

Pнат,

МВт

Пропускная

способность

по устойчивости по нагреву
МВт доли

Pнат

МВт доли

Pнат

220 150 – 250 1 х 300 120 350 2,9 280 2,3
330 200 – 300 2 х 300 350 800 2,3 760 2,2
500 300 – 400 3 х 300 900 1350 1,5 1740 1,9
750 400 – 500 5 х 300 2100 2500 1,2 4600 2,1
1150 400 – 500 8 х 300 5300 4500 0,85 11000 2,1

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

Вид погоды Потери мощности от токов утечки, кВт/км,

для ВЛ напряжением, кВ

6 10 35 110 220 330 500 750
Хорошая (с влажностью менее 90 %),

сухой снег, изморозь, гололед

0,011 0,017 0,035 0,055 0,069 0,103 0,156 0,235
Дождь, мокрый снег, роса, хорошая

погода с влажностью 90 % и более

0,094 0,153 0,324 0,510 0,637 0,953 1,440 2,160
Туман 0,154 0,255 0,543 0,850 1,061 1,587 2,400 3,600

Таблица 6. Удельные потери электроэнергии от токов утечки по изоляторам

Регион Удельные потери электроэнергии,

тыс. кВт*ч/км в год, при напряжении, кВ

6 10 35 110 220 330 500 750
1 (области – Белгородская, Брянская, Московская, Смоленская) 0,31 0,51 1,07 1,68 2,10 3,14 4,75 7,13
2 (области – Ленинградская, Новгородская, Псковская) 0,28 0,45 0,95 1,49 1,86 2,78 4,20 6,31
3 (края – Алтайский, Красноярский, Приморский;

области – Иркутская, Кемеровская, Новосибирская,

Омская, Свердловская, Томская, Тюменская, Читинская)

0,16 0,26 0,55 0,86 1,08 1,61 2,43 3,66

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

Номинальное

напряжение линии,

кВ

(материал опоры)

Количество цепей Количество проводов

в фазе, умноженное

на сечение провода,

кв. мм

Потери мощности на

корону, кВт/км, при

погоде

Хорошая Сухой снег Влажная Изморозь
750 1 4х600 4,6 17,5 65,0 130,0
750 1 5х240 3,9 15,5 55,0 115,0
500 1 3х400 2,4 9,1 30,2 79,2
330 1 2х400 0,8 3,3 11,0 33,5
220 (ст) 1 1х300 0,3 1,5 5,4 16,5
220 (жб) 1 1х300 0,4 2,0 8,1 24,5
220 (ст) 2 1х300 0,6 2,8 10,0 30,7
220 (жб) 2 1х300 0,8 3,7 13,3 40,9
110 (ст) 1 1х120 0,013 0,04 0,17 0,69
110 (жб) 1 1х120 0,018 0,06 0,3 1,10
110 (ст) 2 1х120 0,015 0,05 0,25 0,99
110 (жб) 2 1х120 0,02 0,07 0,35 1,21

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

Номинальное напряжение

линии, кВ

(материал опор)

Количество

цепей

Количество проводов

в фазе,  умноженное

на сечение  провода,

кв. мм

Удельные потери электроэнергии

на корону, МВт*ч/км в год,

в регионе

1 2 3
750 1 4х600 167,2 189,8 177,3
750 1 5х240 144,6 163,8 153,6
500 1 3х400 93,2 106,0 103,4
330 1 2х400 35,2 39,9 39,8
220 (ст) 1 1х300 13,3 14,8 15,3
220 (жб) 1 1х300 19,3 21,5 22,2
220 (ст) 2 1х300 24,7 27,5 28,5
220 (жб) 2 1х300 32,9 36,6 37,9
110 (ст) 1 1х120 0,72 0,80 0,85
110 (жб) 1 1х120 1,15 1,28 1,36
110 (ст) 2 1х120 0,96 1,07 1,13
110 (жб) 2 1х120 1,25 1,39 1,47

 

Добавить комментарий

Ваш e-mail не будет опубликован. Обязательные поля помечены *