Дистанционный раздел программы повышения квалификации руководителей и (стр. 22 )

  Расчет нагрузочных потерь, связанный с учетом изменения нагрузки во времени может осуществляться несколькими методами. Время потерь зависит от характера изменения как активной, так и реактивной нагрузки элемента.

Величины потерь электрической энергии в объектах электрических сетей даны в таблице.

Таблица. Структура потерь электрической энергии в ЛЭП и на подстанциях

Объекты электрической сети	Потери электрической энергии, %
Нагрузочные	На хх и корону	Всего
ЛЭП	60	5	65
Подстанции	15	20	35
Все	75	25	100

  Величина потерь электроэнергии зависит не только от элементов сетей, но и от их номинального напряжения. Чем выше доля электрических сетей данного номинального напряжения, тем выше и доля потерь электроэнергии от общих потерь. В целом по России структура потерь электроэнергии в линиях и трансформаторах приведена ниже.

Uном, кВ	Потери, %	Uном, кВ	Потери, %
750 500 330 220 110 0,4 – 35	1 9 7 16 28 32	Потери на корону Потери в остальных элементах СЭС Собственные нужды	2 3 2

  Все мероприятия по снижению потерь электрической энергии делятся на три группы:

  •        организационные - по совершенствованию эксплуатации оборудования электрических сетей и оптимизации их схем и режимов;

  •        технические – пo реконструкции, модернизации и строительству сетей;

  •        мероприятия по совершенствованию учета электрической энергии, которые могут быть как практически беззатратными, так и требующими дополнительных затрат. Эти мероприятия нe снижают существующих потерь электроэнергии, однако они упорядочивают учет, уточняют исходную информацию и в ряде случаев снижают коммерческие потери.

  Организационными мероприятиями являются:

  •        оптимизация режимов по напряжению и реактивной мощности;

  •        оптимизация мест размыкания сетей 6...35 кB;

  •        перевод генераторов электростанций в режим СК при недостатке реактивной мощности в ЭЭС;

  •        отключение трансформаторов в режимах малых нагрузок;

  •        выравнивание нагрузок фаз в электрических сетях 0,38 кB и др.

  Технические мероприятия включают в себя:

  •        установку компенсирующих устройств;

  •        замену проводов на провода с большим сечением;

  •        замену перегруженных и недогруженных трансформаторов;

  •        установку трансформаторов с РПН, ЛP, ВДТ, шунтирующих реакторов и т. п.;

  •        установку устройств регулирования потоков мощности в неоднородных замкнутых сетях высокого и сверхвысокого напряжения;

  •        перевод сетей на более высокое номинальное напряжение и др.;

  •        замена проводов, исключающих несанкционированные подключения.

  Существенного снижения потерь мощности в сети с преобладанием двигательной асинхронной нагрузки можно достичь увеличением напряжения или компенсацией реактивной мощности.

  Регулирование напряжения условно можно разделить на централизованное и местное. Централизованное регулирование осуществляется на шинах станций и охватывает, как правило, всю электрическую сеть. Однако при этом следует контролировать два момента: увеличение потерь на корону в сетях 330 – 750 кВ из-за повышения напряжения на проводах и недопустимое увеличение напряжения у потребителей.

  Первое обстоятельство может свести на нет эффект от снижения потерь мощности на рассматриваемом элементе, второе – не позволит централизовано повысить напряжение из-за недопустимого повышения напряжения у потребителей и на трансформаторах, находящихся вблизи станции.

  Местное регулирование напряжение является более гибким мероприятием, так как приводит к повышению напряжения только на части сети, практически не затрагивая остальную сеть. Следует однако отметить, что повышение напряжения в сети с местным регулированием напряжения уменьшает потери мощности и в остальной сети за счет снижения потерь мощности в сети первой.

  Местное регулирование напряжения в свою очередь можно разделить на регулирование в распределительной сети 35 – 220 кВ и регулирование в местной сети 0,4 – 10 кВ.  Используя регулирование напряжения, можно снизить потери мощности до 10 – 20%.

  Необходимость компенсации реактивной мощности вытекает из следующего:

  •         возникающие потери активной мощности и потери напряжения, вызванные передачей реактивной мощности, увеличивают капитальные затраты в энергосистеме;

  •         реактивная мощность излишне загружает все элементы электрической сети, поскольку они выбираются по полной мощности;

  •         загрузка сети реактивной мощностью уменьшает пропускную способность линий и трансформаторов по мощности и току.

  Эффект от компенсации реактивной мощности особенно проявляется при низких cosц. При угле между напряжением и током в 45 градусов  от полной компенсации реактивной мощности потери мощности снижаются в два раза. При cosц, равном 0,8 полная компенсация реактивной мощности снижает потери в 1,43 раза. Поэтому компенсация реактивной мощности является очень эффективным способом снижения потерь мощности и соответственно энергии.

  Нагрузочные потери и потери холостого хода в трансформаторах сопоставимы между собой. При полной загрузке или их перегрузке нагрузочные потери больше потерь холостого хода, и наоборот, в режимах недогрузки потери холостого хода превышают потери в обмотках трансформатора. В последнем случае имеет смысл отключать часть параллельно работающих трансформаторов.

  Замена проводов выполняется на перегруженных линиях в распределительных электрических сетях 0,38... 10 кB. Основная цель –  снижение потерь напряжения и повышение пропускной способности линий. Мероприятие осуществляется на линиях с большим сроком эксплуатации, на которых провода уже подверглись значительному износу. Потери мощности уменьшаются пропорционально изменению сопротивления.

  Перевод ВЛ на более высокую ступень номинального напряжения является одним из самых  эффективных, но и самых дорогостоящих мероприятий. Применяется способ в основном для повышения пропускной способности электрической сети, когда нагрузка линии достигла предельных для существующего напряжения значений. Снижение потерь электроэнергии здесь является сопутствующим эффектом.

  Основной особенностью режима холостого хода ЛЭП СВН является наличие большой избыточной реактивной мощности, генерируемой линией, и как следствие, повышение напряжения. Наиболее тяжелые условия создаются при односторонних включениях и отключениях линии. Главной причиной большого повышения напряжения в конце линии является то, что распределение потока по линии предельно несимметрично, то есть мощности, генерируемые отдельными участками линии, могут стекать с линии только в одном направлении – к шинам подстанции.

  При осуществлении холостых режимов дальних электропередач возникает ряд трудностей. Зарядная мощность линии может значительно превышать номинальную мощность генератора, подключаемого к передаче, что приведет к недопустимой его перегрузке. С наличием большой зарядной мощности связано и повышение напряжения на линии электропередачи. Так, напряжение в конце линии, работающей на холостом ходу при неполной компенсации ее зарядной мощности, значительно превышает напряжение в начале передачи.

  Следовательно, для осуществления синхронизации удаленной станции и приемной системы обычными методами необходимо понижать напряжение в начале передачи или устанавливать компенсирующие устройства на ее конце.

  Снижение же напряжения в начале дальней электропередачи может затрудняться самовозбуждением генераторов, а желательная, с точки зрения устранения перегрузки и предотвращения самовозбуждения параллельная работа нескольких мало загруженных генераторов, несущих емкостную нагрузку, может затрудняться их неустойчивостью. Частичная компенсация суммарной емкостной проводимости длинной линии при помощи шунтирующих реакторов необходима для обеспечения нормальных условий работы передачи в режимах холостого хода и малых нагрузок. Она необходима также при подъеме напряжения с нуля и, в некоторой мере, для повышения пропускной способности передачи.

  Мощность реакторов на линиях передач переменного тока обычно определяется из условий работы в режимах холостого хода. Для обеспечения желаемого распределения напряжения вдоль линии их целесообразно размещать равномерно. Однако единичная стоимость компенсирующих устройств резко увеличивается при уменьшении их мощности, кроме того, компенсирующие устройства требуют для своего присоединения дорогостоящего оборудования. Все это исключает возможность равномерно распределенной компенсации и реакторы обычно устанавливаются на подстанциях или переключательных пунктах.

  Мощность реакторов, необходимая для поддержания номинального напряжения на открытом конце передачи, имеет значительную величину и растет с увеличением длины линии, превышая мощность реакторов, целесообразную по условиям экономичной работы передачи в нормальных режимах. Увеличивать мощность реакторов сверх величин, определяемых требованиями эксплуатации, нежелательно. Напротив, с целью повышения надежности ЛЭП следует по возможности снижать число дополнительно включаемых на линии устройств. В ряде случаев может быть ограничение по величине реактивной мощности, передаваемой от ЛЭП в систему, тогда на приемной подстанции устанавливают синхронные компенсаторы, которые к тому же способствуют повышению устойчивости в режимах наибольших нагрузок.