Электроснабжение

Глава 8. Нагрузки линий электропередачи

Содержание главы:

Содержание книги:

Статьи и книги по теме:

Заключение

На основе изучения состава потребителей и их способов электроснабжения классифицированы потребители, способы электроснабжения, выявлены особенности их проектирования, строительства и эксплуатации. Предложено шире использовать трансформаторные отборы мощности от высоковольтных ЛЭП для чего разработаны различные конструкции минитрансформаторов.

  1. Впервые на основе исследований и изучения, имеющихся научных разработок, проведенных в Кыргызстане и в других государствах, выявлены и классифицированы специфические особенности горных ЛЭП, которые имеют место при изысканиях, проектировании, строительстве и эксплуатации. Рассмотрены особенности выбора уровня изоляции, расчета потерь на корону, грозозащиты и заземления.
  2. Рассмотрен ряд теоретических вопросов, такие как теория передачи энергии по линии электропередачи, её схемы замещения. Предлагается считать, что передача электроэнергии при частоте 50Гц не зависимо от напряжения осуществляется электронной проводимостью, в качестве схемы замещения принимать последовательную схему.
  3. Проведен анализ методов расчетов линий электропередач, на основе которого предложено отказаться от расчетов по уравнениям однородной линии с распределенными параметрами, от применения формул, применяемых при расчете линии, работающей на шины системы бесконечной мощности, от методики расчета с применением параллельной схемы замещения. Предлагается расчет линии вести по так называемой методике баланса реактивной мощности на ней.
  4. На основе проведенного анализа существующей теории устойчивости предлагается отказаться от существующей методики оценки устойчивости генератора и линии электропередачи. Для обеспечения устойчивой работы электрической системы необходимо и достаточно удовлетворять условия параллельной работы генераторов: равенство частот, напряжений и совпадение фаз.
  5. Впервые разработана методика определения диапазона экономически целесообразных нагрузок на линии электропередачи в зависимости от класса напряжения. Предложена методика определения оптимальной нагрузки силовых трансформаторов по условиям минимума потерь энергии. Найдены предельные значения времени максимальных потерь в зависимости от возможных графиков нагрузки. Предложены формулы их расчета для некоторых типов графика нагрузок.
  6. На основе анализа режимов линий предлагается исключить из учебников рекомендацию по установлению устройств продольной компенсации (УПК) вообще и шунтирующих реакторов в начале линии. Предлагается отказаться от применения нерегулируемых шунтирующих реакторов. Предложен новый тип регулируемых реакторов за счет регулирования немагнитных зазоров. Изготовлены несколько экземпляров таких реакторов, которые были установлены на ряде подстанций в качестве заземляющих.
  7. Для управления уровнем напряжения в энергосистеме наряду с шунтирующими реакторами предлагается использовать возможности ГЭС, которые позволят плавнее регулировать напряжение и меньше использовать шунтирующие реакторы.
  8. Предложены варианты развития электрических сетей и энергосистемы Кыргызстана.

Содержание книги:

Статьи и книги по теме:

12.1 Современное состояние

 

Становление электрических сетей приведено в первой главе. Энергосистема Кыргызстана первоначально развивалась как отдельные системы Севера и Юга Кыргызстана. Северная система охватывает территории трех областей Чуйской, Иссыккульской и Нарынской областей, имеет связи с энергосистемами Джамбульской и Алматинской областей Казахстана линиями 220 кВ и 500кВ. Сети Чуйской области связаны с сетями Иссыккульской области через две линии 220 кВ, с сетями Нарынской области одной линией 220 кВ.

Сети Иссыккульской и Нарынской областей связаны одной линией 110 кВ.

Южная система охватывает территории трех областей: Ошской, Жалалабатской и Баткенской. Сети Юга тесно связаны с сетями Ферганской долины (Узбекистан). Таласская область первоначально питалась от Жамбульской энергосистемы Казахстана. В настоящее время она питается от линии 500 кВ Токтогульская ГЭС – Фрунзенская. Баткенская область частично питалась от Таджикской и частично от Узбекской энергосистемы. В настоящее время в связи с вводом линии 220 кВ «Алай – Баткен» эта область в основном перешла на питание от энергосистемы Кыргызстана. После ввода линий 500 кВ «Токтогульская ГЭС – Лочин» (г. Андижан) и «Токтогульская ГЭС – Фрунзенская» (с. Чалдовар) энергосистемы Севера и Юга Кыргызстана были объединены (Рис.12.1), кроме того образовалось кольцо на напряжении 500 кВ Андижан — Сырдарьинская ГРЭС — Ташкент — Чимкент — Джамбул — Чалдовар — Токтогульской ГЭС – Андижан.

Источники электроэнергии распределены неравномерно. В Иссыккульской области совершенно отсутствуют электростанции. В Нарынской области имеется всего одна станция Атбашинская ГЭС средней мощности. В Чуйской области действует Бишкекская ТЭЦ, Аламединский каскад ГЭС и Кеминская ГЭС малой мощности. До ввода линии 500 кВ от Токтогулской ГЭС основным источником энергии была Бишкекская ТЭЦ, которая питала все три области.

Развитие сетей было неразрывно связано со строительством и вводом генерирующих мощностей, а также имело зависимость от общей проблемы развития энергосистемы Средней Азии как одного целого. Иногда вопрос решался в зависимости от преобладания инициативы той или иной республики. Так известно, что в схеме выдачи Токтогулской ГЭС подстанция на Севере должна была быть расположена около г. Луговое (Казахстан). Кыргызское правительство настояло, чтобы хоть одна подстанция 500 кВ была расположена на территории Кыргызстана. Проект был изменен и подстанцию построили около с.Чалдовар (Кыргызстан). В другом случае линия 500 кВ «Фрунзенская – Алматы» должна была проходить через Чуйскую долину и иметь подстанцию 500/220 кВ около пос. Кемин. Этим обеспечивалась бы электроэнергией восточная часть республики. Однако эту линию построили в обход Чуйской долины, вследствие этого энергия Токтогулской ГЭС идет в Кемин и частично в Бишкек через Алматы. Вопрос был решен не лучшим образом. Имеют место дополнительные потери энергии и перегрузки линий 220 кВ в Чуйской долине, кроме того, после распада СССР появились некоторые проблемы между отдельными государствами. В данном случае кыргызские энергетики не проявили настойчивости в решении вопроса выбора трассы данной линии.

Кыргызкие энергетики продолжали настаивать на осуществлении проекта строительства линии 500 кВ «Фрунзенскую – Кемин», однако обстоятельства изменились, и острота строительства этой линии на данном этапе считается несвоевременным, что будет изложено ниже.

При решении вопросов схем выдачи мощности от других ГЭС Нижненарынского каскада, все станции выдают мощность в основном в Узбекистан, только одна линия выдает мощность на кыргызскую подстанцию (п/ст. «Октябрьская»). Узбекистан потребляет кыргызскую энергию в Ферганской долине, взамен Север Кыргызстана получает энергию от Узбекистана через Казахстан. Имеет место недостаточная связь между Югом и Севером Кыргызстана. Имея основную часть генерирующих мощностей на Юге, кыргызские энергетики не могут передавать достаточную мощность на Север.

Спорной является выбор схемы выдачи мощности от Камбаратинской ГЭС №2. Среднеазиатским отделением «Энергосетьпроект» предложено выдавать мощность по двум линиям 500 кВ, врезанных в линию 500 кВ «Токтогулская ГЭС – Фрунзенская». Обоснованием является использование этих линий в дальнейшем для выдачи мощности Камбаратинской ГЭС №1. Однако ввод Камбаратинской ГЭС №1 не ожидается в ближайшем будущем. При принятии этого варианта требуются большие капиталовложения, которые будут заморожены на долгие годы. Нами предложены другие варианты схемы выдачи мощности от Камбаратинской ГЭС №2, которая позволит повысить надежность энергосистемы, и будет выдавать мощность на Север кратчайшим путем, что будет изложено ниже.

Еще в 60–е годы при проектировании схемы развития ОЭС Средней Азии вырисовывалась схема сетей 500 кВ, которая должна была объединить отдельные местные энергосистемы: Ферганскую, Ташкентскую, Чимкентскую, Джамбульскую, Фрунзенскую и Алматинскую. В итоге должен был образоваться энергомост с линиями 500 кВ Фергана – Ташкент – Чимкент – Джамбул – Фрунзе – Алматы.

В настоящее время такой мост образовался немного в другом виде: Ташкент – Чимкент – Джамбул – п/ст. «Фрунзенская» — Алматы. Эта мощная магистраль коснулась территории Кыргызстана только маленьким участком, поскольку п/ст. «Фрунзенская» расположена на территории Кыргызстана почти на границе с Казахстаном. Город Бишкек, пос. Кемин остались в стороне. После суверенизации проект строительства линии «Чалдовар – Кемин» продолжал переходить из одних планов в другие. Имела место договоренность с западными инвесторами о выделении кредита на строительство этой линии. Общая стоимость проекта оценивалось в 112 млн. долларов США. Нами было обосновано нецелесообразность строительства этой линии на этапе 90- тых годов прошлого века. Наше государство находилось в тяжелом финансово – экономическом положении. Стоял вопрос о снижении объемов кредитов. Кредитовать в первую очередь необходимо те объекты, которые дадут максимальный экономический эффект.

О технической и экономической целесообразности проекта ЛЭП-500 кВ «Чалдовар-Кемин». Потребность в электрической мощности в зимний максимум в Кеминском энергоузле составлял в 1995 г. 60 МВт. Замер 1998 г. в зимний максимум показал потребление всего 44 МВт. Через Кемин идет транзитом электроэнергия в Иссык-Кульскую и Нарынскую области, максимальная мощность которых по годам составляла: 95 г. – 414; 96 г. – 370; 97 г. – 407; 98 г. – 364 МВт. Данные замеров говорят, что заметного роста потребляемой мощности в названных областях не наблюдается. Прогноз предполагает незначительный рост потребления электрической мощности Кеминского энергоузла вместе с транзитом примерно до 500 МВт.

Кеминский энергоузел питается по трем линиям 220 кВ: «Чалдовар-Кемин», «Главная-Кемин», «Алматы-Кемин». Максимальные нагрузки этих линий составляли в последние годы:

Таблица 12.1.1

Наименование линии Год
1995 1996 1997 1998 2000 2005
Чалдовар-Кемин 222 212 244 218 191 167
Главная-Кемин 104 89 68 84 78 76
Алматы-Кемин 144 112 174 109 194 112
Итого: 470 413 468 410 463 355

Из таблицы видно, что линия «Главная-Кемин» загружена только наполовину по сравнению с линией «Чалдовар-Кемин». Линия «Алматы-Кемин» — на 50-70%, хотя сечение этих линий 300 мм2 и допустимая нагрузка около 250 МВА. В ближайшие годы пропускная способность вышеназванных трех линий достаточна для передачи мощностей необходимых для обеспечения потребностей Кеминского энергоузла. Необходимость претворения данного проекта в советское время обосновывалась быстрым ростом потребления электрической энергии в Чуйско-Иссык-Кульском территориальном комплексе.

Следующим доводом в пользу проекта было увеличение надежности электроснабжения, в настоящее время надежность электроснабжения Кеминского энергоузла является очень даже удовлетворительной.

Другим обоснованием строительства этой линии было сооружение Камбаратинской ГЭС №2, энергию которой предполагалось передавать на север Кыргызстана по двухцепной линии 500 кВ., врезанной в передачу Токтогульской ГЭС – подстанция «Фрунзенская» и далее она должна была передаваться по линии 500 кВ «Чалдовар-Кемин». При строительстве этой линии ожидалось снижение потерь энергии, увеличение уровня напряжения на узловых подстанциях Иссык-Куля и Нарына.

… В связи со снижением потребления промышленностью и сельским хозяйством, ростом потребления населением для целей отопления, годовой график нагрузки стал неравномерным. Нагрузки максимальны только в течение 5 месяцев, в остальные 7 месяцев нагрузки в несколько раз меньше и линии сильно недогружены. В табл. 12.2 приведены данные замеров летнего минимума:

Таблица 12.1.2.

Наименование линии Год
  1995 1996 1997 1998 2000 2005
Чалдовар-Кемин 100 47 71 73 110 37
Главная-Кемин 27 5 18 33 12,3 1
Алматы-Кемин 9 -21 0 0 35 60
Кемин-Балыкчи 1 115 28 38 38 64 41
Кемин-Балыкчи 2     43 42 72 46
Кемин-Нарын 0 0 0 8 0 4

Для летнего времени характерно превышение напряжения в конце линии, чем в начале, из-за преобладания зарядной мощности на них. Так, уровень напряжения в день летних замеров на подстанции «Кемин» составлял в 1996 г. 244, в 1997 г. – 230, в 1998 г. – 237 КВ. В 2000 г. 241 кВ, в 2005 г. 233 кВ. При строительстве линии 500 кВ «Чалдовар-Кемин» она будет загружена в зимний максимум всего на 20-30%. При нагрузке Кеминского энергоузла в 500 МВт по ней будет передаваться всего 200-250 МВт, т.е. она будет загружена в зимний максимум всего на 50%, а летом будет работать почти вхолостую. В зимний период на Иссык-Куле и Нарыне на узловых подстанциях были проблемы с удовлетворением уровня напряжения, а одним из доводов строительства линии 500кВ «Чалдовар-Кемин» было то, что при ее вводе должно повыситься напряжение на этих подстанциях. Однако после строительства линий 220 кВ «Балыкчи-Тамга» и «Кемин-Нарын» эта проблема почти решена. Летом даже приходится отключать некоторые из них.

Ориентировочные расчеты показывают, что строительство линии «Чалдовар-Кемин» уменьшило бы потери энергии. Наши расчеты показали, что эти потери снизятся на 25 млн. кВт/ч. Однако цена экономии такого количества энергии будет очень высока. Такое количество энергии можно получить на ГЭС мощностью примерно 7 МВт, строительство которой обойдется примерно в 7 млн. долларов. Если экономическая эффективность строительства этой линии заключается в снижении потерь, то она очень низка. Если у нас есть желание иметь энергетическую независимость от Казахстана, то цена такой независимости будет очень высока.

В целях надежной и экономичной работы энергосистем Кыргызстана и Казахстана нет никакого резона переводить на раздельную работу эти энергосистемы.

Линия 500 кВ «Чалдовар-Алматы» в настоящее время работает в недогруженном режиме, загружена на 30-50%. Мы и в дальнейшем можем использовать возможности этой линии для передачи энергии Токтогулской ГЭС до подстанций «Кемин» и «Главная». Оплата за перетоки составляет небольшую сумму.

…В странах СНГ в настоящее время не строят таких дорогостоящих линий по следующим причинам: во-первых, нет роста нагрузки, во-вторых, нет денег, в-третьих, не вводятся большие мощности на электрических станциях.

…При увеличении добычи угля на Каракечинском месторождении и более широком использовании их населением Иссык-Кульской и Нарынской областей ожидается даже снижение потребления электроэнергии населением.

… Согласно вышесказанным причинам, можно сказать, что ни технических, ни экономических задач строительство линии 500 кВ «Чалдовар-Кемин» глобально не решает. Экономическая целесообразность ее строительства очень низка. Высокая зарядная мощность линии при ее низкой загрузке вызовет определенные трудности в введении режимов энергосистемы. Перегрузки линий 220кВ «Чалдовар-Кемин», «Чалдовар-Главная» снижены путем строительства линии 220 кВ «Чалдовар-Бишкек». Таким образом, без строительства линии 500 кВ «Чалдовар-Кемин» решен вопрос разгрузки этих линий. В заключение можно сказать, что в ближайшее время нет острой необходимости в строительстве этой дорогостоящей линии «Чалдовар-Кемин».

Содержание главы:

Содержание книги:

Статьи и книги по теме:

12.2. Перспективы развития энергетической системы Кыргызстана

 

Ранее разработанный проект выдачи мощности Камбаратинской ГЭС №2 предусматривает строительство двухцепной ЛЭП – 500 кВ, длиной 46,5 км и врезки ее в линию «Токтогулская ГЭс – п/ст. Фрунзенская», линии 500 кВ от подстанции до пос. «Кемин», длиной 216 км. Согласно этому проекту необходимо построить ОРУ – 500 кВ на Камбаратинской ГЭС №2, расширить п/ст. «Фрунзенская», построить п/ст. «Кемин» и линии электропередачи 500 кВ , общей длиной 309 км. Кроме того необходимо связать п/ст. 500 кВ «Кемин» с имеющейся п/ст. 220 кВ и построить две ЛЭП -220 кВ, длиной 75 км, для дополнительной выдачи мощности в Балыкчи (Рис. ). Такой проект обойдется очень дорого.

Нами предложены новые варианты выдачи мощности Камбаратинской ГЭС №2, которые обойдутся значительно дешевле ранее предлагавшихся вариантов выдачи мощности этой ГЭС. Кроме того, предлагаемые варианты увеличат надежность электроснабжения Севера Кыргызстана.

Сложившаяся на сегодняшний день схема электрических сетей Кыргызстана имеет следующую картину. Генерирующие ГЭС на 90% представлены ГЭС Токтогулского каскада, суммарной мощностью 2870 МВт и они расположены в южной части республики. В зимний период ТЭЦ г. Бишкек выдает в систему всего мощность до 250 МВт. В летнее время она вырабатывает электроэнергию попутно с выработкой тепловой энергии и для удовлетворения собственных нужд. Следовательно, вся потребляемая мощность северным Кыргызстаном в это время идет от Токтогулской ГЭС. Север Кыргызстана потребляет 2/3 части всей вырабатываемой мощности ТГЭС. Кроме того на Север передается мощность экспортируемая в Казахстан, Вся эта мощность передается по единственной ЛЭП «Токтогулская ГЭС – п/ст. Фрунзенская». Следовательно, постоянно присутствует риск перерыва электроснабжения северного Кыргызстана при отказе этой ЛЭП. Это подтвердила авария, произошедшая на этой ЛЭП осенью 1994 года. Во время этой аварии ЛЭП -500 кВ «Ташкент – Чимкент» находилась на ремонте и не оказалось возможности передавать энергию наших ГЭС на Север через Узбекскую и Южно Казахстанскую энергосистемы. Даже когда все линии функционируют, вызывает сомнение, что Узбекистан позволит транспортировать большую мощность, ввиду загруженности своих линий. Отключение этой линии в 2009г. вызвал развал энергосистемы Севера Кыргызстана и Юга Казахстана и перерыва электроснабжения ряда областей двух государств.

Передача энергии Токтогулской ГЭС имеет еще один существенный недостаток, заключающийся в том, что электроэнергия передается по очень протяженным сетям. В город Каракол энергия ТГЭС проходит по линиям протяженностью 725 км, в г. Нарын — 685 км, когда имеются более короткие пути. При перспективном планировании развития сетей в республике надо ставить задачу усиления связей Юга и Севера и выдачу мощности кратчайшими путями с каскада ГЭС на реке Нарын на север Кыргызстана.

Но согласно ранее разработанного проекта строительства ЛЭП -500 кВ п/ст. «Фрунзенская» — п/ст. «Кемин», врезка Камбаратинской ГЭС №2 в линию 500 кВ «Токтогульская ГЭС – п/ст. Фрунзенская» никоим образом не повышает надежность электроснабжения севера Кыргызстана. Сохраняются большие потери мощности и падения напряжения, а на самой линии «ТГЭС-Фрунзенская» потери еще больше увеличатся. Передача мощности в Иссыккульскую и Нарынскую области будет продолжать идти кружным путем. Ускорение ввода Камбаратинской ГЭС №2 мощностью 360 МВт требует решения вопроса выбора наиболее выгодного варианта выдачи ее мощности. Нами предлагается к рассмотрению несколько вариантов выдачи мощности по другим трассам на напряжении 220 и 500 кВ.

Первый вариант выдачи мощности Камбаратинской ГЭС №2 на напряжении 500 кВ на северо-восток через Джумгальскую и Кочкорскую долины до пос. Кочкор, длиной около 250 км. Около пос. Кочкор предлагается построить п/ст. 500/220 кВ и связать с линией 220 кВ «Кемин-Нарын», при котором образуются линии «Кочкор- Кемин» и «Кочкор-Нарын». От п/ст. «Кочкор» предлагается построить линию 220 кВ «Кочкор-Балыкчи» длиной 60 км или двухцепную длиной 40 км и врезать в линию «Балыкчи- Тамга». По второму варианту предлагается использовать эту же трассу, но использовать напряжение 220 кВ. Предлагается выполнить эту линию одноцепной с применением сдвоенного повода. Эти два варианта имеют преимущества в том, что потребители Иссыккульской и Нарынской областей получат резервное питание, а Кеминский энергоузел еще один резерв. При принятии одного из вышеуказанных вариантов в значительной степени повысится надежность электроснабжения севера Кыргызстана. Не менее существенно то, что разгрузятся линии 220 кВ от п/ст. «Фрунзенская» и уменьшатся потери энергии в них. Очень серьезным фактором является то, что трасса проходит по мало пересеченным местностям, по Джумгальской и Кочкорской долинам и не переходит через высокогорные хребты, чем в меньшей мере вызывается удорожание строительства ЛЭП в связи с горными условиями. Ориентировочные расчеты показывают, что вариант 220 кВ дешевле варианта 500 кВ примерно в 2,5-3 раза. Вариант 500 кВ стоит примерно около 100 млн. долларов, а вариант 220 кВ стоит примерно 35 млн долларов. Вариант 500 кВ примечателен тем, что эта линия при построении Камбаратинской ГЭС №1, мощностью 1800МВт может быть использована для выдачи мощности этой ГЭС. До построения этой ГЭС линия будет использоваться на 25-30%, т.е. большая часть вложенного капитала будет омертвлена на долгие годы. При принятии варианта 220 кВ потребуется дополнительно строительства линии 500 кВ для выдачи мощности Камбаратинской ГЭС №1, однако линия 220 кВ будет продолжать выполнять свои функции и играть роль распределительных сетей.

Возможны и другие варианты. Например, выдача мощности Камбараты №2 в сторону г. Бишкека на напряжении 220 кВ. Такая линия будет иметь наименьшую длину от станции до приемного узла энергосистемы (примерно 230-240 км). Приемным узлом может быть новая п/ст. «Алаарчинская», то есть не надо строить новую подстанцию. Наиболее приемлемой в этом варианте будет трасса, проходящая вдоль автодороги Ош- Бишкек, что значительно облегчит строительство линии. Этот вариант трассы ранее рассматривался для передачи энергии от Токтогулской ГЭС, однако в последний момент был принят вариант трассы по ущелью Аспара. По протяженности и по стоимости этот вариант выгоднее всех других. Эта линия 220 кВ рассматривается как одноцепная с применением сдвоенного провода. Опыт эксплуатации одноцепных линий 220 кВ со сдвоенными проводами от Курпсайской ГЭС показал их высокую надежность и то, что они имеют высокую пропускную способность. Мощность Курпсайской ГЭС (800 МВт) выдается по двум линиям 220 кВ, выполненным со спаренными проводами 300 мм2 каждая. Такая линия может допускать передачу мощности до 400 МВт. Использование в передаче от Камбараты-2 такой линии вполне оправдано, Для обеспечения местной нагрузки от Камбараты -2 будет забираться на напряжении 110 кВ примерно 60 МВт. В систему по линии более высокого напряжения необходимо передавать примерно 300 МВт. Использование линии 220 кВ со сдвоенными проводами для передачи мощности Камбараты-2 наиболее оптимально: не слишком дорого и пропускная способность достаточна.

Расчеты потерь энергии и падения напряжения показали, что во всех вариантах они находятся в допустимых пределах. Стоимость передач в Кочкор и в Бишкек примерно одинаково, однако передача в Кочкор повышает надежность электроснабжения восточной части Кыргызстана и кратчайшим путем обеспечивает передачу электроэнергии от Камбараты-2 до удаленных потребителей. Хотя расчеты являются приблизительными, они позволяют ориентировать проектировщиков на выбор наиболее оптимального варианта выдачи мощности Камбаратинской ГЭС №2. Для увеличения надежности питания потребителей Нарынской области напрашивается вариант строительства линии 110 или 220 кВ Камбарата 2 — пос. Казарман, протяженность этой линии составит примерно 100 км. При продлении варианта линии 220 кВ до перевала Торугарт можно передавать электроэнергию в Китай кратчайшим путем. Длина линии составит менее 300 км. В настоящее время энергия Токтогулской ГЭС в Торугарт (граница с Китаем) приходит по линиям общей длиной около 750 км. Также представляет интерес такой вариант — связать Камбарату-2 на напряжении 220 кВ с п/ст. «Алабель». Такая связь обеспечивала бы перетоки между Токтогулской ГЭС и Камбаратинской ГЭС №2, а также их взаимное резервирование.

Вызывает интерес этапы развития схемы выдачи мощности Камбараты-2 в связи с большой продолжительностью времени ввода мощностей на ней. Как известно в ближайшее время намечен пуск 1 го агрегата, мощностью 120 МВт. Эту мощность можно будет временно передавать в местную сеть 110 кВ, которую необходимо усилить строительством линий в Минкуш или Казарман. По этим линиям примерно половина мощности будет передаваться в Нарынскую область, а другая часть потребляться местными потребителями. При вводе второго агрегата необходимо строительство линии 220 или 500 кВ. Нами предлагается построить линию 220 кВ до пос. Кочкор. При вводе 3 го агрегата можно усилить сети 220 кВ, соединив Камбарату-2 с подстанцией «Алабель» и введя линию в Китай.

Мощность Камбаратинской ГЭС №1 (мощность 1900 МВт) можно выдавать только на напряжении 500 кВ. Это будут линии соединяющие Север и Юг Кыргызстана и наверняка линия идущая в Китай. Намечен предварительный вариант строительства линии 500кВ «Датка – Кемин», проходящая через створы Камбаратинских ГЭС. Предполагается выдача мощности Камбаратинских ГЭС по этой линии.

Требует решения проблема усиления сетей Юга Кыргызстана в связи с угрозами Узбекистана о выходе их из объединенной энергосистемы. Первоочередными являются строительство линий от п/ст. «Кристалл» до п/ст. «Октябрьская», далее до п/ст. «Узловая», далее до п/ст. «Алай», общей протяженностью около 200 км.

Содержание главы:

Содержание книги:

Статьи и книги по теме:

Литература — ЛЭП Кыргызстана

  1. Беляков Ю.П., Рахимов К.Р. Кыргызстандын энергетикасы.-Фрунзе, Кыргызстан,1983, 92с.
  2. Беляков Ю.П., Рахимов К.Р. Электроэнергетика Киргизской ССР, Хронологический указатель. — Фрунзе: Кыргызстан, 1983. 40 с.
  3. Тулебердиев Ж.Т., Рахимов К.Р., Беляков Ю.П. Развитие энергетики Кыргызстана, Бишкек, 1997, 293 с.
  4. Рахимов К.Р., Беляков Ю.П. Энергетика эл чарбасынын эн маанилу тармагы. Ж. Коммунист,1981, №12. С. 71-75.
  5. Рахимов К.Р. и др. Развитие электротехники и энергетики в Советских Социалистических республиках. Ж. Электричество,1982,№12.
  6. Сартказиев Б.Э., Рахимов К.Р. и др. Развитие энергетики в Кыргызской республике и ее современное состояние. /Доклады научно-техн. конференции, Бишкек, 1999.
  7. Рахимов К.Р. и др. Динамика топливно-энергетического комплекса Кыргызской Республики после суверенизации и прогноз к 2005 году. КТУ, Бишкек, 1999. 224с.
  8. Суханов И.П. Районирование территории Памиро-Алая по ветровым нагрузкам. /(Труды КазНИГМИ, 1980, вып.66. 101-108 с.)
  9. Подрезов О.А. Опасные скорости ветра и гололедные отложения в горных районах. Л. Гидрометеоиздат, 1990, 223с.
  10. Холодов В.В. Особенности гололедных отложений на конструкциях горных ВЛ /(В книге «Ветровые и гололедные воздействия на конструкции горных ВЛ». М. ГНИЭИ, 1986, 39-48 с).
  11. Першин И.И. О региональной карте нормативных гололедных районов Тянь-Шаня. /Вопросы горной энергетики. Труды КирНИОЭ. Вып 5. Фрунзе, Киргизстан, 1975, 76-87 с).
  12. Дикамбаев Ш.Б. Учет пониженной плотности воздуха и состояния поверхности проводов при определении потерь от короны на горных ВЛ сверхвысокого напряжения. /(Автореферат на соискание ученой степени канд.тех.наук. Санкт-Петербург. 1994.
  13. Мезгин В. А. Грозащита ЛЭП переменного тока высокого напряжения в горных районах. /Автореферат на соиск. ученой степени канд. техн. наук, Ленинград. 1973.
  14. Чичинский М.И. Основные закономерности грозопоражаемости в горных условиях и их учет при проектировании грозозащиты ВЛ. /В кн. Вопросы техники высоких напряжений горных линий электропередачи. М. ГНИЭИ. 1984, 37-54 с.)
  15. Маркин Ю.П. Пути повышения эффективности заземления горных установок. /Автореферат на соискание ученой степени канд.тех.наук. Новосибирск. 1987, 18с.
  16. Рахимов К.Р., Беляков Ю. П. Горные линии электропередачи. Бишкек, КТУ, 1999, 282с.
  17. Особенности развития высокогорной энергетики Киргизии. /Под ред. К.Р. Рахимова/. Фрунзе: ФПИ.1980, 112с.
  18. Третье координационное и научно-техническое совещание по высокогорным электропередачам. Тезисы и аннотации докладов. Фрунзе: Филиал СредазИНТИ, 1964. 100с.
  19. Всесоюзное научно–техническое совещание по проектированию и строительству ЛЭП в условиях высокогорья. (Тезисы докладов). Фрунзе: АН Кирг. ССР, 1976. 264 с.
  20. Жуков Н.Н. Климатическое районирование Киргизии применительно к требованию строительства ЛЭП. / В кн.: Проблемы высокогорной электротехники. Фрунзе: АН Кирг. ССР. 1961. с. 229 – 235.

21. Четвертое научно–техническое и координационное совещание по высокогорным электропередачам. 24-26 апреля 1968 г. Фрунзе, АН Кирг. ССР. Кирг. ИНТИ, 1968.

22. Мезгин В.А. Руководящие указания по защите сетей 6-500 кВ от грозовых и внутренних перенапряжений. Бишкек, 1996.

23. Рахимов К.Р., Волчков Ю.Д. Проблема электроснабжения рассредоточенных горных потребителей Киргизии. /Тезисы докладов к Всесоюзному науч.- тех.семинару «Высокогорные линии электропередачи», Москва, 1986.

24. Рахимов К.Р. Трансформаторный отбор — более экономичный способ питания рассредоточенных маломощных потребителей от высоковольтной ЛЭП. — /В сб. Повышение эффективности энергосистем и режимов работы их элементов. — Фрунзе: ФПИ, 1989, 66-73 с.

25. Рахимов К.Р., Волчков Ю.Д. Электроснабжение рассредоточенных потребителей малой мощности. /Научный сборник ФПИ. 1985.

26. Разработка трансформаторного отбора мощности на 60 кВА для питания р./р. станции от ВЛ-110 кВ на пер. Чап-Чама. Отчет по НИР, Научн. рук. Рахимов К. Р. ФПИ, Фрунзе, 1983.

27. Рахимов К.Р. Обеспечение уровня напряжения и снижение потерь электроэнергии для удаленных потребителей. /Тезисы докладов к Всесоюзному науч.- тех.семинару, Ленинград, 1991.

28. Рахимов К.Р. Особенности электроснабжения потребителей горных районов. /Тезисы докладов Междунар.конф-ции «Высокогорные исследования: измерения и перспективы в ХХI веке, Фрунзе, 1966.

29. Луговой В.С. О перспективах применения электропередач постоянного тока в горных районах. /Изв. АН Киргизской ССР. Сер.ЕТН, том 2,вып.7. 1960.

30. Рахимов К.Р. О тепловом расчете рабочих заземлителей. /Электричество/. 1969, №10.

31. Рахимов К.Р. О термической устойчивости заземляющих устройств. /Электричество/. 1971, №10.

32. Рахимов К.Р. Вопросы методики расчета рабочих заземлителей передачи постоянного тока. /Сб.статей по материалам Всесоюз.совещания по высокогорным эл.передачам, Фрунзе, 1970, 16с.

33. Рахимов К.Р. Вопросы методики расчёта и выбора конструкции рабочих заземлителей передач постоянного тока. /Автореферат диссертации канд. техн. наук, Баку, 1971.

34. Идельчик В.И. Электрические системы и сети. М.: Энергоатомиздат, 1989.

35. Тиходеев Н.Н. Передача электроэнергии сегодня и завтра. Л.: Энергия, 1975.

36. Калашников С.Г. Электричество. М.: Наука, 1985.

37. Глазунов А.А. Электрические сети и системы. М-Л.: Госэнергоиздат, 1954.

38. Лебедев С.А., Жданов П.С. Устойчивость параллельной работы электрических систем. М.: Энергоиздат, 1934.

39. Экспериментальные исследования режимов энергосистем /Под ред. С.А. Совалова/. М.: Энергоатомиздат, 1985.

40. Справочник по проектированию электроэнергетических систем /Под ред. С.С. Рокотяна/, И.М. Шапиро. М.: Энергия, 1977.

41. Справочник по электроснабжению и электрооборудованию. Том 1. М.:Энергоатомиздат, 1986.

42. Козлов В.А. Электроснабжение городов. М.:Энергия. 1966.

43. Блок В.М. Выбор оптимальных сечений кабеля с учетом экономических показателей. /Электрические станции, 1945, № 9-10.

44. Веников В.А. Рыжов Ю.П. Дальние электропередачи переменного и постоянного тока. М.: Энергоатомиздат, 1985.

45. Электрические системы Т.III /Под ред. В.А.Веникова/. М.: Высшая школа, 1972.

46. Нейман Л.Р., Калантаров П.Л. Теоретические основы электротехники. Т. II. М-Л.: Госэнергоиздат, 1959.

47. Электрическая часть станций. /Под ред. В.С. Усова/. Энергия, 1977.

48. Тимченко Б.С. К вопросу снижения затрат на трансформацию электроэнергии /Промышленная энергетика, 1986. -№2.

49. Бондарев С.Г. О выборе номинальной мощности и загрузки силовых трансформаторов /Промышленная энергетика, 1986. -№1.

50. Тихомиров П.М. Расчет трансформаторов. М.: ЭДИ,1986.

51. Мельников Н.А. Электрические сети и системы. М.: Энергия,1975.

52. Блок В.М. Электрические сети и системы. М.: Высшая школа,1986.

53. Железко Ю.С., Васильченко Е.А. О рациональных способах определения числа часов наибольших потерь и коэффициента формы графика /Электрические станции, 1988. -№1.-С.12-15.

54. Рахимов К.Р. Об определении оптимальной нагрузки силовых трансформаторов /Известия вузов – Энергетика, №1, 1990. –С.44-48.

55. Рахимов К.Р. Об определении времени максимальных потерь /Известия вузов – Энергетика, №11, 1990. -С.52-56.

56. Рахимов К.Р. О выборе напряжения высоковольтных линий электропередач по экономическим соображениям / Наука и новые технологии, №4. Бишкек, 1997.

57. Рахимов К.Р., Жабудаев Т.Ж. О применении метода приведенных затрат для выбора напряжений высоковольтных линий / Сб. научных трудов по материалам первой международной научно-технической конференции АИЭС, Алматы, 1998.

58. Рахимов К.Р., Сатаркулов К.А., Жабудаев Т.Ж. Реактивные мощности линии электропередачи высокого напряжения, их учет в расчете режимов / Материалы Международной конференции КТУ, Бишкек, 1999.

59. Рахимов К.Р., Сариев И.С. Структурный анализ потерь электроэнергии в электрической системе Кыргызэнерго. /Материалы междунар. науч. конф. г. Бишкек, КТУ. 1999 г.

60. Рахимов К.Р. Потери электроэнергии в эл.сетях Кыргызской энергосистемы. / Материалы междунар. науч. конф. г. Бишкек, КТУ, 1999.

61. Рахимов К.Р., Жабудаев Т.Ж. Компенсация реактивной мощности для снижения потерь электроэнергии в эл.сетях энергосистемы. /Материалы междунар. науч. конф. г. Бишкек, КТУ, 1999.

62. А.С. 811341 (СССР). Магнитопровод реактора. (Шилов С.Г., Тохтамов С.С., Рахимов К.Р.) /Б.И., 1981. №9.

63. А.С. 898522 (СССР). Магнитопровод реактора. (Шилов С.Г., Тохтамов С.С., Рахимов К.Р.) /Б.И., 1982. №2.

64. А.С. 1067541 (СССР). Индукционное устройство. (Тохтамов С.С., Шилов С.Г., Рахимов К.Р.) /Б.И., 1984, №2.

65. А.С. 1224839 (СССР). Регулируемое индукционное устройство// Неклепаев Б.Н., Тохтамов С.С. /Б.И., 1986. №14.

66. А.С. 1247955 (СССР). Регулируемое индукционное устройство// Неклепаев Б.Н., Тохтамов С.С. /Б.И., 1986. №28.

67. Наладка и ввод в эксплуатацию 4-х реакторов для компенсации емкостных токов в сетях 6 кВ. /Отчет по НИР. Фрунзе, ФПИ, 1980. Научн. рук. Рахимов К.Р.

68. Исследования глубокого регулирования уровня напряжения в энергосистеме с помощью ГЭС. Отчет по НИР. НИИ ФТП при КТУ, Научн.рук. Рахимов К.Р., Бишкек, 2000.

69. Рахимов К.Р. Об электрическом расчете линии электропередачи. НИИ ФТП при КТУ, Бишкек, 2000, 54с.

70. Рахимов К.Р. и др. Реактивные мощности ЛЭП высокого напряжения, их учет в расчете режимов. /Материалы междунар. конф. КТУ, Бишкек, 1999.

71. Рахимов К.Р., Жабудаев Т.Ж. О регулировании уровня напряжения в узле энергосистемы путем управления реактивной мощностью линии высокого напряжения. / Сб. науч. трудов по мат-лам второй междунар. конф. Алматы, 2000г.

72. Тезисы докладов к Всесоюзному научно–техническому совещанию: «Высокогорные линии электропередачи». М: Информэнерго, 1986.

73. Рахимов К.Р. и др. Снижение потерь электроэнергии при её трансформации. Тезисы докладов Всесоюзного научно-технического семинара. Ленинград. 1991.

74. Рахимов К. Р. О целесообразности строительства ЛЭП-500кВ Чалдовар-Кемин на данном этапе. Материалы международной научной конференции. КТУ, Бишкек, 1999, с.236-239.

75. Рахимов К.Р., Жабудаев Т.Ж. Исследование глубокого регулирования уровня напряжения в энергосистеме с помощью ГЭС. Материалы конференции, посвященной 1 съезду инженеров Кыргызстана. Бишкек, Технология, 2001, с.309-316.

76. Рахимов К.Р., Эшимбаев Э.Ж. О новых вариантах выдачи мощности Камбаратинской ГЭС-2. /Наука и новые технологии, N1, 2002.

77. Рахимов К.Р. О процессах при передаче электроэнергии и схемах зомещения ЛЭП. /Энергетика, N2, 2002. Изв. ВУЗов и энерг. объединений СНГ. Минск. С.16-20.

78. Рахимов К.Р., Уметкулова А.М. О природе передачи электроэнергии и анализе режимов сверхвысоковольтной дальней ЛЭП. /Труды 3 международной научно-техн. конференции. АИЭС, Алматы. 2002.

79. Рахимов К.Р. Уметкулова А.М. Об устойчивости работы линии электропередачи. /Труды 3 международной научно-технич. конференции. АИЭС, Алматы. 2002.

80. Рахимов К.Р. и др. Вехи становления энергетики Кыргызской Республики. Бишкек, 2002. 121с.

81. Рахимов К.Р. и др. Вопросы электроснабжения населения в специфических условиях Кыргызстана. Бишкек, 2003. 79с.

82. Рахимов К.Р., Беляков Ю.П. Особенности горных ЛЭП. Материалы 1-съезда инженеров Кыргызстана. Бишкек. 2001г. 304-309с.

83. Рахимов К.Р., Тогонбаев Н.А. Электроснабжение горных районов Кыргызстана от энергосистемы линиями электропередачи. /Междунар. научно-техн. конф. «Энергосбережение-проблемы, современные технологии и управление»/. Бишкек.2004г.83-87с.

84. Рахимов К.Р., Тогонбаев Н.А. Электроснабжение потребителей горных районов отборами мощности от высоковольтных ЛЭП. /Вестник КТУ, №6, 2004. 4 стр.

85..Рахимов К. Р., Уметкулова А. И. О применимости уравнений четырехполюсника для расчетов сверхвысоковольтной линии. /Международн. научно–техн. конф., посвященная 50-летию КТУ/. 2004г. 5стр.

86. Рахимов К., Жабудаев Т.Ж. О расчете режимов линии электропередачи с учетом баланса реактивной мощности на них. /Известия КТУ/.т.6. Бишкек,2006. 5 стр.

87. Рахимов К.Р., Жабудаев Т.Ж. О роли электростанций Кыргызстана в выработке реактивной мощности. /Материалы междунар. научно-техн. конференции КГТУ, Бишкек,2004. 78-83с.

88. Рахимов К.Р., Жабудаев Т.Ж. О мгновенных значениях и частоте активной и реактивной мощности. /Известия КГТУ им. И. Раззакова/ Том 1. Бишкек, 2006. 462-464с.

89. Рахимов К.Р., Жабудаев Т.Ж. О явлениях резонанса напряжения и о натуральной мощности на ЛЭП. /Труды 5-й междунар. научно-техн. конференции АИЭС.2006.109-112с.

90. Тохтамов С.С., Рахимов К.Р., Осмоналиев К.Б. Разработка нового типа реактора для компенсации емкостных токов. /Труды ФПИ. 1985.. 7стр.

91.Рахимов К.Р. Развитие электрических сетей Киргизии и их особенности. /Особенности развития высокогорной энергетики Киргизии/. Фрунзе. Труды ФПИ. 1980. с.17-25.

92. Рахимов К.Р. Вопросы обеспечения условий безопасности на на подстанциях, расположенных в плохо проводящих грунтах. /Материалы Республ. научно-техн. конференции «Состояние и перспективы развития технических наук в Киргизии. Фрунзе, 1980. 3стр.

93. Рахимов К.Р., Тогонбаев Н.А. Состояние электроснабжения потребителей горных районов Кыргызстана. /Материалы междунар. научно-техн. конференции/. КТУ. Бишкек.2001г. 4 стр.

94. Герасименко А.А., Федин В.Т. Передача и распределение электрической энергии. Учебное пособие. Ростов-на-Дону, Красноярск. 2008.

Содержание книги:

Статьи и книги по теме:

8.4. Об определении времени максимальных потерь

f841

 

 

Как известно /41/, потери в сетях находятся по максимальному току Iмах и времени максимальных потерь

f841 (8.4.1)

или по среднеквадратичному току Iск и времени работы сети

f842,                            (8.4.2)

где Rэкв — эквивалентное сопротивление сети.

Для правильного вычисления потерь очень важно точнее принять исходные данные Iск, Rэкв, t.

Если значение Imax берется по данным замеров, то определение значения t, зависящего от характера графика нагрузки, недостаточно изучено и раскрыто.

Известна эмпирическая формула для приближенного установления величины t /81/:

f843 ,                   (8.4.3)

где Тmax — время максимальных нагрузок.

В других источниках, например в /52/, вместо формулы (8.4.3) приводится кривая зависимости t от Тmax /53/. Расчеты t по выражению (8.4.3) и по кривым могут давать значительную погрешность.

Так, при Тmax = 0, t = 134,7 ч, что не соответствует действительности, а также при нетиповых графиках нагрузки.

Наиболее точное значение t можно найти в каждом конкретном случае по известному графику нагрузки, что не представляет трудностей как при ручном, так и машинном счетах.

Время максимума нагрузки рассчитывается по выражению

f844,                       (8.4.4)

где n — число ступеней графика нагрузки.

Значение t можно вычислить аналогично (8.4.4) из графика потерь энергии. По графику нагрузки можно построить график потерь энергии, в котором ординатами являются потери мощности ΔP, а абсциссами — те же значения интервалов времени, что и в графике нагрузки (рис.8.4.1).

По графику потерь мощности, аналогично (8.4.4), находят /60/

f845;                        (8.4.5)

f846;                       (8.4.6)

.

При подстановке этих выражений в (8.4.5) получают

f847.                                                        (8.4.7)

Пользуясь выражением (8.4.7) время потерь t можно рассчитать по графику нагрузки.

pic841

Рис. 8.4.1

Рис. 8.4.2pic842a

При неизвестном графике нагрузки предпринимались попытки определения значения t через коэффициент заполнения графика нагрузки Кз и минимальный коэффициент Кmin с помощью различных эмпирических формул. Однако, такие расчеты дают погрешности, достигающие значительных величин. В /53/ подробно рассмотрены различные эмпирические формулы, приведены графики зависимости погрешностей определения t от Кз и Кmin, из которых видно, что погрешности могут достигать от -80 до +135%, причем с уменьшением значения коэффициентов они продолжают возрастать.

Нами рассмотрены зависимости t от времени максимальных нагрузок Тmax при различных типах графика нагрузки (рис.8.4.2). В частном случае, когда часть суток нагрузка неизменна и максимальна, а другая часть суток равна нулю (рис.8.4.2а), значения t максимальны и равны величине Тmax

t = Tmax = KэТ                                 (8.4.8′)

или в относительных единицах

t = Tmax* = Kэ.                                 (8.4.8″)

В другом крайнем случае (рис.8.4.2е), когда график нагрузки имеет продолжительность максимума нагрузки tmax → 0 (незаполненный неизменный график) значения t минимальны и равны

t = Tmax2/T = Kэ2 T                          (8.4.9′)

или в относительных единицах

t* = Tmax*2 = Kэ2 (8.4.9″)

На рис.8.4.3 показаны графически зависимости t = f(Tmax): прямая 1 — для графика а), и кривая 5 — для графика е). Кривая 2 соответствует известной формуле (8.4.3).

Кривые 3 и 4 — это зависимости t = f(Tmax), определенные как среднеарифметическое и среднегеометрическое значения между крайними значениями t, найденными по выражениям (8.4.8′) и (8.4.9′), которые выглядят как

ta = 0.5(Kз +Kз2)Т                           (8.4.10)

и                 tr = √(Kз3Т).                                     (8.4.11)

Графики нагрузок характеризуются коэффициентом заполнения Кз, графики потерь мощности — коэффициентом заполнения графика потерь мощности К’з (рис.8.4.1б), величина которого равна относительному значению t*, т.е. выражения (8.4.8″) и (8.4.9″) можно записать в виде

Kз’ = Kз и Kз’ = Kз2,

pic843

Рис.8.4.3

а (8.4.10) и (8.4.11) как

Kз’ = 0.5(Kз +Kз2) и К’r = √Kз3.

Рассмотрим, в каких случаях более применима та или иная зависимость К’з=f(Кз).

Для графиков а) и е) (рис.8.4.2), как было показано выше, подходят уравнения (8.4.8) и (8.4.9). Для графиков типа б) и в) меньшие погрешности дают выражения (8.4.10) и (8.4.11), а для г) и д) — общепринятая зависимость (8.4.3).

Содержание главы:

Содержание книги:

Статьи и книги по теме:

8.3. Об экономической нагрузке силовых трансформаторов

f831

Значительная часть энергии в энергосистеме теряется в силовых трансформаторах. По данным, приведенным в /47/ в 1975 г., потери в них составили 7% от всей выработанной электроэнергии в стране (СССР) или 70 млрд. кВт.ч. Доля потерь в силовых трансформаторах имеет тенденцию к нарастанию в связи с ростом соотношения мощности трансформаторов к мощности генераторов. Особенно велики потери в трансформаторах сетей 6-10 кВ, которые составляют 67% от общих потерь в этих сетях; в трансформаторах 35-110 кВ теряется более 45% от потерь в сетях; немалые потери энергии имеют место и в повышающих трансформаторах. Очевидно, что вопросы снижения потерь энергии в силовых трансформаторах являются актуальными.

Как известно, потери энергии в трансформаторах складываются из потерь энергии холостого хода (потери в магнитопроводе) и потерь энергии короткого замыкания (потери в обмотках):

f831 ,              (8.3.1)

где Px и PK — потери холостого хода и короткого замыкания, Т — время работы, αM — отношение максимальной нагрузки к номинальной мощности трансформатора, t — время максимальных потерь.

Нагрузка трансформатора, при котором КПД максимален, определяется из формулы

f832,            (8.3.2)

где — коэффициент загрузки трансформатора, выраженный в долях от номинальной мощности Sн.

Приняв величину α за аргумент, находят максимальное значение функции ή. Для этого определяют первую производную и, приняв ее за нуль, получают:

f833.                        (8.3.3)

Потери энергии за год будут минимальными, если среднеквадратичная загрузка трансформатора αCP будет равна α:

αCP = α                         (8.3.4)

Значению αCP соответствует среднеквадратичное значение потерь мощности в трансформаторе

f835.                         (8.3.5)

Аналогично тому, как определяется α, можно найти значение αCP, при котором будет иметь место минимум потерь энергии в течение года. Это будет при равенстве потерь энергии холостого хода и энергии короткого замыкания

f836,                               (8.3.6)

откуда

f837.                                              (8.3.7)

Формула (8.3.7) позволяет определить оптимальную загрузку силового трансформатора по известным его параметрам Рх и Рк и в зависимости от характера нагрузки.

Исходя из (8.3.3) и (8.3.4), мощность трансформатора по условиям минимума потерь энергии равна

f838,                  (8.3.8)

или исходя из (8.3.7)

f839,               (8.3.9)

где — среднеквадратичное значение нагрузки.

Из (8.3.8) и (8.3.9) видно, что для любого графика нагрузки существует соотношение

или .          f8310 (8.3.10)

При пользовании формулой (8.3.3) коэффициент загрузки αCP получается в пределах 0,45-0,55, так как трансформаторы выпускаются с соотношением h=3,3-5,0. Обычно в проектной практике пользуются максимальными значениями нагрузки Sм, по которым определяется и загрузка трансформаторов, т.е. берут α = αM. Это ведет к тому, что αCP оказывается значительно ниже оптимального значения. Это одна из причин того, что находящиеся в настоящее время в эксплуатации силовые трансформаторы имеют низкую загрузку и многие из них работают в неоптимальном режиме по условиям минимума потерь энергии. Подтверждением этому являются приводимые данные о низкой эксплуатационной загрузке трансформаторов /48,49/, что ведет к неоправданной необходимости расширения производства трансформаторов и увеличения капитальных затрат на трансформацию электроэнергии.

Высказанные в /48/ соображения по снижению затрат на трансформацию электроэнергии на основании анализа большого количества данных об обследовании эксплуатационной среднегодовой и максимальной загрузок трансформаторов хорошо подтверждаются излагаемыми нами теоретическими выкладками.

Зависимость αM от времени максимальных потерь t показана на рис.8.3.1, откуда видно, что чем меньше значение t, тем выше должна быть загрузка (αM) трансформатора по условиям минимума потерь энергии. Загрузка по среднему значению αCP не зависит от t. При этом нагрузка трансформатора αM не должна превышать допустимой величины по условиям допустимого нагрева обмоток и масла трансформатора, а также по условиям износа изоляции согласно ГОСТ 14209-85.

Менее, чем положено по условиям минимума потерь энергии, загружены трансформаторы энергосистем напряжением 110-330 кВ и промышленных предприятий. Наиболее характерна для этой группы трансформаторов загрузка αM = 0,53-0,65. На некоторых предприятиях отмечается еще более низкая эксплуатационная загрузка трансформаторов. Так, по данным /74/ она составляет 0,35 и менее.

pic831

Рис. 8.3.1

Расчеты по формуле (8.3.7) показывают, что при значениях t=1500-3000 ч, характерных для нагрузок этих трансформаторов, и соотношении Рк и Рх равном h = 5, загрузка их по минимуму потерь должна составлять αM = 0,76-1,08.

Трансформаторы городских и сельских сетей 10 кВ имеют эксплуатационную загрузку αM = 0,55 — 1,07 /47/. Расчеты по формуле (8.3.7) при значениях t = 400-1500 ч и h = 5 показывают, что их загрузка по минимуму потерь энергии должна быть в пределах αM = 1,1 — 2,0. Эту группу трансформаторов целесообразно загружать максимально с учетом нагрузочной способности.

Согласно ГОСТ 14209-85 трансформаторы, имеющие малое число часов перегрузки, могут перегружаться в большей степени до αM = 2. Имеется корреляционная связь между загрузкой по минимуму потерь и допустимой нагрузки по износу изоляции, что позволяет трансформаторы малых мощностей городских и сельских сетей, имеющие нагрузки с низким значением t, выбирать с большей перегрузкой. Более полное использование трансформаторной мощности позволяет, как уменьшить потери энергии, так и уменьшить первоначальные капиталовложения.

Однако, надо иметь в виду, что при эксплуатации трансформаторов с нагрузкой, превышающей их номинальную мощность, увеличивается риск возникновения недопустимых перегрузок за счет непредвиденных случайных набросов нагрузки, поэтому они потребуют более внимательного контроля за ними. Эта группа трансформаторов требует усиления из нагрузочной способности, например, за счет применения более интенсивных систем охлаждения.

На двухтрансформаторных подстанциях с целью резервирования устанавливаются трансформаторы завышенной мощности. В нормальном режиме часто имеет место неоптимальный режим их загрузки по условиям минимума потерь энергии. На таких подстанциях можно было бы выбирать трансформаторы меньшей мощности при использовании более интенсивной системы охлаждения в аварийных режимах (при отключении одного из трансформаторов). Это может быть более экономичным.

Совсем иную картину представляет работа трансформаторов, имеющих нагрузки большой плотности (высокое значение Тм и соответственно t). К ним относятся повышающие трансформаторы и трансформаторы собственных нужд (ТСН) электростанций.

Повышающие трансформаторы имеют загрузку αM = 0.9, а трансформаторы собственных нужд (ТСН) — 0.8, нагрузки характеризуются значениями t = 5000 — 6000ч /48/. Оптимальная загрузка этих трансформаторов по минимуму потерь энергии должна составлять αM = 0,6 — 0,7 при соотношении Рк и Рх, равном h = 3,2 — 4,3.

Чтобы снизить потери мощности в этих трансформаторах, необходимо их принимать в 1,2-1,4 раза большей мощности, чем мощность генераторов или нагрузка собственных нужд. Так, например, если вместо трансформатора ТДЦ-200 МВА (121 кВ) применить трансформатора ТДЦ-250 МВА, потери будут на 0,5 млн.кВт.ч меньше, и, если вместо трансформатора собственных нужд ТДНС-10 МВА применить трансформатор ТДНС-16 МВА, потери снижаются почти на 30%. В том и другом случае разница в стоимости трансформатора окупается в течение 4-5 лет.

Предлагаемая нами методика определения нагрузки силового трансформатора по минимуму потерь энергии позволяет критически подходить и к практике их проектирования.

Соотношение потерь мощностей Рк и Рх по условиям минимума потерь энергии составляет

h = T/ αM2 t.

При проектировании трансформатора можно получить практически любое соотношение между потерями короткого замыкания и холостого хода, так как оно определяется соотношением между количеством меди и активной стали, заложенных в трансформатор /50/.

Ориентировочный анализ показывает, что все понижающие трансформаторы не требуют изменения соотношения Рк и Рх. Наоборот, какие-либо изменения h ведут к нежелательным изменениям параметров и повышению их стоимости.

Для повышающих трансформаторов и ТСН требуется снижение Рк потерь в меди, что вызывает увеличение Рх и снижение значения h. При значениях загрузки αM = 0,9, Т = 8000 ч и t = 5000 ч повышающие трансформаторы должны иметь h = 2; ТСН при αM = 0,8 должны иметь h = 2,5. Такие изменения параметров вызовут повышение затрат стали и некоторое повышение стоимости трансформаторов. Принятие решения об изменении параметров повышающих трансформаторов и ТСН требует в каждом случае технико-экономического обоснования. Расчеты показывают, что при снижении соотношения потерь Рк и Рх потери энергии могут уменьшиться на 15-30%.

Согласно общепринятой методике критерием выбора оптимальной мощности трансформатора является минимум приведенных годовых затрат. Коэффициент максимальной загрузки по минимуму затрат

f8312,                            (8.3.12)

где К — капвложения, Ен — нормативный коэффициент эффективности,

Рх‘ и Рк‘ — приведенные потери, Сэх и Сэк — стоимость единицы потерянной энергии холостого хода и короткого замыкания.

Расчеты по (6.8.12) показывают, что загрузка по минимуму затрат выше, чем по минимуму потерь энергии. Зависимость αM от t имеет такой же характер, как и зависимость αM = f(t) (рис.8.3.1).

Загрузка трансформатора по условиям минимума приведенных затрат всегда выше, чем по условиям минимума потерь энергии.

Расчеты по предлагаемой методике определения нагрузки силового трансформатора по условиям минимума потерь энергии показывают, что понижающие трансформаторы по условиям минимума потерь энергии требуют более высокой загрузки, чем они имеют на практике; повышающие трансформаторы и трансформаторы собственных нужд по условиям минимума потерь требуют более низкой загрузки или уменьшения соотношения потерь мощности короткого замыкания и холостого хода.

Содержание главы:

Содержание книги:

Статьи и книги по теме:

8.2. О наибольшей передаваемой мощности по линии электропередачи

f822

Считается, что для линий 500-750 кВ пропускная способность в настоящее время определяется условиями устойчивости, а для линий 110 кВ и ниже — допустимым нагревом проводов. Для линий 220-330 кВ определяющим может быть как устойчивость, так и допустимый нагрев. Считается, что пропускная способность линий наиболее высоких напряжений по устойчивости существенно ниже, чем по условию нагрева проводов (табл. 8.2.1).

 

Таблица 8.2.1

Uн,

кВ

L,

км

Число и сечение прово-дов, кв.мм

Натур. Мощность,

Рн,МВт

Пропускная способность

По нагреву

По устойчивости

МВт

В долях Рн

МВт

В долях Рн

110

 

70-240

30

 

1,5-3,3

 

 

220

 

240-400

135

 

1,5-2,0

 

 

330

200-300

2х300

350

760

2,2

800

2,3

500

300-400

3х300

900

1740

1,9

1350

1,5

750

400-500

5х300

2100

4600

2,1

2500

1,2

1150

400-500

8х300

5300

11000

2,1

4500

0,85

 

Требования к пропускной способности линий постоянно растут, поэтому в настоящее время и в будущем актуальна задача – повышение пропускной способности линий.

Приведенные в табл. 8.2.1 значения пропускной способности по условиям устойчивости определялись, согласно формуле (8.2.1) для длин линий, указанных во втором столбце.

По формуле расчета устойчивости

P =U U sinσ/хΣ,                             (8.2.1)

чем больше длина рассматриваемой линии, тем меньше предельная мощность по устойчивости. Поэтому ограничивались рассмотрением только головных участков линий (табл.8.2). Выше нами была доказана непригодность формулы (8.4.2) для оценки устойчивости работы линии.

Для определения предельной передаваемой мощности РПР от длины линии в простейшем случае (линия без потерь) из векторной диаграммы напряжений была выведена формула /44/:

f822 .              (8.2.2)

Эта формула рассматривает зависимость мощности от длины линии, выраженной в долях от волновой длины (λВ = 6000 км) (рис.8.2.1, кривая 2).

Согласно формуле (8.2.2) минимальная мощность получается при длине линии 1500 км (λl = 900), а при длине 3000 по линии теоретически можно передавать бесконечную мощность.

Однако, применять формулу (8.2.2) для определения предельной мощности линии ошибочно по многим причинам. Во-первых, формула получена из векторной диаграммы напряжений, где синус угла есть тригонометрическая функция и не зависит от волновой длины линии. Во-вторых, длина волны, как мы выше рассматривали, при передаче энергии за счет электронной проводимости, иная, чем длина электромагнитной волны.

Таким образом, нет никаких оснований определять предельную мощность линии ни по формуле (8.2.1), ни по так называемой формуле определения предельной передаваемой мощности (8.2.2).

Линия может быть ограничена по мощности по условиям обеспечения высокого коэффициента полезного действия (КПД). Расчеты показывают, что КПД линий достаточно высоки — более 85-90% и этот показатель также не может сильно ограничивать мощность линии.

Наиболее существенные ограничения мощности, передаваемой по линии, дают экономические соображения, которые нами рассмотрены в разделе 8.1.

 

pic821

Рис. 8.2.1

 

Следующей причиной, ограничивающей передаваемую мощность по линии, могут быть токи качания при несинхронной работе генератора с системой, которые достигают двукратного значения относительно нормального режима, но такой режим кратковременен.

Наиболее существенно наше предложение — снять ограничение мощности передаваемой по линии по условиям устойчивости по формуле (8.9.1) и определяемой предельной мощности по формуле (8.9.2). Это предложение позволяет принимать высокую пропускную способность линии, особенно на сверхвысоких напряжениях — 750 и 1150 кВ (табл.8.2.2). Снятие ограничения нагрузки на сверхвысоковольтные линии по устойчивости позволит повысить конкурентоспособность линий переменного тока по сравнению с линиями постоянного тока. Также существенно то, что с увеличением длины линии пропускная способность линии не уменьшается, как полагалось согласно формуле (8.2.1). Немаловажные выводы о пропускной способности линии можно сделать из посылов, что «настроенные» линии бывают ни при определенных длинах, а при определенных ее нагрузках, и нет никаких полуволновых, четвертьволновых линий. Ошибочно полагать, что при длине линии 3000 км теоретически по ней можно передавать бесконечную мощность, и что при длине линии 1500 км можно передавать минимальную мощность.

Если в нормальном режиме экономически целесообразно загружать линию достаточно низко (раздел 8.1), то в режимах максимальных нагрузок линию можно загружать до предела, определяемого нагрузочной способностью по нагреву или по допустимому уровню напряжения. Допустимая плотность тока по условиям нагрева зависит от сечения провода. Чем больше сечение провода, тем меньше допустимая плотность тока. В таблице 8.2.2 приведены допустимые токи и плотности тока для различных сечений для сталеалюминиевого провода.

 

Таблица 8.2.2.

F,мм2

10

16

25

35

50

70

95

120

150

185

240

300

400

500

600

Iдоп, А

84

111

142

175

210

265

330

390

450

520

610

700

830

960

1050

J, А/мм2

8,4

6,94

5,7

5,0

4,2

3,8

3,5

3,25

3,0

2,8

2,5

2,33

2,1

1,9

1,75

В литературе не приводятся данные по допустимым токам и плотностям тока для расщепленных проводов. Для провода сечением 3х300мм2 можно допустить плотность тока примерно 2.0 А/мм2 или допустимый ток равен 1800 А, чему соответствует полная мощность 1560 МВт, что составляет 1,7 Рнат . Эта цифра близко к приведенной в таблице 8.2.1 допустимой мощности по нагреву оцениваемого в 1740 МВт. Ниже нами приводятся расчетные данные по допустимой нагрузке на линию 500 кВ «Токтогулская ГЭС – п/ст. Фрунзенская» по уровню напряжения.. При нагрузке в 1.5 Рнат напряжение на конце линии получается равным 500 кВ, при напряжении в начале равном 525 кВ. При увеличении напряжения в начале линии до 550 кВ при допустимой нагрузке по нагреву 1560 МВт напряжение на конце линии получается равным 519.5 кВ. Эти расчеты показывают, что допустимую максимальную нагрузку на эту линию можно увеличивать до предельной по нагреву, что позволит более полнее использовать её.

Содержание главы:

Содержание книги:

Статьи и книги по теме:

8.1. Экономически целесообразная мощность, передаваемая по линии электропередачи

pic811

Экономические показатели и технические характеристики высоковольтных линий электропередач сильно зависят от величины напряжения. Каждому уровню напряжения должны соответствовать определенные пределы мощности по экономическим соображениям.

Общепринято считать критерием экономичности «приведенные затраты».

Существующие методы выбора напряжений имеют ряд недостатков, и в целом эта проблема остается слабо разработанной. Приводимые в учебниках эмпирические формулы Стилла, Залесского, Илларионова и др., выражающие зависимость напряжения от дальности передачи и величины передаваемой мощности, дают большой разброс и по ним трудно судить, какому напряжению следует отдать предпочтение. Кроме того, эти формулы не учитывают многих факторов, как экономических, так и технических, поэтому на практике они не применяются.

Для ориентировочной оценки областей применения того или иного напряжения в литературе /34/ приводятся кривые равноэкономичности двух смежных напряжений в зависимости от длины ЛЭП и величины передаваемой мощности. Однако, эти кривые дают резко выраженную зависимость напряжения от дальности передачи, что не соответствует действительности (рис.8.1.1).

 

pic811

Рис. 8.1.1 Границы равноэкономичности напряжений 35 и 110 (1,3), 110 и 220 кВ (2,4) (пунктирные кривые из /34/).

 

Для каждого класса напряжения известны пределы передаваемой мощности по допустимому нагреву или соответствующие экономическим плотностям тока (табл.8.1.1) /40/.

 

Таблица 8.1.1

U, кВ

Сечение прово-дов, мм.кв

Передав. Мощность, МВт

I Длина линии, км

Натур.

Доп. по нагреву

При J=Jэк

Наиб.

Предельная при

Средняя между ПС

10

35-90

0,25

3,1-5,7

0,7-1,8

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

35

35-120

3

9,5-20,6

2-11

30-60

 

 

110

70-240

30

44,8-102

13-45

50-150

80

25

220

240-400

120

205-280

90-150

150-250

400

100

 

Однако, пользование данными таблицы не полностью отвечает требованиям конкретного решения задачи. Так, выбор напряжения по условиям нагрева может не соответствовать экономическим соображениям, а выбор напряжения по мощности, соответствующей экономической плотности тока, не учитывает дальности электропередачи.

В /41/ предлагается для определения напряжения сети пользоваться номограммами, построенными в зависимости от исходных данных, передаваемой мощности и длины линии. Однако они построены применительно к системам электроснабжения промышленных предприятий.

В /41/ предлагается пользоваться методом минимума приведенных затрат, как критерием для установления рационального напряжения в городских сетях.

Нужно отметить, что этот метод является общепринятым в технико-экономических расчетах во всех отраслях. Разновидностью его является метод экономических интервалов, использующийся для выбора сечения проводов ЛЭП /43/. К сожалению, до настоящего времени выбор напряжения высоковольтных ЛЭП по методу приведенных затрат глубоко не рассмотрен.

Ниже нами сделана попытка рассмотреть вопросы применения этого метода для выбора номинального напряжения высоковольтных ЛЭП.

Приведенные затраты на 1 км линии при передаче одной и той же мощности по линиям различного напряжения одинакового сечения проводов определяются из следующих равенств:

З1 = К1р + S2RtCэ.10-3/U12 ;            (8.1.1)

З2 = К2р + S2RtCэ.10-3/U22,             (8.1.2)

где К1 и К2 — удельные капитальные вложения на 1 км линии; р — нормативный коэффициент эффективности; S — полная мощность, кВа; U — напряжение линии, кВ; R — активное сопротивление проводов, Ом/км; t — время максимальных потерь; Сэ — стоимость 1 кВт.ч.

При различных сечениях проводов в формулы (8.1.1) и (8.1.2) подставляются соответствующие значения сопротивления R.

Значение равноэкономической мощности при одном и том же сечении проводов определяется как

 

f813,           (8.1.3)

а при различных сечениях проводов

f814,                (8.1.4)

Для более точного определения зоны применимости того или иного класса напряжения необходимо учитывать стоимость подстанций. Причем, число подстанций может отличаться при различных напряжениях. Приведенные затраты на 1 км линии при учете стоимости подстанций равны:

 

f815.         (8.1.5)

При учете стоимости подстанций, при их различном числе и различных сечениях проводов равноэкономическая мощность может быть определена из выражения:

f816,    (8.1.6)

где pл — коэффициент постоянной части приведенных затрат на линии, pл = pпс + pа, где pа — норма амортизационных отчислений; pпс — то же для подстанций (pпс = p + pапс).

Более точная равноэкономическая мощность между двумя классами напряжений может быть определена при учете потерь энергии в трансформаторах.

pic812Рис. 8.1.2

 

На рис.8.1.2 приведены построенные нами в единых координатах кривые зависимости приведенных затрат на 1 км линии, для классов напряжений 10, 35, 110 кВ от величины передаваемой мощности, рассчитанные согласно выражениям (8.1.1) и (8.1.2). Полученная картина наглядно показывает при каком классе напряжения имеет место минимум приведенных затрат. Для более точного определения областей применения того или иного класса напряжения по экономическим соображениям необходимо учесть стоимость подстанций, отнесенных к единице длины линий. Наши расчеты и построенные по ним кривые дают очень интересные результаты, сильно отличающиеся от ранее рекомендуемых пределов экономических мощностей для различных напряжений и сечений проводов.

Точки пересечения кривых З = f(S) разных напряжений являются равноэкономическими. При передаче меньшей мощности, чем равноэкономическая, выгоднее низшее напряжение; а при передаче большей — высшее напряжение.

Наглядную картину экономичности того или иного напряжения при различных сечениях проводов показывают кривые зависимости удельных приведенных затрат от величины передаваемой мощности (рис.8.1.2, 8.1.3, 8.1.4). Чем больше число подстанций и короче длина линии, тем выше равноэкономическая мощность, т.е. область применения меньшего напряжения расширяется. На рисунке 8.1.3 приведены рассчитанные нами кривые зависимоти удельных приведенных затрат от передаваемой мощности по линии напряжениями 35 и 110 кВ с учетом числа подстанций и длины линии.

Приведенные на рис.8.1.1 кривые равноэкономичности между напряжениями 35, 110, 220 кВ (1 и 2) сильно отличаются от (3 и 4) тем, что область применения того или иного напряжения значительно меньше зависит от длины линии. Все классы напряжений экономически целесообразны при более низких значениях мощности, чем рекомендовалось раньше, что позволяет сделать очень важный вывод, что более высокое напряжение экономически выгодно при значительно меньших мощностях, чем рекомендовалось ранее. Видимо ранее производимые расчеты велись при меньшей стоимости электроэнергии. Разница между стоимостью ЛЭП-35 кВ и ЛЭП-110 кВ составляет 12,7%, а потери энергии в ЛЭП-110 примерно в 10 раз меньше, чем в ЛЭП-35. В ЛЭП-35 потерь энергии меньше примерно в 12 раз, чем в ЛЭП-10 кВ. Разница в стоимости линий 110 и 220 кВ составляет всего 12,4%, а потери энергии отличаются в 4 раза.

Сравнение минимума приведенных затрат линий разных классов напряжений четко показывает картину применимости каждого класса напряжения в зависимости от величины передаваемой мощности, длины линии, сечения проводов, числа подстанций стоимости электроэнергии и удельных капиталовложений.

Приведенный нами анализ показал, что каждый класс напряжения экономически выгоден при меньших мощностях, чем было общепринято.

Например, напряжение 110 кВ выгодно уже при передаче мощности более 5-7 МВА, 220 кВ — при передаче мощности более 23-32 МВА, 500 кВ — при передаче более 200 МВА в зависимости от сечения проводов и числа подстанций.

Нужно отметить меньшую зависимость напряжения от дальности передачи, чем было общепринято.

Расчеты показали очень узкую область применимости класса напряжения 35 кВ. С учетом перспективы роста нагрузок необходимо отдавать предпочтение напряжению 110 кВ. Также напрашивается предложение о переводе существующих сетей 35 кВ на напряжение 110 кВ. Высота опор позволяет осуществить такой перевод при замене траверс на большие размеры.

pic813
Рис. 8.1.3.

 

1 — без учета стоимости подстанций, 2 — с учетом стоимости одной подстанции, 3 – с учетом стоимости двух подстанций

Интересно сравнить результаты расчетов по предложенной методике и существующей методике выбора сечения проводов по экономической плотности тока. Получающиеся плотности тока по нашей методике получаются меньше, чем по существующей методике особенно на высоких напряжениях. При равноэкономической мощности между смежными напряжениями плотности тока на высоком напряжении получаются во столько раз меньшими, во сколько раз оно больше, чем меньшее напряжение, и они в несколько раз меньше, чем экономические плотности тока. Экономически целесообразная плотность тока по нашей методике будет тем меньше, чем больше стоимость электроэнергии.

При сравнении экономичности использования напряжения 110 и 220 кВ, при учете стоимости двух подстанций при передаче мощности 32 МВА они равноэкономичны. На напряжении 110 кВ плотность тока получается при сечении провода F =240мм2 равной 0,7А/мм2, а при напряжении 220 кВ равной 0,35 А/мм2. При плотности тока в линии 220 кВ более 1А/мм2 применимо уже напряжение 500 кВ.

Интересно сопоставить данные, полученные нами с рекомендуемыми нормами ПУЭ по выбору сечения проводов по экономической плотности тока. По предлагаемому нами методу экономически целесообразная мощность получается меньше, чем по ПУЭ. При выборе сечения проводов по нормам ПУЭ будут иметь место большие потери энергии. При росте цен на электроэнергию стоимость потерь будет возрастать. При напряжениях 110 кВ и выше рекомендуется принимать меньшие плотности тока, чем по нормам ПУЭ. Также необходимо учитывать, что при равноэкономических мощностях большее напряжение может быть выгодным при плотностях тока меньших, чем в сети меньшего напряжения обратно пропорционально напряжению. Так, например, в сети 220кВ при плотности тока в 2 раза меньше, чем в сети 110 кВ они могут быть равноэкономическими.

 

pic815
Рис. 8.1.5.

1,2,3 – с учетом одной подстанции, 4 – без учета подстанции

Содержание главы:

Содержание книги:

Статьи и книги по теме:

ГЛАВА 7. ОБ УСТОЙЧИВОСТИ РАБОТЫ ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ

pic71

Некоторые процессы и параметры в электротехнике невозможно увидеть и измерить, поэтому теории возникали при определенных допущениях и некоторых предположениях.

В данной работе проводится анализ существующей теории устойчивости работы генератора и линии электропередачи.

Под устойчивостью работы энергосистемы понимается способность сохранять работу ее частей и элементов при различных возмущениях.

Нам представляется, что имеется ряд неверных допущений и предположений в изложении теории устойчивости.

Для расчета устойчивости линии электропередачи использована формула, выведенная из векторной диаграммы напряжений генератора.

pic71

Рис.7.1

 

Рис. 7.2

 

 

 

В векторной диаграмме напряжений генератора (Рис. 7.1) напряжение на выводах — U, падение напряжения на индуктивном сопротивлении Ixd, реактивная составляющая напряжения на выводах — Up, активная – Ua, Е – геометрическая сумма напряжения на выводах и падения напряжения внутри генератора, которая есть ЭДС генератора. Угол φ — сдвиг векторов между активной составляющей и полным напряжением на выводах генератора, σ — угол между напряжением U и ЭДС Е.

 

Рис. 7.3

 

Рис. 7.4

 

В векторной диаграмме мощностей (Рис. 7.2) Sг — полная мощность выдаваемая генератором, Рг и Qг — ее активная и реактивная составляющие, — реактивная мощность, потребляемая самим генератором, S’г — сумма полной мощности выдаваемой генератором и потребляемой им самим реактивной мощности. Падением напряжения и потерей мощности на активном сопротивлении генератора пренебрегают. Вырабатываемая генератором реактивная мощность является емкостной, часть которой идет на компенсацию индуктивности генератора — ΔQL, а другая часть Qг — идет в сеть.

В векторных диаграммах углы φ и σ — углы сдвига между векторами напряжений (мощностей), и при неизменных соотношениях мощностей не изменяются. На рисунке 7.4 углы сдвига φ и σ показаны на временной диаграмме. В генераторах при номинальных параметрах угол φ находится в пределах , а угол σ — в пределах .

Из векторной диаграммы напряжений (мощностей) генератора можно найти различные соотношения между параметрами. Так найдено [57] соотношение между активной мощностью, напряжением генератора, ЭДС Е и индуктивным сопротивлением генератора (рис. 7.4):

 

CD = AB = E sin σ = Ixd cos φ   (7.1)

 

Умножая левую и правую части уравнения на U / xd получают:

 

UE / xd sin σ = P (7.2)

 

Эту формулу необоснованно используют для анализа устойчивости работы генератора или линии электропередачи. Считается, что «при постоянстве ЭДС Е и напряжения U изменение передаваемой мощности Р может быть обусловлено лишь соответствующим изменением угла σ [57]. Также утверждается, что «величиной непосредственно определяющей значение активной мощности отдаваемой генератором приемнику, является угол σ», также считается, что согласно уравнению (6.4.2) зависимость мощности от угла σ имеет синусоидальный характер. Так принято исходя, из того, что этот угол бесконечно меняется. Мгновенная мощность каждой фазы генератора меняется по синусоиде в зависимости от угла поворота ротора (во времени). Но не от угла σ в диаграмме напряжений генератора.

Главная ошибка состоит в том, что формула (7.2) выведена из диаграммы напряжения генератора, с использованием тригонометрического угла, который не меняется во времени, и эта формула совершенно необоснованно применяется для анализа устойчивости генератора в предположении, что этот угол есть угол поворота ротора и меняется во времени. Угол σ в диаграмме напряжения (или мощностей) так же как и угол φ при неизменных соотношениях мощностей является постоянным и есть тригонометрический угол.

Мощность однофазного генератора имеет синусоидальный неизменный характер в зависимости от пространственного (временного) угла и, согласно законам электротехники, изменение мощности во времени изображают в виде положительных полуволн (рис. 7.5).

Синусоиду, полученную по формуле (7.2) можно принять за синусоиду однофазного генератора.

По общепринятой методике мощность турбины можно сравнивать с синусоидой изменения мощности однофазного генератора, рассчитанной по формуле (7.2).

Рис. 7.5

 

Точка пересечения кривой изменения мощности генератора с мощностью турбины должна быть всегда определенной. Без учета КПД мощность турбины должна быть равна действующему значению мощности генератора. Этому условию Рт=Рг удовлетворяют точки 1 и 2. Считается, что точка 1 соответствует устойчивому установившемуся режиму:

 

PT ≈ PЭ Дейст = PЭ Мах / √2  (7.3)

 

Углы, при которых пересекаются синусоида электрической мощности генератора Рэ с мощностью турбины Рт (рис. 7.5), всегда должны быть равны 450 и 1350, при этом энергия турбины и генератора будут равны Ат = Аэ.

При оценке устойчивости по формуле (7.2) считается, что первая точка пересечения (точка 1 рис. 7.6) отвечает режиму работы генератора, при котором вращающийся и тормозные моменты уравновешиваются и считается, что эта точка пересечения может смещаться в ту или иную сторону и что этот угол может достигать 90 градусов. Это является ещё одной ошибкой. Точка пересечения 1 всегда должна соответствовать углу 450 по условиям равенства энергий за один период. Для однофазного генератора при изменении электрической или механической мощности точки пересечения будут смещаться в ту или иную сторону до установления равновесия между ними, затем углы пересечения восстановятся при первоначальном значении в 450.

Для анализа устойчивости трёхфазного генератора сравнивают одну синусоиду, полученную по формуле (7.2.), с неизменной мощностью турбины. Это является следующей ошибкой.

 


Рис. 7.6

 

Рассмотрение изменения мощности трёхфазного генератора в виде одной синусоиды согласно формуле (7.2) противоречит действительной картине. В действительности мощность каждой фазы во времени изменяется по синусоидам, сдвинутым на 120о. Так как отрицательную полуволну также принимают как положительную, то мощность каждой фазы изменяется со сдвигом 60о относительно друг друга. Согласно рис.7.6 прямая Рт (мощность турбины) пересекает 12 раз суммарную мощность мгновенных значений мощностей всех трёх фаз (Рэ3ф) в течение одного оборота ротора. Сумма векторов мощностей трёх фаз или нагрузка на валу турбины меняется с периодичностью в 60о и механическое усилие на турбину оказывает одновременно сумма мгновенных значений мощностей всех трёх фаз.

В трехфазном генераторе действующая мощность равна

PЭ Дейст = √3IU cos φ (7.4)

Согласно рисунку 6.18 сумма мгновенных значений мощностей 3 фаз меняется между значениями 1,732 и 2; среднее значение равно 1,866, следовательно, соотношение мощностей турбины и трехфазного генератора равно

PT = 1,866 PЭ Дейст (7.5)

Таким образом, в трёхфазном генераторе мощность турбины сопоставима почти с двойным значением действующей мощности одной фазы в отличие от однофазного генератора.

Еще более не подходит применение формулы (7.2) для оценки устойчивости линии электропередачи. Искусственный перенос формулы (7.2) для расчетов устойчивости линии электропередачи ошибочно и необоснованно. В формуле (7.2) хd суммируют с суммой сопротивлений трансформаторов и линии электропередачи, и расчет ведут по видоизмененной формуле

P = (U1U2/xΣ) sin σΣ (7.6)

где U1, U2 — напряжение в начале и конце линии электропередачи, xΣ — сумма сопротивлений генератора, трансформатора и линии электропередачи. Угол  имеет отношение только к генератору, и закономерности его изменения зависят от соотношения активных и реактивных мощностей генератора. Напряжение на конце передачи изменяется относительно напряжения в начале передачи в зависимости от загрузки линии. Напряжение конца линии может уменьшаться или увеличиваться в зависимости от её нагрузки и его вектор может смещаться влево или вправо от вектора напряжения начала линии. Угол между векторами U1 и U2 является тригонометрическим и показывает сдвиг векторов напряжений между началом и концом линии. Этот угол во времени не меняется и при неизменной нагрузке постоянен и нет каких либо оснований считать, что этот угол можно суммировать с углом поворота ротора генератора и, что он влияет на устойчивость работы генераторов станции или линии. Угол поворота ротора бесконечно меняется во времени. В совместной векторной диаграмме напряжений генератора и линии электропередачи угол  генератора и угол сдвига векторов напряжений начала и конца линии можно суммировать как тригонометрические углы.

Согласно существующей теории невозможно рассчитать устойчивость линий при параллельной работе большого числа генераторов на электрической станции на несколько линий. Также не ясно как определять устойчивость линии в сложной энергетической системе с большим числом электростанций и линий. Совершенно непонятно с какой мощностью турбины или скольких турбин сопоставлять синусоиду мощности нагрузки линии.

Вообще нет каких-либо обоснований для рассмотрения режима работы линий электропередачи по формуле (7.6).

Ненормальными режимами работы линии электропередачи могут быть только их перегрузка, протекание токов качания или короткого замыкания или превышения напряжения.

Причиной неустойчивости генератора может быть недостаточная скорость автоматического регулирования тока возбуждения при отклонениях напряжения, например, при коротких замыканиях, при резких увеличениях или уменьшениях нагрузки, при отключении одной из параллельных линий, при которых могут быть снижения напряжения в системе и частоты генератора.

При сбросах нагрузки или при отключении линии, наоборот, будут иметь место повышения напряжения в системе и увеличение частоты генератора.

Причинами неустойчивости генератора могут быть и повреждения в механической части системы турбина-генератор; такие как отказ пускорегулирующих аппаратов; автоматики регулирования числа оборотов турбины.

Все виды автоматики действуют на поддержание напряжения и частоты генератора. Это быстрое отключение точки короткого замыкания, быстрая разгрузка паровых турбин с помощью ЭГП (электрогидравлических преобразователей), автоматическое ограничение мощности (АОМ), автоматическая частотная разгрузка (АЧР) системы, делительная автоматика и т.д.

Обеспечение надлежащей устойчивой работы энергосистем, электрических станций выше перечисленными видами автоматики указывает на то, что причинами неустойчивости являются только нарушения условий параллельной работы генераторов (станций) и системы, т.е. неравенство частот или напряжений, которые могут возникнуть при резких увеличениях или сбросах нагрузки или при аварийных ситуациях.

Таким образом, на устойчивость работы генератора не влияют угол между Е и U генератора и угол между ними постоянен для данной нагрузки генератора. Большой угол между напряжениями начала и конца линии (U1 и U2) могут вызвать процесс качания и чем больше этот угол, тем больше вероятность её возникновения.

При рассмотрении отдельно линии для нее не подходит существующая методика определения устойчивости. Линии, связывающие два узла энергосистемы или две отдельные энергосистемы, работающих синхронно, имеют на концах небольшой угол сдвига, так как частота системы при нормальной работе примерно одинакова в начале и в конце линии. Угловой сдвиг между векторами напряжений начала и конца линий увеличивается при росте её длины, т. е., чем больше длина линии, риск возникновения процесса качания и несинхронных режимов возрастает.

Доказывается несостоятельность формул (7.2) и (7.6) соответственно для анализа устойчивости генератора и линии электропередачи. Формула (7.2) выведена через тригонометрический угол σ между сдвигами векторов напряжений (мощностей) генератора, который затем рассматривается как угол поворота ротора генератора, что сделано совершенно необоснованно.

Другим доказательством невозможности применения этих формул для анализа устойчивости генератора является несостоятельность сравнения мощности турбины с одной синусоидой мощности генератора, в то время как в трёхфазном генераторе сопротивление вращению ротора оказывают все три фазы, иначе говоря, мощность турбины затрачивается на выработку мощности во всех трёх фазах генератора.

Существующая теория устойчивости может быть в некоторой мере может быть годна для анализа устойчивости однофазного генератора. Однако ошибочно принятие первой точки пересечения прямой мощности турбины и синусоиды электрической мощности генератора за угол, определяющей устойчивость генератора, которое может меняться до 90о и более, в то время как эта точка пересечения для однофазного генератора всегда определённая и равна 45о.

Причинами неустойчивости генераторов является только нарушения условий параллельной работы (синхронизма): неравенство частот или напряжений и сдвиг фаз между напряжениями.

Последствием потери устойчивости является появление процесса качания.

Рассмотрение устойчивости линии электропередачи по существующей методике расчета необоснованно.  Данные расчётов по формуле (7.6) предполагали уменьшение предела передаваемой мощности в зависимости от длины линии по условиям устойчивости. Отказ от определения устойчивости по существующей методике позволяет снять ограничения предельной мощности для линии в зависимости от её длины. Необходимо также пересмотреть меры по повышению устойчивости, предусматриваемые согласно существующей методике, такие как, например, применение устройства продольной компенсации.

Содержание главы:

Содержание книги:

Статьи и книги по теме: