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):

,              (8.3.1)

где P_x и P_K — потери холостого хода и короткого замыкания, Т — время работы, α_M — отношение максимальной нагрузки к номинальной мощности трансформатора, t — время максимальных потерь.

Нагрузка трансформатора, при котором КПД максимален, определяется из формулы

,            (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:

.                        (8.3.3)

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

α_CP = α                         (8.3.4)

Значению α_CP соответствует среднеквадратичное значение потерь мощности в трансформаторе

.                         (8.3.5)

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

,                               (8.3.6)

откуда

.                                              (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

,                  (8.3.8)

или исходя из (8.3.7)

,               (8.3.9)

где — среднеквадратичное значение нагрузки.

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

или .           (8.3.10)

При пользовании формулой (8.3.3) коэффициент загрузки α_CP 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 S_м, по которым определяется и загрузка трансформаторов, т.е. берут α = α_M. Это ведет к тому, что α_CP 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 α_M от времени максимальных потерь t показана на рис.8.3.1, откуда видно, что чем меньше значение t, тем выше должна быть загрузка (α_M) трансформатора по условиям минимума потерь энергии. Загрузка по среднему значению α_CP не зависит от t. При этом нагрузка трансформатора α_M 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 α_M = 0,53-0,65. На некоторых предприятиях отмечается еще более низкая эксплуатационная загрузка трансформаторов. Так, по данным /74/ она составляет 0,35 и менее.

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 Р_к и Р_х равном h = 5, загрузка их по минимуму потерь должна составлять α_M = 0,76-1,08.

Трансформаторы городских и сельских сетей 10 кВ имеют эксплуатационную загрузку α_M = 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 α_M = 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 α_M = 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 α_M = 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 α_M = 0,6 — 0,7 при соотношении Р_к и Р_х, 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 Р_к и Р_х по условиям минимума потерь энергии составляет

h = T/ α_M² 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 Р_к и Р_х. Наоборот, какие-либо изменения h ведут к нежелательным изменениям параметров и повышению их стоимости.

Для повышающих трансформаторов и ТСН требуется снижение Р_к потерь в меди, что вызывает увеличение Р_х и снижение значения h. При значениях загрузки α_M = 0,9, Т = 8000 ч и t = 5000 ч повышающие трансформаторы должны иметь h = 2; ТСН при α_M = 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 Р_к и Р_х 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

,                            (8.3.12)

где К — капвложения, Е_н — нормативный коэффициент эффективности,

Р_х‘ и Р_к‘ — приведенные потери, С_эх и С_эк — 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 α_M от t имеет такой же характер, как и зависимость α_M = 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:

• Глава 8. Нагрузки линий электропередачи

• 8.1. Экономически целесообразная мощность, передаваемая по линии электропередачи
• 8.2. О наибольшей передаваемой мощности по линии электропередачи
• 8.3. Об экономической нагрузке силовых трансформаторов
• 8.4. Об определении времени максимальных потерь

Содержание книги:

• ЛЭП Кыргызстана — Введение
• Глава 1. РАЗВИТИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ
• ГЛАВА 2. ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ ГОРНЫХ РАЙОНОВ
  • 2.1. Характеристика нагрузок потребителей горных районов
  • 2.2. Способы электроснабжения потребителей горных районов
  • 2.3. Электроснабжение горных районов от автономных источников
  • 2.4. Электроснабжение горных районов от энергосистемы линиями электропередач
  • 2.8. Электроснабжение горных районов линиями электропередачи постоянного тока
  • 2.5. Электроснабжение потребителей горных районов отборами мощности от высоковольтных линий
  • 2.6. Комбинированное энергоснабжение потребителей горных районов
  • 2.7. Электроснабжение передвижных потребителей горных районов
• ГЛАВА 3. ГОРНЫЕ ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ
  • 3.1. Особенности горных ЛЭП
    • 3.1.1 Особенности изыскательских работ
    • 3.1.2. Особенности горных ЛЭП
    • 3.1.3. Особенности расстановки опор по профилю трассы
    • 3.1.4. Особенности строительно-монтажных работ
    • 3.1.5. Особенности эксплуатации
  • 3.2. Климатические условия прохождения трасс горных ЛЭП
    • 3.2.1. Особенности горной орографии, влияющие на климатические режимы
    • 3.2.2 Температура воздуха
    • 3.2.3. Солнечная радиация
    • 3.2.4. Ветровой режим
    • 3.2.5. Гололедно-изморозевые образования
  • 3.3. Природные физико–геологические процессы и их воздействия на горные ЛЭП
    • 3.3.1. Лавины
    • 3.3.2. Сели
  • 3.4. Выбор уровня изоляции горных ЛЭП
  • 3.5. Расчеты потерь на корону в горных ЛЭП
  • 3.6. Особенности грозозащиты горных ЛЭП
  • 3.7. Заземление горных ЛЭП
• Глава 4. О СВОЙСТВАХ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧ
  • 4.1. Реактивные мощности и натуральная мощность линии электропередачи
  • 4.2 О явлении резонанса напряжения и схемах замещения линии электропередачи
• ГЛАВА 5. О ПРИРОДЕ ПЕРЕДАЧИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ ПО ЛЭП
  • 5.1. О теории передачи электрической энергии электронной проводимостью
  • 5.2. Теория передачи электромагнитными волнами (Волновая теория)
  • 5.3. О прямой и обратной волне
• ГЛАВА 6. РАСЧЕТ РЕЖИМОВ ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ
  • 6.1. Расчет дальней сверхвысоковольтной линии электропередачи
  • 6.2. О расчете линии, работающей на шины бесконечной мощности
  • 6.3. Метод расчета режимов линии электропередачи
  • 6.4. Расчет режимов линии с учетом баланса реактивных мощностей
  • 6.5. Расчет падения и потери напряжения в линии электропередачи
• ГЛАВА 7. ОБ УСТОЙЧИВОСТИ РАБОТЫ ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ
• Литература — ЛЭП Кыргызстана
• Заключение
• Глава 8. Нагрузки линий электропередачи
  • 8.1. Экономически целесообразная мощность, передаваемая по линии электропередачи
  • 8.2. О наибольшей передаваемой мощности по линии электропередачи
  • 8.3. Об экономической нагрузке силовых трансформаторов
  • 8.4. Об определении времени максимальных потерь
• ГЛАВА 9. ПРИМЕНЕНИЕ ПЕРЕДАЧ ПОСТОЯННОГО ТОКА В ГОРНЫХ УСЛОВИЯХ
  • 9.1. Расчет нагрева рабочего заземлителя
  • 9.2.Термическая устойчивость рабочего заземлителя
  • 9.3 Учет явления электроосмоса
  • 9.4. Условия безопасности на рабочем заземлителе
  • 9.5. Расчет и выбор конструкции рабочих заземлителей
• Глава 10. РЕАКТИВНЫЕ МОЩНОСТИ В ЭНЕРГОСИСТЕМЕ
  • 10.1. Источники и потребители реактивной мощности
• ГЛАВА 11. УПРАВЛЕНИЕ УРОВНЕМ НАПРЯЖЕНИЯ В УЗЛЕ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ С ПОМОЩЬЮ ГЭС И КОМПЕНСАЦИЕЙ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ
  • 11.1 Использование ГЭС для регулирования напряжения в энергосистеме
  • 11.2. Расчеты уровней напряжения на примере линии «Токтогульская ГЭС — п/с Фрунзенская»
  • 11.3. Режимы работы элементов линии 500кВ на примере электропередач от Токтогульской ГЭС
• ГЛАВА 12. СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ КЫРГЫЗСТАНА И ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ
  • 12.2. Перспективы развития энергетической системы Кыргызстана
  • 12.1 Современное состояние

Статьи и книги по теме:

• О дальнейшем реформировании энергетики Кыргызстана
• Книга «ЛЭП Кыргызстана»
• О проблемах использования шунтирующих реакторов на Токтогульской ГЭС
• Книга «О теориях генерации, реактивной мощности и передачи электроэнергии»
• Электротехника – основа электроэнергетики

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

 

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/х_Σ,                             (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 Р_ПР от длины линии в простейшем случае (линия без потерь) из векторной диаграммы напряжений была выведена формула /44/:

.              (8.2.2)

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

Согласно формуле (8.2.2) минимальная мощность получается при длине линии 1500 км (λ_l = 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.

 

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 Р_нат . 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 Р_нат 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:

• Глава 8. Нагрузки линий электропередачи

• 8.1. Экономически целесообразная мощность, передаваемая по линии электропередачи
• 8.2. О наибольшей передаваемой мощности по линии электропередачи
• 8.3. Об экономической нагрузке силовых трансформаторов
• 8.4. Об определении времени максимальных потерь

Содержание книги:

• ЛЭП Кыргызстана — Введение
• Глава 1. РАЗВИТИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ
• ГЛАВА 2. ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ ГОРНЫХ РАЙОНОВ
  • 2.1. Характеристика нагрузок потребителей горных районов
  • 2.2. Способы электроснабжения потребителей горных районов
  • 2.3. Электроснабжение горных районов от автономных источников
  • 2.4. Электроснабжение горных районов от энергосистемы линиями электропередач
  • 2.8. Электроснабжение горных районов линиями электропередачи постоянного тока
  • 2.5. Электроснабжение потребителей горных районов отборами мощности от высоковольтных линий
  • 2.6. Комбинированное энергоснабжение потребителей горных районов
  • 2.7. Электроснабжение передвижных потребителей горных районов
• ГЛАВА 3. ГОРНЫЕ ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ
  • 3.1. Особенности горных ЛЭП
    • 3.1.1 Особенности изыскательских работ
    • 3.1.2. Особенности горных ЛЭП
    • 3.1.3. Особенности расстановки опор по профилю трассы
    • 3.1.4. Особенности строительно-монтажных работ
    • 3.1.5. Особенности эксплуатации
  • 3.2. Климатические условия прохождения трасс горных ЛЭП
    • 3.2.1. Особенности горной орографии, влияющие на климатические режимы
    • 3.2.2 Температура воздуха
    • 3.2.3. Солнечная радиация
    • 3.2.4. Ветровой режим
    • 3.2.5. Гололедно-изморозевые образования
  • 3.3. Природные физико–геологические процессы и их воздействия на горные ЛЭП
    • 3.3.1. Лавины
    • 3.3.2. Сели
  • 3.4. Выбор уровня изоляции горных ЛЭП
  • 3.5. Расчеты потерь на корону в горных ЛЭП
  • 3.6. Особенности грозозащиты горных ЛЭП
  • 3.7. Заземление горных ЛЭП
• Глава 4. О СВОЙСТВАХ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧ
  • 4.1. Реактивные мощности и натуральная мощность линии электропередачи
  • 4.2 О явлении резонанса напряжения и схемах замещения линии электропередачи
• ГЛАВА 5. О ПРИРОДЕ ПЕРЕДАЧИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ ПО ЛЭП
  • 5.1. О теории передачи электрической энергии электронной проводимостью
  • 5.2. Теория передачи электромагнитными волнами (Волновая теория)
  • 5.3. О прямой и обратной волне
• ГЛАВА 6. РАСЧЕТ РЕЖИМОВ ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ
  • 6.1. Расчет дальней сверхвысоковольтной линии электропередачи
  • 6.2. О расчете линии, работающей на шины бесконечной мощности
  • 6.3. Метод расчета режимов линии электропередачи
  • 6.4. Расчет режимов линии с учетом баланса реактивных мощностей
  • 6.5. Расчет падения и потери напряжения в линии электропередачи
• ГЛАВА 7. ОБ УСТОЙЧИВОСТИ РАБОТЫ ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ
• Литература — ЛЭП Кыргызстана
• Заключение
• Глава 8. Нагрузки линий электропередачи
  • 8.1. Экономически целесообразная мощность, передаваемая по линии электропередачи
  • 8.2. О наибольшей передаваемой мощности по линии электропередачи
  • 8.3. Об экономической нагрузке силовых трансформаторов
  • 8.4. Об определении времени максимальных потерь
• ГЛАВА 9. ПРИМЕНЕНИЕ ПЕРЕДАЧ ПОСТОЯННОГО ТОКА В ГОРНЫХ УСЛОВИЯХ
  • 9.1. Расчет нагрева рабочего заземлителя
  • 9.2.Термическая устойчивость рабочего заземлителя
  • 9.3 Учет явления электроосмоса
  • 9.4. Условия безопасности на рабочем заземлителе
  • 9.5. Расчет и выбор конструкции рабочих заземлителей
• Глава 10. РЕАКТИВНЫЕ МОЩНОСТИ В ЭНЕРГОСИСТЕМЕ
  • 10.1. Источники и потребители реактивной мощности
• ГЛАВА 11. УПРАВЛЕНИЕ УРОВНЕМ НАПРЯЖЕНИЯ В УЗЛЕ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ С ПОМОЩЬЮ ГЭС И КОМПЕНСАЦИЕЙ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ
  • 11.1 Использование ГЭС для регулирования напряжения в энергосистеме
  • 11.2. Расчеты уровней напряжения на примере линии «Токтогульская ГЭС — п/с Фрунзенская»
  • 11.3. Режимы работы элементов линии 500кВ на примере электропередач от Токтогульской ГЭС
• ГЛАВА 12. СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ КЫРГЫЗСТАНА И ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ
  • 12.2. Перспективы развития энергетической системы Кыргызстана
  • 12.1 Современное состояние

Статьи и книги по теме:

• О дальнейшем реформировании энергетики Кыргызстана
• Книга «ЛЭП Кыргызстана»
• О проблемах использования шунтирующих реакторов на Токтогульской ГЭС
• Книга «О теориях генерации, реактивной мощности и передачи электроэнергии»
• Электротехника – основа электроэнергетики

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).

 

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

 

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 + S²RtC_э^.10^-3/U₁² ;            (8.1.1)

З₂ = К₂р + S²RtC_э^.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; С_э — 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

 

,           (8.1.3)

а при различных сечениях проводов

,                (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:

 

.         (8.1.5)

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

,    (8.1.6)

где p_л — коэффициент постоянной части приведенных затрат на линии, p_л = p_пс + p_а, где p_а — норма амортизационных отчислений; p_пс — то же для подстанций (p_пс = p + p_апс).

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

Рис. 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.

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.

 

Рис. 8.1.5.

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

Содержание главы:

• Глава 8. Нагрузки линий электропередачи

• 8.1. Экономически целесообразная мощность, передаваемая по линии электропередачи
• 8.2. О наибольшей передаваемой мощности по линии электропередачи
• 8.3. Об экономической нагрузке силовых трансформаторов
• 8.4. Об определении времени максимальных потерь

Содержание книги:

• ЛЭП Кыргызстана — Введение
• Глава 1. РАЗВИТИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ
• ГЛАВА 2. ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ ГОРНЫХ РАЙОНОВ
  • 2.1. Характеристика нагрузок потребителей горных районов
  • 2.2. Способы электроснабжения потребителей горных районов
  • 2.3. Электроснабжение горных районов от автономных источников
  • 2.4. Электроснабжение горных районов от энергосистемы линиями электропередач
  • 2.8. Электроснабжение горных районов линиями электропередачи постоянного тока
  • 2.5. Электроснабжение потребителей горных районов отборами мощности от высоковольтных линий
  • 2.6. Комбинированное энергоснабжение потребителей горных районов
  • 2.7. Электроснабжение передвижных потребителей горных районов
• ГЛАВА 3. ГОРНЫЕ ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ
  • 3.1. Особенности горных ЛЭП
    • 3.1.1 Особенности изыскательских работ
    • 3.1.2. Особенности горных ЛЭП
    • 3.1.3. Особенности расстановки опор по профилю трассы
    • 3.1.4. Особенности строительно-монтажных работ
    • 3.1.5. Особенности эксплуатации
  • 3.2. Климатические условия прохождения трасс горных ЛЭП
    • 3.2.1. Особенности горной орографии, влияющие на климатические режимы
    • 3.2.2 Температура воздуха
    • 3.2.3. Солнечная радиация
    • 3.2.4. Ветровой режим
    • 3.2.5. Гололедно-изморозевые образования
  • 3.3. Природные физико–геологические процессы и их воздействия на горные ЛЭП
    • 3.3.1. Лавины
    • 3.3.2. Сели
  • 3.4. Выбор уровня изоляции горных ЛЭП
  • 3.5. Расчеты потерь на корону в горных ЛЭП
  • 3.6. Особенности грозозащиты горных ЛЭП
  • 3.7. Заземление горных ЛЭП
• Глава 4. О СВОЙСТВАХ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧ
  • 4.1. Реактивные мощности и натуральная мощность линии электропередачи
  • 4.2 О явлении резонанса напряжения и схемах замещения линии электропередачи
• ГЛАВА 5. О ПРИРОДЕ ПЕРЕДАЧИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ ПО ЛЭП
  • 5.1. О теории передачи электрической энергии электронной проводимостью
  • 5.2. Теория передачи электромагнитными волнами (Волновая теория)
  • 5.3. О прямой и обратной волне
• ГЛАВА 6. РАСЧЕТ РЕЖИМОВ ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ
  • 6.1. Расчет дальней сверхвысоковольтной линии электропередачи
  • 6.2. О расчете линии, работающей на шины бесконечной мощности
  • 6.3. Метод расчета режимов линии электропередачи
  • 6.4. Расчет режимов линии с учетом баланса реактивных мощностей
  • 6.5. Расчет падения и потери напряжения в линии электропередачи
• ГЛАВА 7. ОБ УСТОЙЧИВОСТИ РАБОТЫ ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ
• Литература — ЛЭП Кыргызстана
• Заключение
• Глава 8. Нагрузки линий электропередачи
  • 8.1. Экономически целесообразная мощность, передаваемая по линии электропередачи
  • 8.2. О наибольшей передаваемой мощности по линии электропередачи
  • 8.3. Об экономической нагрузке силовых трансформаторов
  • 8.4. Об определении времени максимальных потерь
• ГЛАВА 9. ПРИМЕНЕНИЕ ПЕРЕДАЧ ПОСТОЯННОГО ТОКА В ГОРНЫХ УСЛОВИЯХ
  • 9.1. Расчет нагрева рабочего заземлителя
  • 9.2.Термическая устойчивость рабочего заземлителя
  • 9.3 Учет явления электроосмоса
  • 9.4. Условия безопасности на рабочем заземлителе
  • 9.5. Расчет и выбор конструкции рабочих заземлителей
• Глава 10. РЕАКТИВНЫЕ МОЩНОСТИ В ЭНЕРГОСИСТЕМЕ
  • 10.1. Источники и потребители реактивной мощности
• ГЛАВА 11. УПРАВЛЕНИЕ УРОВНЕМ НАПРЯЖЕНИЯ В УЗЛЕ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ С ПОМОЩЬЮ ГЭС И КОМПЕНСАЦИЕЙ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ
  • 11.1 Использование ГЭС для регулирования напряжения в энергосистеме
  • 11.2. Расчеты уровней напряжения на примере линии «Токтогульская ГЭС — п/с Фрунзенская»
  • 11.3. Режимы работы элементов линии 500кВ на примере электропередач от Токтогульской ГЭС
• ГЛАВА 12. СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ КЫРГЫЗСТАНА И ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ
  • 12.2. Перспективы развития энергетической системы Кыргызстана
  • 12.1 Современное состояние

Статьи и книги по теме:

• О дальнейшем реформировании энергетики Кыргызстана
• Книга «ЛЭП Кыргызстана»
• О проблемах использования шунтирующих реакторов на Токтогульской ГЭС
• Книга «О теориях генерации, реактивной мощности и передачи электроэнергии»
• Электротехника – основа электроэнергетики

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.

Рис.7.1

 

Рис. 7.2

 

 

 

В векторной диаграмме напряжений генератора (Рис. 7.1) напряжение на выводах — U, падение напряжения на индуктивном сопротивлении Ix_d, реактивная составляющая напряжения на выводах — U_p, активная – U_a, 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 — ΔQ_L, 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:

 

P_T ≈ P_{Э Дейст} = P_{Э 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 120^о. Так как отрицательную полуволну также принимают как положительную, то мощность каждой фазы изменяется со сдвигом 60^о относительно друг друга. Согласно рис.7.6 прямая Рт (мощность турбины) пересекает 12 раз суммарную мощность мгновенных значений мощностей всех трёх фаз (Р_э3ф) в течение одного оборота ротора. Сумма векторов мощностей трёх фаз или нагрузка на валу турбины меняется с периодичностью в 60^о и механическое усилие на турбину оказывает одновременно сумма мгновенных значений мощностей всех трёх фаз.

В трехфазном генераторе действующая мощность равна

P_{Э 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

P_T = 1,866 P_{Э 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) х_d суммируют с суммой сопротивлений трансформаторов и линии электропередачи, и расчет ведут по видоизмененной формуле

P = (U₁U₂/x_Σ) sin σ_Σ (7.6)

где U₁, U₂ — напряжение в начале и конце линии электропередачи, x_Σ — 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 90^о и более, в то время как эта точка пересечения для однофазного генератора всегда определённая и равна 45^о.

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:

• ЛЭП Кыргызстана — Введение
• Глава 1. РАЗВИТИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ
• ГЛАВА 2. ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ ГОРНЫХ РАЙОНОВ
  • 2.1. Характеристика нагрузок потребителей горных районов
  • 2.2. Способы электроснабжения потребителей горных районов
  • 2.3. Электроснабжение горных районов от автономных источников
  • 2.4. Электроснабжение горных районов от энергосистемы линиями электропередач
  • 2.8. Электроснабжение горных районов линиями электропередачи постоянного тока
  • 2.5. Электроснабжение потребителей горных районов отборами мощности от высоковольтных линий
  • 2.6. Комбинированное энергоснабжение потребителей горных районов
  • 2.7. Электроснабжение передвижных потребителей горных районов
• ГЛАВА 3. ГОРНЫЕ ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ
  • 3.1. Особенности горных ЛЭП
    • 3.1.1 Особенности изыскательских работ
    • 3.1.2. Особенности горных ЛЭП
    • 3.1.3. Особенности расстановки опор по профилю трассы
    • 3.1.4. Особенности строительно-монтажных работ
    • 3.1.5. Особенности эксплуатации
  • 3.2. Климатические условия прохождения трасс горных ЛЭП
    • 3.2.1. Особенности горной орографии, влияющие на климатические режимы
    • 3.2.2 Температура воздуха
    • 3.2.3. Солнечная радиация
    • 3.2.4. Ветровой режим
    • 3.2.5. Гололедно-изморозевые образования
  • 3.3. Природные физико–геологические процессы и их воздействия на горные ЛЭП
    • 3.3.1. Лавины
    • 3.3.2. Сели
  • 3.4. Выбор уровня изоляции горных ЛЭП
  • 3.5. Расчеты потерь на корону в горных ЛЭП
  • 3.6. Особенности грозозащиты горных ЛЭП
  • 3.7. Заземление горных ЛЭП
• Глава 4. О СВОЙСТВАХ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧ
  • 4.1. Реактивные мощности и натуральная мощность линии электропередачи
  • 4.2 О явлении резонанса напряжения и схемах замещения линии электропередачи
• ГЛАВА 5. О ПРИРОДЕ ПЕРЕДАЧИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ ПО ЛЭП
  • 5.1. О теории передачи электрической энергии электронной проводимостью
  • 5.2. Теория передачи электромагнитными волнами (Волновая теория)
  • 5.3. О прямой и обратной волне
• ГЛАВА 6. РАСЧЕТ РЕЖИМОВ ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ
  • 6.1. Расчет дальней сверхвысоковольтной линии электропередачи
  • 6.2. О расчете линии, работающей на шины бесконечной мощности
  • 6.3. Метод расчета режимов линии электропередачи
  • 6.4. Расчет режимов линии с учетом баланса реактивных мощностей
  • 6.5. Расчет падения и потери напряжения в линии электропередачи
• ГЛАВА 7. ОБ УСТОЙЧИВОСТИ РАБОТЫ ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ
• Литература — ЛЭП Кыргызстана
• Заключение
• Глава 8. Нагрузки линий электропередачи
  • 8.1. Экономически целесообразная мощность, передаваемая по линии электропередачи
  • 8.2. О наибольшей передаваемой мощности по линии электропередачи
  • 8.3. Об экономической нагрузке силовых трансформаторов
  • 8.4. Об определении времени максимальных потерь
• ГЛАВА 9. ПРИМЕНЕНИЕ ПЕРЕДАЧ ПОСТОЯННОГО ТОКА В ГОРНЫХ УСЛОВИЯХ
  • 9.1. Расчет нагрева рабочего заземлителя
  • 9.2.Термическая устойчивость рабочего заземлителя
  • 9.3 Учет явления электроосмоса
  • 9.4. Условия безопасности на рабочем заземлителе
  • 9.5. Расчет и выбор конструкции рабочих заземлителей
• Глава 10. РЕАКТИВНЫЕ МОЩНОСТИ В ЭНЕРГОСИСТЕМЕ
  • 10.1. Источники и потребители реактивной мощности
• ГЛАВА 11. УПРАВЛЕНИЕ УРОВНЕМ НАПРЯЖЕНИЯ В УЗЛЕ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ С ПОМОЩЬЮ ГЭС И КОМПЕНСАЦИЕЙ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ
  • 11.1 Использование ГЭС для регулирования напряжения в энергосистеме
  • 11.2. Расчеты уровней напряжения на примере линии «Токтогульская ГЭС — п/с Фрунзенская»
  • 11.3. Режимы работы элементов линии 500кВ на примере электропередач от Токтогульской ГЭС
• ГЛАВА 12. СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ КЫРГЫЗСТАНА И ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ
  • 12.2. Перспективы развития энергетической системы Кыргызстана
  • 12.1 Современное состояние

Статьи и книги по теме:

• О дальнейшем реформировании энергетики Кыргызстана
• Книга «ЛЭП Кыргызстана»
• О проблемах использования шунтирующих реакторов на Токтогульской ГЭС
• Книга «О теориях генерации, реактивной мощности и передачи электроэнергии»
• Электротехника – основа электроэнергетики

Разность между напряжениями начала и конца линии называют падением напряжения

ΔU = U₁ – U₂,

причем эта разность есть геометрическая. В учебниках различают еще так называемую алгебраическую разность напряжений в начале и конце линии, которую называют потерей напряжения. Эту потерю напряжения определяют из неудачно построенной векторной диаграммы. По оси абсцисс (вещественной оси) откладывают напряжение конца линии, определяют падение напряжения, напряжение начала линии, от конца вектора U₁ делают циркулем засечку на вещественной оси, получают отрезок АД (Рис. 6.5.1), потерю напряжения U принимают равным приближенно продольной составляющей падения напряжения, которая есть проекция падения напряжения на действительную ось.

Необходимо отметить, что эти два понятия падение и потеря напряжения часто вводят путаницу. Мы предлагаем отказаться от понятия потеря напряжения, в этом нет никакой необходимости. Мы предлагаем изображать векторную диаграмму как общепринято в электротехнике: по вещественной оси откладывать активную составляющую напряжения, реактивную составляющую как принято под углом 90^о, тогда отпадает необходимость в применении понятия потеря напряжения. При таком построении векторной диаграммы, она становится проще, нагляднее и самое главное соблюдаются общепринятые в электротехнике правила построения векторных диаграмм (Рис. 6.5.2). Необходимо отметить еще один существенный момент в определении падения напряжения необходимо учитывать баланс реактивных мощностей. По существующей методике напряжение в конце линии получалось всегда меньше, чем в начале. При небольших нагрузках напряжение в конце радиальной линии бывает больше, чем в начале. Это хорошо видно в векторных диаграммах расчета линии по предложенной нами методике с учетом баланса реактивных мощностей (см. выше).

Рис. 6.5.1                                                                    Рис. 6.5.2

Содержание главы:

• ГЛАВА 6. РАСЧЕТ РЕЖИМОВ ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ

• 6.1. Расчет дальней сверхвысоковольтной линии электропередачи
• 6.2. О расчете линии, работающей на шины бесконечной мощности
• 6.3. Метод расчета режимов линии электропередачи
• 6.4. Расчет режимов линии с учетом баланса реактивных мощностей
• 6.5. Расчет падения и потери напряжения в линии электропередачи

Содержание книги:

• ЛЭП Кыргызстана — Введение
• Глава 1. РАЗВИТИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ
• ГЛАВА 2. ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ ГОРНЫХ РАЙОНОВ
  • 2.1. Характеристика нагрузок потребителей горных районов
  • 2.2. Способы электроснабжения потребителей горных районов
  • 2.3. Электроснабжение горных районов от автономных источников
  • 2.4. Электроснабжение горных районов от энергосистемы линиями электропередач
  • 2.8. Электроснабжение горных районов линиями электропередачи постоянного тока
  • 2.5. Электроснабжение потребителей горных районов отборами мощности от высоковольтных линий
  • 2.6. Комбинированное энергоснабжение потребителей горных районов
  • 2.7. Электроснабжение передвижных потребителей горных районов
• ГЛАВА 3. ГОРНЫЕ ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ
  • 3.1. Особенности горных ЛЭП
    • 3.1.1 Особенности изыскательских работ
    • 3.1.2. Особенности горных ЛЭП
    • 3.1.3. Особенности расстановки опор по профилю трассы
    • 3.1.4. Особенности строительно-монтажных работ
    • 3.1.5. Особенности эксплуатации
  • 3.2. Климатические условия прохождения трасс горных ЛЭП
    • 3.2.1. Особенности горной орографии, влияющие на климатические режимы
    • 3.2.2 Температура воздуха
    • 3.2.3. Солнечная радиация
    • 3.2.4. Ветровой режим
    • 3.2.5. Гололедно-изморозевые образования
  • 3.3. Природные физико–геологические процессы и их воздействия на горные ЛЭП
    • 3.3.1. Лавины
    • 3.3.2. Сели
  • 3.4. Выбор уровня изоляции горных ЛЭП
  • 3.5. Расчеты потерь на корону в горных ЛЭП
  • 3.6. Особенности грозозащиты горных ЛЭП
  • 3.7. Заземление горных ЛЭП
• Глава 4. О СВОЙСТВАХ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧ
  • 4.1. Реактивные мощности и натуральная мощность линии электропередачи
  • 4.2 О явлении резонанса напряжения и схемах замещения линии электропередачи
• ГЛАВА 5. О ПРИРОДЕ ПЕРЕДАЧИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ ПО ЛЭП
  • 5.1. О теории передачи электрической энергии электронной проводимостью
  • 5.2. Теория передачи электромагнитными волнами (Волновая теория)
  • 5.3. О прямой и обратной волне
• ГЛАВА 6. РАСЧЕТ РЕЖИМОВ ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ
  • 6.1. Расчет дальней сверхвысоковольтной линии электропередачи
  • 6.2. О расчете линии, работающей на шины бесконечной мощности
  • 6.3. Метод расчета режимов линии электропередачи
  • 6.4. Расчет режимов линии с учетом баланса реактивных мощностей
  • 6.5. Расчет падения и потери напряжения в линии электропередачи
• ГЛАВА 7. ОБ УСТОЙЧИВОСТИ РАБОТЫ ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ
• Литература — ЛЭП Кыргызстана
• Заключение
• Глава 8. Нагрузки линий электропередачи
  • 8.1. Экономически целесообразная мощность, передаваемая по линии электропередачи
  • 8.2. О наибольшей передаваемой мощности по линии электропередачи
  • 8.3. Об экономической нагрузке силовых трансформаторов
  • 8.4. Об определении времени максимальных потерь
• ГЛАВА 9. ПРИМЕНЕНИЕ ПЕРЕДАЧ ПОСТОЯННОГО ТОКА В ГОРНЫХ УСЛОВИЯХ
  • 9.1. Расчет нагрева рабочего заземлителя
  • 9.2.Термическая устойчивость рабочего заземлителя
  • 9.3 Учет явления электроосмоса
  • 9.4. Условия безопасности на рабочем заземлителе
  • 9.5. Расчет и выбор конструкции рабочих заземлителей
• Глава 10. РЕАКТИВНЫЕ МОЩНОСТИ В ЭНЕРГОСИСТЕМЕ
  • 10.1. Источники и потребители реактивной мощности
• ГЛАВА 11. УПРАВЛЕНИЕ УРОВНЕМ НАПРЯЖЕНИЯ В УЗЛЕ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ С ПОМОЩЬЮ ГЭС И КОМПЕНСАЦИЕЙ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ
  • 11.1 Использование ГЭС для регулирования напряжения в энергосистеме
  • 11.2. Расчеты уровней напряжения на примере линии «Токтогульская ГЭС — п/с Фрунзенская»
  • 11.3. Режимы работы элементов линии 500кВ на примере электропередач от Токтогульской ГЭС
• ГЛАВА 12. СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ КЫРГЫЗСТАНА И ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ
  • 12.2. Перспективы развития энергетической системы Кыргызстана
  • 12.1 Современное состояние

Статьи и книги по теме:

• О дальнейшем реформировании энергетики Кыргызстана
• Книга «ЛЭП Кыргызстана»
• О проблемах использования шунтирующих реакторов на Токтогульской ГЭС
• Книга «О теориях генерации, реактивной мощности и передачи электроэнергии»
• Электротехника – основа электроэнергетики

Нами предлагается вести расчет линии по балансу реактивных мощностей, не разделяя емкостную мощность на половины и определять баланс как разницу емкостной и индуктивной мощностей линии.

Рассмотрим изменения напряжения конца радиальной линии U₂, в зависимости от передаваемой мощности, рассчитанных по балансу реактивных мощностей. При нагрузке на линии меньше натуральной, напряжение на конце линии больше, чем в начале линии за счет зарядной мощности (Рис. 6.4.1).

При мощности на линии, равной натуральной (S=S_нат), падение напряжения будет иметь место только за счет активного сопротивления (I R_л).

При росте нагрузки на линии, больше натуральной (S>S_НАТ) напряжение в конце линии (U₂) начинает уменьшаться (рис. 6.4.1).

 

Рис. 6.4.1

 

 

Вектор падения напряжения, обусловленный индуктивной мощностью, имеет направление, обратное напряжению U_l. Из рис. 6.4.1 видно, что конец вектора напряжения U₂ скользит вдоль геометрического места, представляющего из себя прямую MN.

На рисунке 6.4.2 показаны векторные диаграммы напряжений в зависимости от длины линии при S<S_НАТ, S=S_НАТ и при S>S_НАТ, причем во всех случаях принято S = const.

Вектор напряжения U_с не имеет зависимости от нагрузки. По мере увеличения протяженности линии вектор напряжения конца линии уменьшается только за счет падения напряжения на активном сопротивлении (рис. 6.4а). При S=S_НАТ нет падения напряжения на реактивном сопротивлении. Падение напряжения обуславливается только падением напряжения на активном сопротивлении (рис. 6.4.2 б).

а)                                           б)

Рис. 6.4.2. Треугольники мощностей (а) и напряжений (б)

 

При S>S_НАТ падение напряжения на линии обуславливается как на активном, так и на реактивном сопротивлении. При таком режиме разность напряжений

U₁ и U₂ растет сильнее по мере роста протяженности линии. Вектор напряжения U₂ смещается вправо по часовой стрелке в отличие от предыдущих случаев (рис. 6.4.2 в).

Нами предлагается определять величину напряжения U₂ согласно рассмотренным нами векторным диаграммам (Рис. 6.4.2).

При нагрузке на линии S < S_НАТ напряжение U₂ согласно рис.6.8.а, равно

, (6.4.1)

где U_p2 — реактивная составляющая напряжения конца линии.

При S = S_НАТ напряжение конца линии согласно рис.6.8.б равно

(6.4.2)

При величине передаваемой мощности S < S_НАТ в линии преобладает емкостная мощность, поэтому вектор U₂ опережает ток I и чем меньше нагрузка линии тем на больший угол.

При нагрузке на линии S > S_НАТ и углах между U₁ и U₂ не более φ напряжение U₂, согласно векторной диаграмме рис.6.4. в, можно определить по формуле

,                    (6.4.3)

где U_р2 — реактивная составляющая напряжения конца линии, которую предлагается определять исходя из подобия диаграмм мощностей и напряжений и её пропорциональности реактивной мощности конца линии

U_p2 = U_p1√Q₁/Q₂ (6.4.4)

На линиях 500 кВ и выше всегда устанавливаются шунтирующие реакторы. Они включаются при малых нагрузках на линии (S<S_НАТ), при этом в балансе реактивных мощностей должны учитываться реакторы.

Электрический расчет линий, соединяющих два узла энергосистемы, напряжения на концах которых можно принимать равными, должен вестись по другому. На таких линиях, при малых нагрузках, напряжение в середине линии будет выше и, наоборот, при больших нагрузках — меньше, чем на концах. Методики расчета таких линий слабо освещены в литературе и в данной работе не затрагиваются.

Расчет режимов линии с учетом баланса реактивных мощностей соответствует реальному положению вещей.

По существующим методикам падение напряжения в конце линии всегда получается меньше, чем в начале, в то время как при малых нагрузках в действительности напряжение в конце линии больше, чем в начале.

В Кыргызской энергосистеме на ряде линий имеет место более высокие напряжения на конце линии, чем в начале. Наибольшую разность напряжений имеет линия 220 кВ Кемин – Нарын (п/ст. «Ак-Кыя»). Данные летних замеров потоков мощности и уровней напряжения на этой линии приведены в таблице 6.4.1.

 

Таблица 6.4.1

У практиков были трудности в расчете линий, у которых напряжение в конце выше, чем в начале. Предложенная нами методика расчета линий по балансу реактивных мощностей позволяет вести расчет линии с любым режимом, с любой нагрузкой. Расчетные данные имеют хорошую сходимость с измеренными. Примеры расчетов приведены ниже.

Предложенный нами метод расчета линии с учетом баланса реактивных мощностей заключается в следующем. Определяются величины реактивных мощностей на линии. Емкостная реактивная мощность равна

Q_c = U²b    (6.4.5)

Индуктивная реактивная мощность равна

Q_c = 3I²x   (6.4.6)

Расчеты показывают, что при малых нагрузках на линии преобладает емкостная мощность. В этом случае суммарная реактивная мощность определяется как разница между емкостной и индуктивной мощностями

ΔQ_c = Q_c – Q_L (6.4.7)

При нагрузке на линии больше натуральной на линии преобладает индуктивная мощность, которая равна разнице индуктивной и емкостной мощностей

ΔQ_L = Q_L – Q_c (6.4.8)

При нагрузке равной натуральной мощности емкостная и индуктивная мощности компенсируют друг друга, и линия представляет собой только активное сопротивление.

На рис. 6.4.2 показаны диаграммы мощностей и напряжений. При преобладании на линии емкостной мощности напряжение в конце может быть больше, чем вначале и равно ¹U₂. По общепринятой методике расчета напряжение на конце всегда получается меньше, чем в начале. Причиной было отсутствие учета влияния емкостной мощности на уровень напряжения. Был учет емкостной мощности в балансе мощностей, а при расчете падения напряжения она не учитывалась, а учитывались только активное и индуктивное сопротивления. Рис.6.4.2 наглядно иллюстрирует уровни напряжения при различных нагрузках на линии: напряжение ¹U₂ больше, чем напряжение в начале линии, при равенстве нагрузки линии натуральной, падение напряжения имеет место только на активном сопротивлении ²U₂, при больших нагрузках напряжение будет всегда меньше, чем в начале линии ³U₂.

 

Рис. 6.4.3

 

 

а)                                                                      б)

Рис.6.4.4. Треугольники мощностей (а) и напряжений (б)

 

Сравним данные расчетов линии по предложенному методу с расчетами по общепринятому методу. Для расчета линии, когда имеется приток реактивной мощности с начала линии и отток с конца, рассмотрим пример, приведенный в учебнике (Л., стр. 106). Заданы мощность в конце линии S₂ = 15+10 МВА, длина линии l=90 км, активное сопротивление R=24,48 Ом, реактивное сопротивление х=34,72 Ом, емкостная проводимость b = 208,8*10^-6 см, напряжение в начале U₁=116 кВ. Необходимо найти мощность в начале линии S₁ и напряжение в конце линии U₂. По общепринятому методу определяют половину емкостной мощности в конце линии по номинальному напряжению U_Н = 110 кВ.

Q_CK = ½*U²b = ½*110²*208,8*10^-4=1,26 МВАр

 

Мощность в конце линии

S_K = S₂ — Q_CK = 15 +j*10 – j*1,26 = 15 + 8,74j

Потери мощности в линии

ΔP = S² / U² = (15² + j*8,74²)*24,48/110² = 0,61MBт

ΔQ = S²x/ U² = (15² + j*8,74²)*34,72/110² = 0,86MBАр

Мощность в начале линии

S_H = S_K + ΔP + ΔQ =15 +j8,74 + 0,61 + j0,86 = 15,61 + 9,6j        МВА

ΔМощность с шин электростанции

S₁ = S_H — jQ_CH = 15,61 + 9,6j – 1,26j =15,61 + 8,34j   МВА

Напряжение на конце линии

U₂ = U₁ [(PH + jQ_CH) / U] (R + jx) = 109,8 – 2,65j кВ

U₂ = √(109,8² + 2,65²) = 109,8 кВ

Расчет линии по методу баланса реактивной мощности. Определяем емкостную мощность линии по (6.4.5)

Q_C = 110² * 208,8*10^-6 = 2,52 МВАр

Индуктивную мощность линии определяем по (6.4.6)

Q_C = 3*0,097² * 34,72 = 0,975 МВАр

где I = S₁ / √3 * U₁ = 19,44 / √3 * 116 = 0,097 КА

 

Разность между емкостной и индуктивной мощностями составляет

ΔQ = 2,52 – 0,975 = 1,545 МВАр

Как известно, за счет емкостной мощности напряжение повышается.

sin φ = Q₁ / S₁ = 0,5962

cos φ = P₁ / S₁ = 0,803

Угол φ есть угол между активной и полной мощностями в начале линии.

Активная составляющая напряжения в начале линии U_a1 = U₁ cos φ = 93.15kB, реактивная составляющая напряжения в начале линии U_p1 = U₁ sin φ = 69.16kB.

Активная мощность в начале линии Р₁ = Р₂ + ΔР = 15+0.61 = 15.61 МВт. Реактивная мощность в начале линии Q₁ = Q₂ + ΔQc = 10+1.545 = 11.545 МВАр.

Полная мощность в начале линии S₁ = P₁ + jQ₁ = 15.61 + j11.545 =19.41 МВА.

Реактивная составляющая напряжения конца линии определяем как величину пропорциональную реактивной мощности в конце линии

U_p2 = U_p1 Q₁/ Q₂ = 69.16 √(11.545/10) = 74.3 кВ.

U_a = √3IR = √3 * 0.097 * 24.48 = 4.1kB, U_a2 = U_a1 — ΔU_a = 89.0kВ. Напряжение конца линии будет равно

U₂ = √(U_a2² + U_p2²) = 115.9 kB

Разница в расчетах получается равным 115.9 — 109,8 = 6.1 кВ, что является существенной величиной.

В другом примере расчеты по предлагаемому методу сопоставляются с реальными замерами на линии электропередачи. Например, замеры на линии 220 кВ «Кемин – Нарын», протяженностью 191 км, дали следующие данные: S₁ =24+46 МВА, S₂=23+13 МВА, напряжения были равны U₁=227 кВ, U₂=236 кВ. Потоки реактивной мощности направлены к началу. Измеренные значения реактивной мощности складываются из притока к концу линии плюс генерируемая самой линией емкостная мощность с вычетом индуктивной мощности. Расчет ведется по средней мощности на линии: S_ср=33.1 МВА, I_ср= 83 А. Определены значения соs φ₁ = 0.412, sin φ = 0,911, U_a1 = 93.1 kB,
U_p1 = 205.9 kB. Потери напряжения на активном сопротивлении ΔU_a = 2.9 kB, на реактивном сопротивлении ΔU_p = 11.8 kB. Активное и реактивное сопротивление составляют 20 и 82 Ома. U_a2 = 90.2 kB, U_p2 = 217.7 kB. В отличие от предыдущего примера при определении реактивного напряжения конца линии к реактивной составляющей напряжения начала линии суммируется падение напряжения на реактивном сопротивлении.

ΔU₁ = √3 * I * x = 11.8 КВ и U_p2 = U_p1 + ΔU_р.

Напряжение на конце линии

U₂ = √(90.2)² + (217.7)² = 235.6 кВ

Таким образом, данные, полученные по предлагаемому нами методу, имеют хорошее совпадение с измеренными значениями уровней напряжения.

Существующий метод дает всегда низкие значения напряжения в конце линии по сравнению с началом в связи отсутствия учета влияния емкостной мощности генерируемой самой линией. При малых нагрузках на практике напряжение на конце линии повышается, становится выше, чем в начале.

Нами произведен расчет реактивных мощностей в линиях 110, 220, 500 кВ зависимости от нагрузки по предлагаемому нами методу (Рис.6.4.5). Из рисунков ясно видно, как меняются реактивные мощности на линии, их сумма при изменении нагрузки на линии.

 

а)                                                                       б)

рис. 6.4.5

 

Нами рассчитаны изменения напряжения конца линии в зависимости от нагрузки для этих же классов напряжений по существующему и предложенному нами методу (Рис.6.4.6). На графиках видно, что при малых нагрузках напряжение конца линии может быть больше, чем в начале, что хорошо согласуется с данными измерений на реальных линиях. При малых нагрузках за счет преобладания емкостной мощности напряжение повышается, что не противоречит теориям электротехники.

 

 

а)                                  б)                                            в)

Рис. 6.4.6

 

Разница в результатах расчетов по существующему (кривая 2) и нашему методу (кривая 1) получается достаточно ощутимой. При малых нагрузках превышения напряжений конца линии по сравнению с началом составляет в пределах 10- 30%. Чем выше напряжение, тем выше это превышение. В целом напряжение конца линии, рассчитанное по нашей методике, выше, чем методике рекомендуемой в учебниках в пределах 10–20%.

Существующий метод расчета ориентировал на выбор компенсирующих устройств большей мощности, больших пределов регулирования уровня напяжения, ограничения передаваемой мощности. Ориентировал на создание повышающих трансформаторов с большим напряжением на высокой стороне на (5-10)% и понижающих трансформаторов с большим напряжением на низкой стороне, что приводит при малых нагрузках на линии к дополнительным превышениям напряжения на конце линии. Для снижения, которого приходится принимать искусственные меры снижения напряжения. На линиях 500 кВ приходится чаще включать шунтирующие реакторы. Некоторые линии 220 кВ приходится летом при малых нагрузках отключать. Например, летом практикуется отключать ЛЭП – 220 кВ «Балыкчи – Тамга». Напрашивается вывод, что нужно пересмотреть практику проектирования трансформаторов. Можно сделать к данному разделу следующие выводы:

Существующий метод расчета линий электропередач имеет ряд недостатков, заключающийся в отсутствии учета влияния емкостной мощности линии на уровень напряжения. Нами предлагается производить расчеты линий электропередач с учетом баланса реактивных мощностей, генерируемых самой линией.

Надо пересмотреть практические меры по удовлетворению уровня напряжения на конце линии. Например, такие как, проектирование трансформаторов с большим напряжением, чем номинальное напряжение, что вызывает ненужное превышение напряжения на конце линий при малых нагрузках.

Содержание главы:

• ГЛАВА 6. РАСЧЕТ РЕЖИМОВ ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ

• 6.1. Расчет дальней сверхвысоковольтной линии электропередачи
• 6.2. О расчете линии, работающей на шины бесконечной мощности
• 6.3. Метод расчета режимов линии электропередачи
• 6.4. Расчет режимов линии с учетом баланса реактивных мощностей
• 6.5. Расчет падения и потери напряжения в линии электропередачи

Содержание книги:

• ЛЭП Кыргызстана — Введение
• Глава 1. РАЗВИТИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ
• ГЛАВА 2. ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ ГОРНЫХ РАЙОНОВ
  • 2.1. Характеристика нагрузок потребителей горных районов
  • 2.2. Способы электроснабжения потребителей горных районов
  • 2.3. Электроснабжение горных районов от автономных источников
  • 2.4. Электроснабжение горных районов от энергосистемы линиями электропередач
  • 2.8. Электроснабжение горных районов линиями электропередачи постоянного тока
  • 2.5. Электроснабжение потребителей горных районов отборами мощности от высоковольтных линий
  • 2.6. Комбинированное энергоснабжение потребителей горных районов
  • 2.7. Электроснабжение передвижных потребителей горных районов
• ГЛАВА 3. ГОРНЫЕ ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ
  • 3.1. Особенности горных ЛЭП
    • 3.1.1 Особенности изыскательских работ
    • 3.1.2. Особенности горных ЛЭП
    • 3.1.3. Особенности расстановки опор по профилю трассы
    • 3.1.4. Особенности строительно-монтажных работ
    • 3.1.5. Особенности эксплуатации
  • 3.2. Климатические условия прохождения трасс горных ЛЭП
    • 3.2.1. Особенности горной орографии, влияющие на климатические режимы
    • 3.2.2 Температура воздуха
    • 3.2.3. Солнечная радиация
    • 3.2.4. Ветровой режим
    • 3.2.5. Гололедно-изморозевые образования
  • 3.3. Природные физико–геологические процессы и их воздействия на горные ЛЭП
    • 3.3.1. Лавины
    • 3.3.2. Сели
  • 3.4. Выбор уровня изоляции горных ЛЭП
  • 3.5. Расчеты потерь на корону в горных ЛЭП
  • 3.6. Особенности грозозащиты горных ЛЭП
  • 3.7. Заземление горных ЛЭП
• Глава 4. О СВОЙСТВАХ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧ
  • 4.1. Реактивные мощности и натуральная мощность линии электропередачи
  • 4.2 О явлении резонанса напряжения и схемах замещения линии электропередачи
• ГЛАВА 5. О ПРИРОДЕ ПЕРЕДАЧИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ ПО ЛЭП
  • 5.1. О теории передачи электрической энергии электронной проводимостью
  • 5.2. Теория передачи электромагнитными волнами (Волновая теория)
  • 5.3. О прямой и обратной волне
• ГЛАВА 6. РАСЧЕТ РЕЖИМОВ ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ
  • 6.1. Расчет дальней сверхвысоковольтной линии электропередачи
  • 6.2. О расчете линии, работающей на шины бесконечной мощности
  • 6.3. Метод расчета режимов линии электропередачи
  • 6.4. Расчет режимов линии с учетом баланса реактивных мощностей
  • 6.5. Расчет падения и потери напряжения в линии электропередачи
• ГЛАВА 7. ОБ УСТОЙЧИВОСТИ РАБОТЫ ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ
• Литература — ЛЭП Кыргызстана
• Заключение
• Глава 8. Нагрузки линий электропередачи
  • 8.1. Экономически целесообразная мощность, передаваемая по линии электропередачи
  • 8.2. О наибольшей передаваемой мощности по линии электропередачи
  • 8.3. Об экономической нагрузке силовых трансформаторов
  • 8.4. Об определении времени максимальных потерь
• ГЛАВА 9. ПРИМЕНЕНИЕ ПЕРЕДАЧ ПОСТОЯННОГО ТОКА В ГОРНЫХ УСЛОВИЯХ
  • 9.1. Расчет нагрева рабочего заземлителя
  • 9.2.Термическая устойчивость рабочего заземлителя
  • 9.3 Учет явления электроосмоса
  • 9.4. Условия безопасности на рабочем заземлителе
  • 9.5. Расчет и выбор конструкции рабочих заземлителей
• Глава 10. РЕАКТИВНЫЕ МОЩНОСТИ В ЭНЕРГОСИСТЕМЕ
  • 10.1. Источники и потребители реактивной мощности
• ГЛАВА 11. УПРАВЛЕНИЕ УРОВНЕМ НАПРЯЖЕНИЯ В УЗЛЕ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ С ПОМОЩЬЮ ГЭС И КОМПЕНСАЦИЕЙ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ
  • 11.1 Использование ГЭС для регулирования напряжения в энергосистеме
  • 11.2. Расчеты уровней напряжения на примере линии «Токтогульская ГЭС — п/с Фрунзенская»
  • 11.3. Режимы работы элементов линии 500кВ на примере электропередач от Токтогульской ГЭС
• ГЛАВА 12. СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ КЫРГЫЗСТАНА И ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ
  • 12.2. Перспективы развития энергетической системы Кыргызстана
  • 12.1 Современное состояние

Статьи и книги по теме:

• О дальнейшем реформировании энергетики Кыргызстана
• Книга «ЛЭП Кыргызстана»
• О проблемах использования шунтирующих реакторов на Токтогульской ГЭС
• Книга «О теориях генерации, реактивной мощности и передачи электроэнергии»
• Электротехника – основа электроэнергетики

 

Методом расчета линии электропередачи является учет ее индуктивной реактивной мощности через индуктивное сопротивление, а емкостной реактивной мощности принятием ее сконцентрированной и приложенной по половине в начале и в конце линии /40/.Схема замещения приведена на рис. 1. Влияние зарядной мощности на изменение напряжения не учитывается.

Рис. 6.3.1

Половина емкостной мощности в конце линии

Q = 1/2U²b (6.3.1)

Мощность в конце линии

S_k = S₂ — j Q_ck

Потери полной мощности в линии

ΔS = Sz/ U². (6.3.2)

Потери активной мощности

ΔР = (Р² +jQ²) R/U². (6.3.3)

Потери реактивной мощности

ΔQ = (P² +jQ²)X/U² (6.3.4)

Мощность в начале линии

S_н = S_k + ΔS. (6.3.5)

Мощность с шин станции

S₁ = S_н – jQ_{н. (}6.3.6)

Напряжение в конце линии

U₂ = U₁ – S₁ (R + X) / U. (6.3.7)

Замеры, проведенные на линиях электропередач, показывают, что оттоки емкостной мощности в конце и начале линии имеют самые различные величины. Кроме того, напряжения на конце линии часто могут быть выше чем в начале, в то время как по существующему методу расчета напряжения на конце получается всегда меньше, чем в начале.

Наличие одновременно на линии индуктивной и емкостной реактивных мощностей вызывает взаимную их компенсацию. При малых нагрузках на линии преобладает емкостная реактивная мощность и линию можно представить активным и емкостным сопротивлением. При передаваемой мощности равной натуральной, линия может быть представлена как чисто активное сопротивление. При нагрузке на линии большей, чем натуральная, она представляет собой активное и индуктивное сопротивления.

С другой стороны в расчетах линии не учитывается направления потока реактивной мощности. Реальные замеры на линиях электропередач показывают, что бывают три различных режима. В одном случае имеет место приток реактивной мощности в начале линии и отток в конце, в другом – отток реактивной мощности в обе стороны, в третьем – приток ее с конца линии и отток с начала линии встречно активной мощности. В первом случае к притоку реактивной мощности в начале линии суммируется генерируемая самой линией реактивная мощность и отток реактивной мощности с конца равна сумме этих мощностей.

Так как емкостная и индуктивная мощности генерируются каждой единицей длины одинаково, то потоки мощности в первом случае возрастают от начала к концу. Во втором случае, с какой – то точки, имеющего нулевое значение потока реактивной мощности возрастают в обе стороны, т.е. имеют границу раздела, которая зависит от величины оттоков в каждую сторону. Длина части линий пропорционально оттоку мощности по концам линии. В третьем случае поток реактивной мощности идет и возрастает с конца к началу.

а)                                           б)                                                              в)

рис. 6.3.2

Таким образом, линия неравномерно загружена как активной так и реактивной мощностью.

Содержание главы:

• ГЛАВА 6. РАСЧЕТ РЕЖИМОВ ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ

• 6.1. Расчет дальней сверхвысоковольтной линии электропередачи
• 6.2. О расчете линии, работающей на шины бесконечной мощности
• 6.3. Метод расчета режимов линии электропередачи
• 6.4. Расчет режимов линии с учетом баланса реактивных мощностей
• 6.5. Расчет падения и потери напряжения в линии электропередачи

Содержание книги:

• ЛЭП Кыргызстана — Введение
• Глава 1. РАЗВИТИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ
• ГЛАВА 2. ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ ГОРНЫХ РАЙОНОВ
  • 2.1. Характеристика нагрузок потребителей горных районов
  • 2.2. Способы электроснабжения потребителей горных районов
  • 2.3. Электроснабжение горных районов от автономных источников
  • 2.4. Электроснабжение горных районов от энергосистемы линиями электропередач
  • 2.8. Электроснабжение горных районов линиями электропередачи постоянного тока
  • 2.5. Электроснабжение потребителей горных районов отборами мощности от высоковольтных линий
  • 2.6. Комбинированное энергоснабжение потребителей горных районов
  • 2.7. Электроснабжение передвижных потребителей горных районов
• ГЛАВА 3. ГОРНЫЕ ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ
  • 3.1. Особенности горных ЛЭП
    • 3.1.1 Особенности изыскательских работ
    • 3.1.2. Особенности горных ЛЭП
    • 3.1.3. Особенности расстановки опор по профилю трассы
    • 3.1.4. Особенности строительно-монтажных работ
    • 3.1.5. Особенности эксплуатации
  • 3.2. Климатические условия прохождения трасс горных ЛЭП
    • 3.2.1. Особенности горной орографии, влияющие на климатические режимы
    • 3.2.2 Температура воздуха
    • 3.2.3. Солнечная радиация
    • 3.2.4. Ветровой режим
    • 3.2.5. Гололедно-изморозевые образования
  • 3.3. Природные физико–геологические процессы и их воздействия на горные ЛЭП
    • 3.3.1. Лавины
    • 3.3.2. Сели
  • 3.4. Выбор уровня изоляции горных ЛЭП
  • 3.5. Расчеты потерь на корону в горных ЛЭП
  • 3.6. Особенности грозозащиты горных ЛЭП
  • 3.7. Заземление горных ЛЭП
• Глава 4. О СВОЙСТВАХ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧ
  • 4.1. Реактивные мощности и натуральная мощность линии электропередачи
  • 4.2 О явлении резонанса напряжения и схемах замещения линии электропередачи
• ГЛАВА 5. О ПРИРОДЕ ПЕРЕДАЧИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ ПО ЛЭП
  • 5.1. О теории передачи электрической энергии электронной проводимостью
  • 5.2. Теория передачи электромагнитными волнами (Волновая теория)
  • 5.3. О прямой и обратной волне
• ГЛАВА 6. РАСЧЕТ РЕЖИМОВ ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ
  • 6.1. Расчет дальней сверхвысоковольтной линии электропередачи
  • 6.2. О расчете линии, работающей на шины бесконечной мощности
  • 6.3. Метод расчета режимов линии электропередачи
  • 6.4. Расчет режимов линии с учетом баланса реактивных мощностей
  • 6.5. Расчет падения и потери напряжения в линии электропередачи
• ГЛАВА 7. ОБ УСТОЙЧИВОСТИ РАБОТЫ ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ
• Литература — ЛЭП Кыргызстана
• Заключение
• Глава 8. Нагрузки линий электропередачи
  • 8.1. Экономически целесообразная мощность, передаваемая по линии электропередачи
  • 8.2. О наибольшей передаваемой мощности по линии электропередачи
  • 8.3. Об экономической нагрузке силовых трансформаторов
  • 8.4. Об определении времени максимальных потерь
• ГЛАВА 9. ПРИМЕНЕНИЕ ПЕРЕДАЧ ПОСТОЯННОГО ТОКА В ГОРНЫХ УСЛОВИЯХ
  • 9.1. Расчет нагрева рабочего заземлителя
  • 9.2.Термическая устойчивость рабочего заземлителя
  • 9.3 Учет явления электроосмоса
  • 9.4. Условия безопасности на рабочем заземлителе
  • 9.5. Расчет и выбор конструкции рабочих заземлителей
• Глава 10. РЕАКТИВНЫЕ МОЩНОСТИ В ЭНЕРГОСИСТЕМЕ
  • 10.1. Источники и потребители реактивной мощности
• ГЛАВА 11. УПРАВЛЕНИЕ УРОВНЕМ НАПРЯЖЕНИЯ В УЗЛЕ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ С ПОМОЩЬЮ ГЭС И КОМПЕНСАЦИЕЙ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ
  • 11.1 Использование ГЭС для регулирования напряжения в энергосистеме
  • 11.2. Расчеты уровней напряжения на примере линии «Токтогульская ГЭС — п/с Фрунзенская»
  • 11.3. Режимы работы элементов линии 500кВ на примере электропередач от Токтогульской ГЭС
• ГЛАВА 12. СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ КЫРГЫЗСТАНА И ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ
  • 12.2. Перспективы развития энергетической системы Кыргызстана
  • 12.1 Современное состояние

Статьи и книги по теме:

• О дальнейшем реформировании энергетики Кыргызстана
• Книга «ЛЭП Кыргызстана»
• О проблемах использования шунтирующих реакторов на Токтогульской ГЭС
• Книга «О теориях генерации, реактивной мощности и передачи электроэнергии»
• Электротехника – основа электроэнергетики

 

Сверхвысоковольтные линии рекомендуется рассчитывать по так называемым уравнениям однородной линии с распределенными параметрами. Разные авторы называют эти уравнения по различному. Имеются такие названия: волновые уравнения линии, уравнения линии при замещении четырехполюсником, уравнения длинной линии, уравнения линии с распределенными параметрами.

Утверждается, что в линиях большой протяженности, длина которых соизмерима с длиной волны, равно как и в относительно коротких линиях сверхвысокого напряжения, появляется необходимость в той или иной мере учитывать волновой характер передачи электроэнергии.

Рассмотрим уравнения однородной линии с распределенными параметрами (уравнения четырехполюсника).

Уравнение линии электропередачи как четырехполюсника:

U₁ = U₂*cosλ₁ + j*I₂*Z_B*sinλ₁;     (6.1.1)

I₁ = j* U₂/ Z_B*sin λ₁ + I₂*cosλ₁ (6.1.2)

Предполагается, что по этим формулам можно определять токи и напряжения в любой точке линии, в том числе в начале и в конце. Формулы (6.1.1) и (6.1.2) получены в предположении линий без потерь, где λ₁ волновая длина линии, Z_B Z_B — волновое сопротивление линии, U₁и I₁ — напряжение и ток в начале линии, U₂и I₂ — напряжение и ток в конце линии.

Рис. 6.1.1

Рис. 6.1.2

Волновая длина линии λ₁ принимается в градусах или радианах как доля от длины волны

λ₁ = 2πl / λ                  (6.1.3),

где длина линии, λ — длина волны, (6000 км).

По многим причинам формулы (6.1.1) и (6.1.2) не годятся для определения тока и напряжения в линии электропередачи.

Во-первых, данные, полученные по этим формулам, совершенно отличаются от данных, получаемых обычно принятым методом расчета потерь напряжения согласно закону Ома.

С другой стороны, формулы (6.1.1) и (6.1.2) предполагают изменения их действующих значений по законам синусоиды. Изменения действующих значений токов и напряжений по синусоидам в зависимости от длины линии в действительности не имеют места.

В-третьих, по формулам (6.1.1) и (6.1.2) кривые, полученные по первому и второму слагающим, получаются сдвинутыми на 90⁰ при любом значении волновой длины линии, что не имеет места в действительности для передачи переменного тока.

Применение уравнений четырехполюсника для расчетов дальних передач, в-четвертых, ошибочно по той причине, что уравнения (6.1.1) и (6.1.2) выведены для двухпроводных линий, что имеет место в высокочастотных линиях связи. В трехфазной системе переменного тока, как известно, токи и напряжения в фазах сдвинуты на 120⁰. Эта особенность линии переменного тока не учитывается при применении этих уравнений для линий электропередачи.

В-пятых, значения активной и реактивной мощностей, определенных по уравнениям (6.1.1) и (6.1.2) вдоль линии, изменяются по синусоиде, чего не имеет место в действительности.

В-шестых, углы сдвига между напряжениями начала и конца приняты изменяющимися от 0 до 360 градусов, чего не может быть.

В-седьмых, некоторые авторы считают, что сопротивления линии в зависимости от длины изменяются по синусоиде, другие — по показательной функции.

В /51/ говорится, что в уравнениях напряжение и ток рассматриваются как результат наложения двух волн, движущихся в противоположные стороны, а в исходных условиях это никак не оговаривается.

Рис.6.1.3

Имеются сомнения в правильности выведения этих уравнений. Допущена ошибка при переходе с мгновенных значений к действующим значениям тока и напряжения. Этот вопрос в данной работе нами не рассматривается.

Анализ режимов линий электропередачи по формулам (6.1.1) и (6.1.2) привел к ошибочным выводам по, так называемым, передачам с четвертью и половиной длиной волны /61/. Для линий длиной 1500 км, четверти волновой длины (λ₁ = π / 2), уравнения (6.1.1) и (6.1.2) получают вид:

U₁ = I₂*Z_B;          (6.1.4)

I₁ = U₂/ Z_B (6.1.5)

Предполагают, что углы между током I₁ и напряжением U₂, а также между током I₂ и напряжением U₁ составляют 90⁰ (рис. 6.1.3).

По этим уравнениям напряжение вдоль линии изменяется по закону косинуса или синуса и при напряжении в начале линии равном нулю напряжение в конце линии достигает конечной величины /61/. Предполагают, что линии без потерь длиной 3000 км (λ = π), обладают «удивительными» свойствами — напряжения и токи в конце и начале линии равны и сдвинуты между собой на 90⁰ (Рис.6.1.1). Этот сдвиг остается постоянным при всех передаваемых мощностях согласно (6.1.1) и (6.1.2):

U₁ = -U₂ (6.1.6)

I₁ = — I₂ (6.1.7)

Делаются выводы, что напряжения и токи отличаются только знаком и угол между ними не меняется φ₁ = φ₂ (Рис.6.1.3), то мощности (как активная, так и реактивная) равны между собой в начале и конце линии: Р₁ = Р₂; Q₁ = Q₂ и следовательно потерь нет. Так не бывает.

В 1967 году проводились уникальные испытания полуволновой передачи.

Для испытания была составлена схема сети 500 кВ «Волгоград – Москва – Куйбышев – Урал». Общая длина линии составила 2858 км. При загрузке линии мощностью 1043 МВт, т.е. близкой к натуральной (1000 МВт при U =525 кВ), потери активной мощности составили 225 МВт или 21.6% от передаваемой мощности. Таким образом, было доказано экспериментально, что при «волновой» длине линии не наступает режима «линии без потерь». Потери соответствуют расчетным значениям по закону Ома. Предположения об особых свойствах линии длиной 3000 км никак не были обнаружены /39/.

В рекомендуемой методике расчетов по уравнениям однородной линии, кроме того, что эти уравнения не подходят к расчету линии, добавляется другая ошибка, заключающаяся в том, что принята теория передачи энергии электромагнитными волнами (волновая теория). Принята длина волны 6000 км, в то время как по электронной теории электропроводности длина волны совершенно другая.

Сверхвысоковольтные линии электропередачи необходимо рассчитывать также как обычные высоковольтные линии, как цепи с сосредоточенными параметрами. Нейман Л.Р. /52/ говорит: «Электрическую цепь можно рассматривать как цепь с сосредоточенными параметрами, если скорости изменения напряжений и токов в цепи столь малы, что за время распространения электромагнитных волн вдоль всей цепи в любом направлении на изменения напряжений и токов остаются малыми по сравнению с полными интервалами их изменений в исследуемом режиме. При периодических токах и напряжениях это означает, что электромагнитная волна успевает пробежать вдоль всей цепи на ничтожную долю периода. В таких случаях можно не считаться с волновыми процессами, характеризующими переменное электромагнитное поле». Передачи переменного тока частотой 50 Гц являются самыми низкочастотными с малой скоростью изменения напряжения и тока. Он также считает, что «Весьма многие электрические цепи, используемые в радиотехнике, при весьма высоких частотах также с большой точностью могут рассматриваться как цепи с сосредоточенными параметрами». Мы считаем, что режимы длинной сверхвысоковольтной линии необходимо рассматривать также с сосредоточенными параметрами. Нами предлагается расчет линии электропередачи вести по предложенной нами методике по балансу реактивных мощностей на ней. Любую линию предлагается рассматривать как линию с сосредоточенными параметрами, отвечающей реальной действительности вещей.

Содержание главы:

• ГЛАВА 6. РАСЧЕТ РЕЖИМОВ ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ

• 6.1. Расчет дальней сверхвысоковольтной линии электропередачи
• 6.2. О расчете линии, работающей на шины бесконечной мощности
• 6.3. Метод расчета режимов линии электропередачи
• 6.4. Расчет режимов линии с учетом баланса реактивных мощностей
• 6.5. Расчет падения и потери напряжения в линии электропередачи

Содержание книги:

• ЛЭП Кыргызстана — Введение
• Глава 1. РАЗВИТИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ
• ГЛАВА 2. ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ ГОРНЫХ РАЙОНОВ
  • 2.1. Характеристика нагрузок потребителей горных районов
  • 2.2. Способы электроснабжения потребителей горных районов
  • 2.3. Электроснабжение горных районов от автономных источников
  • 2.4. Электроснабжение горных районов от энергосистемы линиями электропередач
  • 2.8. Электроснабжение горных районов линиями электропередачи постоянного тока
  • 2.5. Электроснабжение потребителей горных районов отборами мощности от высоковольтных линий
  • 2.6. Комбинированное энергоснабжение потребителей горных районов
  • 2.7. Электроснабжение передвижных потребителей горных районов
• ГЛАВА 3. ГОРНЫЕ ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ
  • 3.1. Особенности горных ЛЭП
    • 3.1.1 Особенности изыскательских работ
    • 3.1.2. Особенности горных ЛЭП
    • 3.1.3. Особенности расстановки опор по профилю трассы
    • 3.1.4. Особенности строительно-монтажных работ
    • 3.1.5. Особенности эксплуатации
  • 3.2. Климатические условия прохождения трасс горных ЛЭП
    • 3.2.1. Особенности горной орографии, влияющие на климатические режимы
    • 3.2.2 Температура воздуха
    • 3.2.3. Солнечная радиация
    • 3.2.4. Ветровой режим
    • 3.2.5. Гололедно-изморозевые образования
  • 3.3. Природные физико–геологические процессы и их воздействия на горные ЛЭП
    • 3.3.1. Лавины
    • 3.3.2. Сели
  • 3.4. Выбор уровня изоляции горных ЛЭП
  • 3.5. Расчеты потерь на корону в горных ЛЭП
  • 3.6. Особенности грозозащиты горных ЛЭП
  • 3.7. Заземление горных ЛЭП
• Глава 4. О СВОЙСТВАХ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧ
  • 4.1. Реактивные мощности и натуральная мощность линии электропередачи
  • 4.2 О явлении резонанса напряжения и схемах замещения линии электропередачи
• ГЛАВА 5. О ПРИРОДЕ ПЕРЕДАЧИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ ПО ЛЭП
  • 5.1. О теории передачи электрической энергии электронной проводимостью
  • 5.2. Теория передачи электромагнитными волнами (Волновая теория)
  • 5.3. О прямой и обратной волне
• ГЛАВА 6. РАСЧЕТ РЕЖИМОВ ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ
  • 6.1. Расчет дальней сверхвысоковольтной линии электропередачи
  • 6.2. О расчете линии, работающей на шины бесконечной мощности
  • 6.3. Метод расчета режимов линии электропередачи
  • 6.4. Расчет режимов линии с учетом баланса реактивных мощностей
  • 6.5. Расчет падения и потери напряжения в линии электропередачи
• ГЛАВА 7. ОБ УСТОЙЧИВОСТИ РАБОТЫ ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ
• Литература — ЛЭП Кыргызстана
• Заключение
• Глава 8. Нагрузки линий электропередачи
  • 8.1. Экономически целесообразная мощность, передаваемая по линии электропередачи
  • 8.2. О наибольшей передаваемой мощности по линии электропередачи
  • 8.3. Об экономической нагрузке силовых трансформаторов
  • 8.4. Об определении времени максимальных потерь
• ГЛАВА 9. ПРИМЕНЕНИЕ ПЕРЕДАЧ ПОСТОЯННОГО ТОКА В ГОРНЫХ УСЛОВИЯХ
  • 9.1. Расчет нагрева рабочего заземлителя
  • 9.2.Термическая устойчивость рабочего заземлителя
  • 9.3 Учет явления электроосмоса
  • 9.4. Условия безопасности на рабочем заземлителе
  • 9.5. Расчет и выбор конструкции рабочих заземлителей
• Глава 10. РЕАКТИВНЫЕ МОЩНОСТИ В ЭНЕРГОСИСТЕМЕ
  • 10.1. Источники и потребители реактивной мощности
• ГЛАВА 11. УПРАВЛЕНИЕ УРОВНЕМ НАПРЯЖЕНИЯ В УЗЛЕ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ С ПОМОЩЬЮ ГЭС И КОМПЕНСАЦИЕЙ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ
  • 11.1 Использование ГЭС для регулирования напряжения в энергосистеме
  • 11.2. Расчеты уровней напряжения на примере линии «Токтогульская ГЭС — п/с Фрунзенская»
  • 11.3. Режимы работы элементов линии 500кВ на примере электропередач от Токтогульской ГЭС
• ГЛАВА 12. СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ КЫРГЫЗСТАНА И ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ
  • 12.2. Перспективы развития энергетической системы Кыргызстана
  • 12.1 Современное состояние

Статьи и книги по теме:

• О дальнейшем реформировании энергетики Кыргызстана
• Книга «ЛЭП Кыргызстана»
• О проблемах использования шунтирующих реакторов на Токтогульской ГЭС
• Книга «О теориях генерации, реактивной мощности и передачи электроэнергии»
• Электротехника – основа электроэнергетики