Учет емкостных токов линий электропередачи при определении потерь энергии

Как видно из формулы (9.23), с увеличением дальности для сохранения стоимости передачи электроэнергии на одном уровне требуется соответственно повышать критериальную длину. Пути такого повышения указывает формула (9.21): достичь существенного улучшения экономических показателей электропередачи можно за счет выбора достаточно больших значений мощности, напряжения линий и сечения проводов. Необходимо по возможности стремиться к тому, чтобы передаваемая мощность соответствовала минимуму стоимости передачи электроэнергии.
Формула дает наглядное представление об изменении стоимости передачи электроэнергии в зависимости от расстояния, а также позволяет выяснить возможности снижения стоимости передачи за счет повышения напряжения линии.
Следует отметить, что с увеличением расстояния стоимость передачи электроэнергии на 1 км уменьшается. Действительно, из выражения получим стоимость передачи электроэнергии на 1 ню.
Первый член этого выражения уменьшается с увеличением расстояния. Уменьшается и второй член, так как с увеличением расстояния приходится повышать напряжение линии и увеличивать сечение проводов, чему соответствует увеличение критериальной длины.
Экономический к.п.д. т.л.э и критериальная длина позволяют определить оптимальное соотношение капиталовложений и стоимости потерь электроэнергии, а также найти минимальную стоимость передачи электроэнергии, соответствующую этому соотношению.
В линиях электропередачи напряжением выше 110—220 кВ существенное значение имеют потери мощности и энергии, вызванные протеканием емкостных токов линии. Для линий 750 кВ длиной 400 км ошибка в определении потерь энергии составляет из-за не учета емкостных токов. 20—40% суммарного значения потерь на нагревание проводов.
Рассмотрим способ учета емкостных токов при определении потерь энергии в проводах линий электропередачи.
Потери активной мощности на нагревание от прохождения рабочего тока и емкостного тока линии без ответвлений могут быть определены из выражения, где /а и /р. — активная и реактивная составляющие рабочего тока линии, постоянного вдоль всей линии; берется со знаком плюс при его емкостном характере и минус при индуктивном; 1С — емкостный ток линии, рассматриваемый как равномерно распределенная вдоль линии нагрузка; /с / — емкостный ток, проходящий через бесконечно малый элемент, расположенный на расстоянии / от конца линии.
Потери энергии на нагревание проводов наиболее точно могут быть подсчитаны, если известны графики работы электропередачи и распределение проходящего вдоль линии тока. Тогда эти потери за время t можно было бы подсчитать на основе выражения
Большие значения емкостных токов в электропередачах напряжением свыше 220 кВ вызывают существенные изменения тока вдоль линий, что делает практически затруднительным и нецелесообразным использование выражения. Из соотношения видны трудности применения в данном случае для определения потерь электроэнергии метода времени потерь. В связи с отмеченными трудностями воспользуемся понятием времени потерь для емкостного тока тс и наметим методику определения потерь активной мощности и энергии от потоков реактивной мощности.
Потери энергии за год от потоков реактивной мощности с учетом емкостных токов могут быть представлены выражением, где ДPqc — потери активной мощности емкостного тока линии; хс — время потерь для емкостного тока линии, учитывающее в общем случае возможности компенсации емкостного тока линии и протекание реактивных мощностей, ч.
Величина ДPq — потери активной мощности от емкостного тока линии — может быть получена из выражения, записанного для режима холостого хода или ее можно представить через зарядную мощность линии Q3: где Uс — среднее значение напряжения линии; R=r0l — активное сопротивление линии.
В рассмотренном случае ток на приемном конце линии равен нулю, и весь емкостный ток линии идет в генераторы передающей электростанции.
Рассмотрим теперь симметричный режим линии при отсутствии активной нагрузки, равенстве напряжений по концам линии (U1 = U2=U) и соответственно одинаковых по абсолютной величине реактивных мощностях в начале и конце линии (q1 =—q2). Тогда для каждой половины линии можно применить формулу и для потерь активной мощности от потоков реактивной мощности во всей линии в целом записать:
В этом случае половина зарядной мощности линии попадает в приемную систему, а половина — в генераторы передающей электростанции.
Перейдем к общему случаю — по линии передается активная мощность, напряжения и потоки реактивной мощности по концам линии неодинаковы. Здесь, как и в случае симметричного режима, для определения потерь активной мощности от потоков реактивной мощности может быть использована формула. Линия электропередачи может рассматриваться как два участка, каждый из которых имеет односторонний сток реактивной мощности, и потери активной мощности от перетоков реактивной мощности для всей линии представим в следующем виде: где для первого участка линии вместо напряжения Uc взято U1, а для второго — l/2; Qi, Q2— потоки реактивной мощности в начале и конце линии; kH — коэффициент несимметрии оежима линии электропередачи:
2)            по формуле рассчитывается коэффициент несимметрии режима линии электропередачи k.
3)            по формуле (9.17) вычисляются потери активной мощности APq от перетоков реактивной мощности, соответствующих рассматриваемой нагрузке;
4)            найденное значение A Pq откладывается на графике потерь активной мощности (рис. 9.2).
Далее по всем пунктам аналогично повторяются расчеты для других значений активной передаваемой Мощности. В результате получим график потерь активной мощности от перетоков реактивной мощности. Площадь, ограниченная кривой этого графика, даст в некотором масштабе потери энергии в линии от потоков реактивной мощности. Тогда тс определится как частное от деления этой площади на значение потерь активной мощности от емкостных токов линии при холостом ходе в соответствии с выражением.
По описанной методике рассчитаны и построены на рис. 9.2, а и б годовые' графики потерь <эт перетоков реактивной мощности для годовых графиков нагрузки линий по продолжительности (рис. 9.1, а и б), охватывающих наиболее характерный для линий 750 кВ диапазон значений числа часов использования наибольшего перетока (4000— 7200 ч).
Графики потерь построены для различных значений расчетного максимального перетока активной мощности по ЛИНИИ (0,5Ршах, Лпах, 1,5РШах) > характеризующих весь диапазон встречающихся расчетных нагрузок линий 750 кВ. Потери мощности на рис. 9.2, а и б отложены в относительных единицах; за единицу (APq) приняты потери мощности при равномерном стоке зарядной мощности в обе стороны в режиме холостого хода.
Площадь, ограниченная кривыми (рис. 9.2,а и б), дает в некотором масштабе величину потерь энергии в линии от перетоков реактивной мощности.
На основе зависимостей (9.3) и (9.4) величина тс в выражении (9,26) определяется как частное от деления площади, ограниченной годовым графиком потерь, на значение потерь активной мощности от стока зарядной мощности при холостом ходе (ДЛз), подсчитанное по формуле (9.27).
На основе полученных таким образом значений на рис. 9.3 построены зависимости от числа часов использования максимального перетока по линии, величины расчетной максимальной нагрузки линии в относительных единицах (Р/Рвт)и среднего перепада напряжения (£), с которым работает линия в течение года. К особенностям зависимостей рис. 9.3 можно отнести увеличение потерь энергии (и как следствие величины тс) с уменьшением расчетной нагрузки линии и числа часов ее использования, а также сложный характер зависимости тс=(7тах) для значений РсЛпах.
Для линий напряжением 330 кВ и выше при выборе параметров и расчетах режимов необходимо учитывать потери на корону.
Ряд научно-исследовательских институтов (ЭНИН, ВНИИЭ АН СССР, НИИПТ) разработал методики определения потерь мощности на корону. В этих методиках потери энергии на корону в линии определяются на основе расчета средних удельных потерь мощности на корону для различных видов погодных условий при заданной конструкции линии и знания общей продолжительности всех погодных условий для заданной конструкции линии, а также общей продолжительности всех погодных условий вдоль ее трассы.