Диссертация Акимжанов

41

ГЛАВА 2. РАБОТА ВЛ В УСЛОВИЯХ НЕБЛАГОПРИЯТНЫХ РЕЖИМОВ

Фактическая энергоэффективность отдельных элементов электрических сетей может быть оценена лишь путем инструментального обследования [45].

Инструментальная оценка энергоэффективности всех элементов электрической сети – трудоемкая задача, требующая больших трудозатрат и экономическая целесообразность проведения таких работ в полном масштабе весьма сомнительна. В силу таких ограничений возникает необходимость разрабатывать некоторые мероприятия по инструментальному оцениванию энергоэффективности сети по ограниченной выборке элементов. Как показывает опыт обследования электрических сетей 110 кВ МРСК Сибири, по результатам инструментального обследования элементов электрических сетей можно выстроить некоторую общую картину эффективности использования их ресурсов [7].

Показателями энергетической эффективности функционирования электроустановок являются: коэффициент мощности (cosφ), коэффициенты загрузки линий и трансформаторов по допустимому режиму, коэффициенты загрузки линий по экономическому режиму. Так же значимыми показателями эффективной эксплуатации электрической сети являются уровни несинусоидальности и несимметрия токов в ее элементах и напряжений в узлах.

Немаловажную роль играют и геометрические параметры. Понятно, что короткие линии электропередачи, выполненные на основе проводов одного сечения, обладают меньшими активными сопротивлениями, чем линии с проводами такой же марки, но большей протяженности. Вместе с тем известно,

что вольтамперные характеристики линии электропередачи большой протяженности нелинейные и являются источниками зарядных токов, проявление которых усиливается с понижением загрузки линии [3, 27, 49]. Ниже представлены результаты анализа состояния электросетевого хозяйства предприятий, оказывающих услуги по передаче и распределению электрической

42

энергии, на основе данных, полученных путем их инструментального

обследования.

2.1. Современное состояния и тенденции в изменении характера

нагрузок (на примере МРСК «Сибири» и «Юга»)

В целях оценки фактического состояния режимных параметров электрических сетей 110 кВ МРСК Сибири в 2009 году сотрудниками РЦР ЭНИН проведено их инструментальное энергетическое обследование. Обследования были проведены на 60 подстанциях, что включает в себя проведение измерений параметров 10% от всех, находящихся под нагрузкой трансформаторов и линий электропередачи 110 кВ МРСК Сибири. Такой статистический объем информации позволяет предполагать, что режимные характеристики остальной части сети имеют значения, близкие к полученным в результате измерений. Аналогичные работы проведены и применительно к ЭС МРСК Юга.

Далее представлены результаты обработки данных, полученных путем инструментального обследования воздушных ЛЭП МРСК Сибири и Юга с позиции показателей энергоэффективности.

2.1.1. Фактическая токовая загрузка линий электропередачи

Токовая загрузка ЛЭП оценивается по отношению к допустимому току по условиям нагрева и экономической плотности тока в проводнике.

В первом случае вычисляется отношение максимального значения тока за период измерения к допустимому по условиям нагрева значению току. Во втором случае вычисляется отношение так же максимального значения зафиксированного за период регистрации тока к экономически целесообразному значению плотности тока в проводнике линии.

Такие оценивания были проведены для обследованных в МРСК Сибири 181

линий электропередачи напряжением 110 кВ. Результаты сформулировали определенное мнение относительно состояния эффективности режимов линий. На

					43
рисунке 2.1 можно в сжатом виде увидеть распределение обследованных линий
по их загрузке по отношению к допустимому току.
%	35
ВЛ,	30
обследованных	25
	20
	15
	10
Доля	5
	0
	0.1	0.2	0.3	0.4	0.5	0.6	0.7	0.8	0.9
		Коэффициент загрузки по условиям нагрева

Рисунок 2.1. Распределение обследованных линий МРСК Сибири по
	коэффициенту загрузки токами по условию нагрева
%	35
ВЛ,	30
обследованных	25
	20
	15
	10
Доля	5
	0
	0.1	0.2	0.3	0.4	0.5	0.6	0.7	0.8
		Коэффициент загрузки по условиям нагрева

Рисунок 2.2. Распределение обследованных линий МРСК Юга по коэффициенту загрузки токами по условию нагрева

Как видно из гистограммы на рисунке 2.1, две трети линий МРСК Сибири загружены меньше, чем на треть. Это говорит о том, что они обладают еще потенциалом повышения загрузки на перспективу. Линии МРСК Юга имеют

44

более высокую загрузку, чем МРСК Сибири, но также обладают высоким потенциалом загрузки на перспективу, рисунок 2.2. Усредненная загрузка линий по филиалам МРСК Сибири и Юга приведена в таблице 2.1.

Таблица 2.1

Средний уровень токовой загрузки воздушных линий электропередачи по условиям нагрева в филиалах МРСК Сибири и Юга

Предприятие	По условиям нагрева	Экономический
Бурятэнерго	0,11	0,34
Алтайэнерго	0,2	0,60
Читаэнерго	0,27	0,81
Кузбасэнерго	0,31	0,84
Омскэнерго	0,16	0,48
Ростовэнерго	0,31	0,85
Волгоградэнерго	0,16	0,45

Экономический ток является величиной, вычисленной на основе справочных данных о нормированных значениях плотности тока. Последняя величина используется при проектировании ВЛ, и выбор ее значения зависит от числа часов использования максимума нагрузки в год. В данной работе на основе предварительного ознакомления с графиками нагрузок, полученных на основе суточных регистраций, количество часов максимальной нагрузки принято от 1000

до 3000 ч/год. При таких условиях для алюминиевых проводов ВЛ 110 кВ нормированное значение плотности тока равно 1,0 [53].

На основе полученных экономических плотностей токов проанализированы уровни загрузки обследованных ЛЭП напряжением 110 кВ МРСК Сибири. В

таблице 2.2 приведено сопоставление фактических токов (измеренных в момент максимальной загрузки) обследованных линий филиалов МРСК Сибири с экономической плотностью тока.

45

Таблица 2.2

Токовая загрузка воздушных линий электропередачи относительно экономических токов

Соотношение измеренных токов с	Доля линий,%
нормированными токами
	МРСК Сибири		МРСК Юга
До 0,1	3,3		2,6
0,1 – 0,2	11,0		2,6
0,2 – 0,3	11,0		11,5
0,3 – 0,4	8,8		9,0
0,4 – 0,5	13,8		5,1
0,5 – 0,6	9,9		7,7
0,6 – 0,7	8,8		11,5
0,7 – 0,8	6,6		10,3
0,8 – 0,9	6,1		7,7
0,9 – 1	3,9		7,7
более 1	16,6		24,4

Как и в случае с загрузкой по условиям нагрева, по отношению к экономическим токам загрузка линий в филиалах МРСК Юга также выше, чем МРСК Сибири.

2.1.2. Коэффициенты мощности

Поскольку при рассмотрении уровней загрузки были учтены моменты времени максимальных токов, то стоит учитывать тот факт, что в основном длительность меньших токов значительно выше. Это влияет на коэффициент мощности линии. Коэффициент мощности является реальным признаком качества распределения реактивных мощностей. Реактивные мощности складываются из реактивных нагрузок, присоединенных к подстанциям, и зарядных мощностей линий. С точки зрения энергоэффективности, наилучшим считается режим, при котором реактивная мощность нагрузок и зарядная мощность линий взаимокомпенсируются на шинах высшего напряжения подстанций. В таком случае загрузка сети реактивной мощностью наименьшая и коэффициент мощности приближается к нормативному значению, установленному Приказом

46

№49 от 22.02.07 г [48]. В длинных линиях, обладающих весьма высокой зарядной мощностью, с падением нагрузки начинает преобладать доля зарядной мощности линии и, поэтому, коэффициент мощности отдаляется от эффективного уровня.

С точки зрения исследования энергетической эффективности транспортировки электроэнергии, наиболее интересными являются режимы с наихудшими коэффициентами мощности, так как такие режимы позволяют увидеть потенциал возможного улучшения режима. По результатам многочисленных обследований линий 110 кВ МРСК Сибири и Юга, распределения наихудших уровней коэффициентов мощности при установившихся режимах представлены на рисунках 2.3. и 2.4.

%	35
ВЛ,	30
обследованных	25
	20
	15
	10
Доля	5
	0
		1 -0.9 -0.8 -0.7	-0.6 -0.5	-0.4	-0.3	-0.2	-0.1
	0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9							0
	Коэффициент мощности

Рисунок 2.3. Распределение коэффициентов мощности в обследованных линиях МРСК Сибири

При этом средние значения модулей коэффициентов мощности по филиалам МРСК Сибири:

Бурятэнерго – 0,68;

Алтайэнерго – 0,67;

Читаэнерго – 0,73;

Кузбасэнерго – 0,79;

Омскэнерго – 0,5.

	47
%	18
	16
ВЛ,
	14
обследованных	12
	10
	8
	6
	4
Доля	2
	0
	0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9	1	-0.9 -0.8	-0.7	-0.6 -0.5	-0.4	-0.3	-0.2	-0.1	0
	Коэффициент мощности

Рисунок 2.4. Распределение коэффициентов мощности в обследованных линиях МРСК Юга

При этом средние значения модулей коэффициентов мощности по обследованным филиалам МРСК Юга:

Ростовэнерго – 0,67;

Волгоградэнерго – 0,65.

ВМРСК Сибири примерно в 50% случаях коэффициент мощности имеет отстающий характер, а в 50% случаях – опережающий. Треть линий электропередачи МРСК Юга имеют отрицательный коэффициент мощности вследствие стекания зарядных мощностей этих линий к шинам подстанций, на которых проводились измерения.

Снижение коэффициентов мощности обычно приходится на период минимальных нагрузок. Согласно «Приказу №49 от 22 февраля 2007 года» под периодом минимальных нагрузок в течение суток подразумевается период с 23:00 час до 07:00 час. На рисунке 2.5 можно увидеть характерное изменение cosφ в

течение суток для одного присоединения одного из предприятий электрических

сетей МРСК Сибири.

48

а)

б)

Рисунок 2.5. Графики изменения cosφ отдельных фаз ВЛ 110 кВ «Алтайэнерго»: а) «ОП-94» (ПС «Опорная» - ПС «Подгорная»), б) «СЛ-191» (ПС «Смоленская» - ПС «Линевская»)

На обоих графиках в ночное время наблюдаются снижение коэффициентов

мощности. Вместе с тем, обращает на себя внимание существенное увеличение

различия коэффициентов мощности разных фаз в период минимальных нагрузок.

Последнее можно объяснить несимметрией зарядных токов ЛЭП при их

сравнительно малой активной загрузке.

2.1.3. Несимметрия токов в ВЛ

Несимметрия токов может в значительной степени влиять на энергоэффективность элементов электрических сетей. Несимметрия токов в элементах электрической сети возникает вследствие неравномерного распределения нагрузок по фазам либо из-за несимметричности полных

49

сопротивлений линий электропередачи. Полное сопротивление линии электропередачи также является величиной несимметричной, т.е. так как полное сопротивление имеет активные и реактивные составляющие, в свою очередь реактивная составляющая складывается из индуктивного и емкостного сопротивлений, которые зависят от габаритов применяемых опор.

В настоящее время несимметрия токов не нормируется какими-либо нормативными документами. В тоже время существует принципиальная возможность расчета коэффициентов несимметрии токов. В частности, для трехпроводных трехфазных линий электропередачи несимметрия токов характеризуется коэффициентом несимметрии по обратной последовательности,

который представляет собой отношение токов обратной последовательности к токам прямой последовательности.

В схемах трехфазных сетей трансформация электрического тока высокого напряжения в ток низкого напряжения осуществляется понижающими трансформаторами различного схемного исполнения. Так, при трансформаторах схемного исполнения «звезда с заземленной нейтралью/треугольник» или «звезда с заземленной нейтралью/звезда» на высокой стороне трансформатора могут циркулировать токи нулевой последовательности, обуславливая напряжения нулевой последовательности [56].

Результаты вычисления токов обратной и нулевой последовательностей в линиях электрических сетей 110 кВ МРСК Сибири и МРСК Юга указывают на наличие выбросы. Такие выбросы возникают относительно редко и в энергоэффективность элементов сети существенного вклада не вносят. В данной работе для присоединений рассматриваемых энергосистем были проведены расчеты коэффициентов несимметрии токов по обратной и нулевой последовательности (в процентах) и их усредненные значения в течение суток по

				N		N
				K 22Ii		K02Ii
	формулам:	K 2I		i 1	и K0 I	i 1	. Результаты расчета приведены в виде
				N		N

гистограммы их распределения, рисунок 2.6.

50

	35		33.3
, %
	30
ВЛ	25			21.6
обследованных	20	13.6			15.4
	15
	10					6.2		3.7
	5						3.1		1.9	0.6	0.6
	0
Доля
		3	6	9	12	15	18	21	24	27	Еще
		Коэффициент несимметрии тока по обратной
					последовательности, %
						а)
, %	40	36.8
	35			30.3
ВЛ	30
обследованных	25
	20				13.2
	15
	10						5.3	6.6	5.3		2.6
	5
	0
Доля
		5		10	15		20	25	30		Еще
		Коэффициент несимметрии токов по обратной
					последовательности, %

, %	35		31.5
	30	26.5
ВЛ	25
обследованных	20			16.0
	15				11.1
	10					5.6	3.7
								3.1
	5								0.6	1.2	0.6
	0
Доля
		2	4	6	8	10	12	14	16	18	Еще
		Коэффициент несимметрии тока по нулевой
					последовательности, %
						б)
, %	50	46.1
	40
ВЛ
				30.3
обследованных	30
	20
						9.2	5.3				5.3
	10							3.9
	0
Доля
		3		6		9	12		15		Еще
		Коэффициент несимметрии тока по нулевой
					последовательности, %

в) г)

Рисунок 2.6. Распределения усредненных коэффициентов несимметрии токов по обратной и нулевой последовательности в обследованных присоединениях:

(а, б) МРСК Сибири и (в, г) МРСК Юга

Высокая степень несимметрии токов и, как следствие, напряжений может ограничивать возможность присоединения к сетям новых потребителей. Также это является источником нерационального расхода электрической мощности и электроэнергии.

ВМРСК Сибири больше половины присоединений характеризуются коэффициентами несимметрии токов по обратной последовательности, и

четверть присоединений имеют коэффициенты несимметрии токов по нулевой последовательности выше 6 %.

ВМРСК Юга треть обследованных присоединений имеют значения коэффициентов несимметрии токов по обратной последовательности выше 10 % и

только 15 % присоединений характеризуются коэффициентами несимметрии

токов по нулевой последовательности 9 %.