Новости Электротехники 1(115) 2019





<  Предыдущая  ]  [  Следующая  >
Журнал №6(24) 2003

При расчете технических потерь электроэнергии в электрических сетях традиционно учитываются нагрузочные потери и потери холостого хода в линиях и трансформаторах, а также потери на корону. В то же время в сетях эксплуатируется много другого оборудования, суммарные потери в котором составляют довольно существенную величину. Методы расчета многих из этих составляющих потерь в нормативно-методических документах отсутствуют, а по некоторым типам оборудования приведены не совсем корректные данные. Так считает Юрий Станиславович Железко.

Потери электроэнергии в оборудовании сетей и подстанций
Энергосистемы не учитывают почти десятую их часть


Юрий Железко, д. т. н., главный научный сотрудник ОАО «ВНИИЭ», г. Москва

Что не учитывается?
К оборудованию, потери в котором специалисты по расчетам потерь электроэнергии в сетях АО-энерго считают незначительными и не учитывают в расчетах, можно отнести:

  • линейную арматуру воздушных линий, предназначенную для крепления проводов – поддерживающие зажимы (лодочки), гасители вибрации (на линиях 110-220 кВ), дистанционные распорки между проводами расщепленной фазы (на линиях 330-750 кВ);
  • изоляторы воздушных линий (потери от токов утечки);
  • высокочастотные заградители (ВЗ) и устройства присоединения ВЧ-связи (УПВЧ);
  • вентильные разрядники (РВ) и ограничители перена-пряжений (ОПН);
  • измерительные трансформаторы тока (ТТ) и напряжения (ТН);
  • электрические счетчики 0,38 кВ непосредственного включения (без ТН);
  • кабельные линии (в части диэлектрических потерь в изоляции);
  • токоограничивающие реакторы;
  • соединительные провода и сборные шины распределительных устройств подстанций.
Попробуем оценить количественно, насколько значимы потери в этих элементах.

Линейная арматура
Наличие в конструкциях линейной арматуры замкнутых контуров из магнитных материалов (стальных болтов с плашками и лодочками из стали или ковкого чугуна) приводит к потерям электроэнергии в них на перемагничивание и вихревые токи.
Потери мощности в линейной арматуре из магнитных материалов можно выразить через увеличение расчетных сопротивлений проводов, приведенное в табл.1.
В последние 20 лет для снижения этих потерь стала использоваться арматура из немагнитных материалов (алюминиевых сплавов), что позволило снизить потери в несколько раз. Однако большое количество эксплуатируемых линий 110–220 кВ имеют старую арматуру. В эксплуатации находится и небольшое количество линий 500 кВ с арматурой из магнитных материалов (в этих линиях потери на 43% выше, чем в линиях с арматурой из немагнитных материалов).

Потери от токов утечки по изоляторам ВЛ
В нормальном эксплуатационном режиме по изоляторам течет так называемый «фоновый» ток утечки. По оценкам специалистов ОАО «НИИПТ», длительный фоновый ток в условиях увлажнения изоляторов колеблется в диапазоне 0,5-1 мА. Годовые потери электроэнергии для ВЛ, расположенных в разных регионах России, приведены в табл. 2 (регион 1 – северо-восток; 2 – север европейской части; 3 – северо-запад; 4 – центральная часть России; 5 – Северный Кавказ; 6 – Южный Урал; 7 – Дальний Восток.

Высокочастотная связь
По проводам линий электропередачи, кроме тока промышленной частоты, передают сигналы ВЧ-связи. Оборудование подстанций оказывает сильное шунтирующее воздействие на эти сигналы. Для ослабления этого воздействия перед шинами приемной и передающей подстанций устанавливают высокочастотные заградители, представляющие собой реакторы с небольшим активным сопротивлением, «запирающие» сигналам ВЧ-связи путь на шины подстанции. Перед реактором к фазному проводу присоединяют конденсатор связи и фильтр присоединения, через которые сигналы связи, «очищенные» от основной частоты, попадают в аппаратуру связи и телемеханики.
Потери мощности в каждом из ВЗ различных типов при номинальном токе составляют от 0,14 до 40 кВт. Их число в сетях небольшой энергосистемы, по потреблению энергии сопоставимой, например, с ОАО «Новгородэнерго», превышает 300 шт., а в такой системе, как ОАО «Ленэнерго», почти в 10 раз больше.

Вентильные разрядники и ограничители перенапряжений
Вентильный разрядник представляет собой последовательно соединенные активное сопротивление, шунтирующее искровой промежуток, и колонку последовательно собранных дисков, изготовленных из материалов на основе карбида кремния и представляющих собой нелинейные сопротивления (резисторы). В нормальном режиме через РВ течет небольшой ток, определяемый суммарным сопротивлением данной электрической цепи.
Ограничители перенапряжений, используемые в сетях 35 кВ и выше, представляют собой колонки последовательно собранных дисков, изготовленных на основе оксидно-цинковых материалов и представляющих собой еще более нелинейные сопротивления, чем используемые в РВ. Наиболее часто используются резисторы диаметром 28 мм и высотой 8 мм. Высота колонки резисторов пропорциональна номинальному напряжению. Например, в фазе ОПН 500 кВ устанавливаются колонки резисторов высотой 4,8 м. Число параллельных колонок в фазе также зависит от номинального напряжения: 1 – при напряжении до 35 кВ; 4 – на 110 кВ; 7 – на 220 кВ; 12 – на 330 кВ; 18 – на 500 кВ; 26 – на 750 кВ.
Расчетные значения потерь в РВ и ОПН различных напряжений приведены в табл. 3.

Измерительные трансформаторы
Измерительные трансформаторы тока и напряжения представляют собой многообмоточные трансформаторы специальной конструкции, состоящие из одной первичной обмотки и нескольких вторичных. Одна из вторичных обмоток предназначена для измерительных цепей, к ней присоединяются соответствующие цепи счетчиков, ваттметров и измерительных преобразователей системы телеизмерений. К остальным обмоткам ТТ, называемым защитными, присоединяются различные виды устройств релейной защиты и автоматики. Число защитных обмоток у наиболее часто используемых типов ТТ составляет: одна – у трансформаторов 6-10 кВ; две – 35 кВ; три – 110 кВ и выше.
В ТН, используемых в сетях общего назначения, предусматриваются две вторичные обмотки: основная и дополнительная. На каждый тип ТН устанавливаются значения наибольшей вторичной нагрузки, при которой обеспечивается тот или иной класс точности. Например, ТН типа ЗНОЛ.06 при мощности вторичной нагрузки не более 50 Вт обеспечивает класс точности 0,2, при 75 Вт – класс 0,5, при 150 Вт – класс 1, при 300 Вт – класс 3.
Потери в ТТ и его вторичной нагрузке относятся к нагрузочным потерям и зависят от квадрата фактического тока. При относительной токовой нагрузке ТТ, равной, например, 50% номинального первичного тока, потери составят 25% номинальных.
Потери мощности, потребляемой ТТ от силовой цепи, определяется суммой четырех составляющих:

  • потерь в первичной обмотке – DP1;
  • в магнитной системе - DPм;
  • во вторичных обмотках – измерительной DP2 изм и защитной DP1 защ;
  • и в их нагрузках – DPн изм и DPн защ.
Сумма первых четырех составляющих представляет собой потери во внутренних элементах ТТ – DPвн, а последних двух – во внешних элементах ТТ.
Исследования, проведенные в ОАО «Свердловский завод трансформаторов тока», показали, что расчетные годовые потери в ТТ во всем диапазоне номинальных напряжений хорошо аппроксимируются линейной зависимостью (тыс. кВт·ч/год): DWTT=0,07Uном*b2TT, (1) где bTT – относительная токовая нагрузка ТТ.
Трансформаторы напряжения, в отличие от ТТ, работают в практически стабильном режиме в течение всего расчетного периода и относятся к потерям холостого хода.
В каждой точке учета электроэнергии на напряжениях 6-35 кВ используется два ТТ, а на напряжении 110 кВ и выше – три, во всех случаях устанавливается три ТН (в сетях 6–10 кВ могут использоваться трехфазные ТН).
Потери электроэнергии в ТН и ТТ, установленных в одной точке учета, составляют (тыс. кВт*ч в год):
  • 2,8 – в сети напряжением 6–10 кВ;
  • 5,1 – 35 кВ;
  • 14,2 – 110 кВ;
  • 17,4 – 220 кВ;
  • 23,8 – 330 кВ;
  • 36,0 – 500 кВ;
  • 68,5 – 750 кВ.

Электрические счетчики непосредственного включения
В табл. 4 приведены данные по потреблению мощности цепями тока и напряжения индукционных и электронных счетчиков непосредственного включения, нормируемому стандартами. Эти потери относятся к постоянным потерям, поэтому нетрудно вычислить годовое потребление энергии счетчиками, которое приведено в табл. 4. Следует иметь в виду, что приведенные цифры отражают расход электроэнергии на обеспечение работы счетчика и не влияют на показания потребляемой абонентом энергии.

Изоляция кабельных линий
Годовые потери в изоляции кабелей зависят от напряжения кабеля и тангенса угла диэлектрических потерь. Для эксплуатируемых в настоящее время кабелей годовые потери в изоляции, в зависимости от их сечения, составляют:

  • 0,9 – 1,5 тыс. кВт*ч/км для кабелей 6–10 кВ;
  • 2,5 – 5,5 тыс. кВт*ч/км для кабелей 20–35 кВ;
  • 30 – 60 тыс. кВт*ч/км для кабелей 110 кВ.

Потери в токоограничивающих реакторах
Эти потери зависят от рабочего тока, протекающего по обмоткам токоограничивающих реакторов. Расчетные значения потерь при среднем значении рабочего тока могут быть определены по формуле: DWт.р=0,66Ц3UномIном, (2)
где Iном – номинальный ток реактора, кА.

Потери в соединительных проводах и сборных шинах распределительных устройств подстанций
Они определяются суммарной длиной проводников на территории подстанции. Известно, что сопротивление алюминиевого провода (Ом/км) связано с его сечением F, мм2 соотношением r0 = 32/F. При экономической плотности тока I=F и годовые потери электроэнергии могут быть определены по формуле (тыс. кВт.ч/год): DWnc=96F*L*t*10-9. (3)
Средние протяженности, расчетные сечения проводников на подстанциях различного напряжения и годовые потери электроэнергии, определенные по формуле (3) при t = 4000 ч, приведены в табл. 5.

Насколько велики в сумме перечисленные составляющие потерь?
Расчеты показали, что для сравнительно небольшой энергосистемы с потреблением энергии, сопоставимым с потреблением ОАО «Новгородэнерго», годовые потери составляют:

  • в линейной арматуре – 1 млн. кВт*ч;
  • в изоляторах ВЛ – 7 млн. кВт*ч;
  • в РВ и ОПН – 1 млн. кВт*ч;
  • в устройствах ВЧ-связи – 1,5 млн. кВт*ч;
  • в токоограничивающих реакторах – 0,5 млн. кВт*ч;
  • в изоляции кабелей – 0,1 млн. кВт*ч;
  • в ТТ и ТН – 5,5 млн. кВт*ч;
  • в счетчиках – 6,7 млн. кВт*ч;
  • в соединительных проводах и сборных шинах
  • подстанций – 1,2 млн. кВт*ч.
Суммарные потери составили около 23,3 млн. кВт*ч или около 0,8% общего потребления энергии. При обычных значениях технических потерь от традиционно учитываемых составляющих порядка 8–12%, дополнительные потери в размере 0,8% не могут считаться несущественными.





Очередной номер | Архив | Вопрос-Ответ | Гостевая книга
Подписка | О журнале | Нормы. Стандарты | Проекты. Методики | Форум | Выставки
Тендеры | Книги, CD, сайты | Исследования рынка | Приложение Вопрос-Ответ | Карта сайта




Rambler's Top100 Rambler's Top100

© ЗАО "Новости Электротехники"
Использование материалов сайта возможно только с письменного разрешения редакции
При цитировании материалов гиперссылка на сайт с указанием автора обязательна

Segmenta Media создание и поддержка сайта 2001-2019