Потери в лэп – 27. Формулы для расчета потерь активной и реактивной мощности, активной электроэнергии в лэп за год.

Содержание

Потери мощности и электроэнергии в элементах сети

Лекция № 7

План.

Потери мощности в элементах сети.
Расчет потерь мощности в линиях электропередач.
Расчет потерь мощности в ЛЕП с равномерно распределенной нагрузкой.
Расчет потерь мощности в трансформаторах.
Приведенные и расчетные нагрузки потребителей.
Расчет потерь электроэнергии.
Мероприятия по снижению потерь мощности.

Потери мощности в элементах сети

Для количественной характеристики работы элементов электрической сети рассматриваются ее рабочие режимы. Рабочий режим – это установившееся электрическое состояние, которое характеризуется значениями токов, напряжений, активной, реактивной и полной мощностей.

Основной целью расчета режимов является определение этих параметров, как для проверки допустимости режимов, так и для обеспечения экономичности работы элементов сетей.

Определение значений токов в элементах сети и напряжений в ее узлах начинается с построения картины распределения полной мощности по элементу, т.е. с определения мощностей в начале и конце каждого элемента. Такую картину называют потокораспределением.

Рассчитывая мощности в начале и в конце элемента электрической сети, учитывают потери мощности в сопротивлениях элемента и влияние его проводимостей.

Расчет потерь мощности в линиях электропередач

Потери активной мощности на участке ЛЕП (см. рис. 7.1) обусловлены активным сопротивлением проводов и кабелей, а также несовершенством их изоляции. Мощность, теряемая в активных сопротивлениях трехфазной ЛЕП и расходуемая на ее нагрев, определяется по формуле:

где полный, активный и реактивный токи в ЛЕП;

P, Q, S – активная, реактивная и полная мощности в начале или конце ЛЕП;

U– линейное напряжение в начале или конце ЛЕП;

R – активное сопротивление одной фазы ЛЕП.

Потери активной мощности в проводимостях ЛЕП обусловлены несовершенством изоляции. В воздушных ЛЕП – появлением короны и, в очень незначительной степени, утечкой тока по изоляторам. В кабельных ЛЕП – появлением тока проводимости а его абсорбции. Рассчитываются потери по формуле:

где U– линейное напряжение в начале или конце ЛЕП;

G – активная проводимость ЛЕП.

При проектировании воздушных ЛЕП потери мощности на корону стремятся свести к нулю, выбирая такой диаметр провода, когда возможность возникновения короны практически отсутствует.

Потери реактивной мощности на участке ЛЕП обусловлены индуктивными сопротивлениями проводов и кабелей. Реактивная мощность, теряемая в трехфазной ЛЕП, рассчитывается аналогично мощности, теряемой в активных сопротивлениях:

Генерируемая емкостной проводимостью зарядная мощность ЛЕП рассчитывается по формуле:

где U– линейное напряжение в начале или конце ЛЕП;

B – реактивная проводимость ЛЕП.

Зарядная мощность уменьшает реактивную нагрузку сети и тем самым снижает потери мощности в ней.

Расчет потерь мощности в леп с равномерно распределенной нагрузкой

В линиях местных сетей () потребители одинаковой мощности могут располагаться на одинаковом расстоянии друг от друга (например, источники света). Такие ЛЕП называются линиями с равномерно распределенной нагрузкой (см. рис. 7.2).

В равномерно нагруженной линии трехфазного переменного тока длиной L с суммарной токовой нагрузкойIплотность тока на единицу длины составит

I/L. При погонном активном сопротивленииr₀ потери активной мощности составят:

Если бы нагрузка была сосредоточена в конце, то потери мощности определялись бы как:

Сравнивая приведенные выражения, видим, что потери мощности в линии с равномерно распределенной нагрузкой в 3 раза меньше.

Глава 7. Потери мощности и электроэнергии в элементах сети

7.1. Потери мощности в элементах сети

7.2. Расчет потерь мощности в линиях электропередач

Потери активной мощности на участке ЛЭП (см. рис. 7.1) обусловлены активным сопротивлением проводов и кабелей, а также несовершенством их изоляции. Мощность, теряемая в активных сопротивлениях трехфазной ЛЭП и расходуемая на ее нагрев, определяется по формуле:

Рисунок 7.1 – К расчету потерь мощности в ЛЭП

где полный, активный и реактивный токи в ЛЭП;

P, Q, S – активная, реактивная и полная мощности в начале или конце ЛЭП;

U – линейное напряжение в начале или конце ЛЭП;

R – активное сопротивление одной фазы ЛЭП.

Потери активной мощности в проводимостях ЛЭП обусловлены несовершенством изоляции. В воздушных ЛЭП – появлением короны и, в очень незначительной степени, утечкой тока по изоляторам. В кабельных ЛЭП – появлением тока проводимости а его абсорбции. Рассчитываются потери по формуле:

где U – линейное напряжение в начале или конце ЛЭП;

G – активная проводимость ЛЭП.

При проектировании воздушных ЛЭП потери мощности на корону стремятся свести к нулю, выбирая такой диаметр провода, когда возможность возникновения короны практически отсутствует.

Потери реактивной мощности на участке ЛЭП обусловлены индуктивными сопротивлениями проводов и кабелей. Реактивная мощность, теряемая в трехфазной ЛЭП, рассчитывается аналогично мощности, теряемой в активных сопротивлениях:

Генерируемая емкостной проводимостью зарядная мощность ЛЭП рассчитывается по формуле:

где U – линейное напряжение в начале или конце ЛЭП;

B – реактивная проводимость ЛЭП.

Зарядная мощность уменьшает реактивную нагрузку сети и тем самым снижает потери мощности в ней.

7.3. Расчет потерь мощности в лэп с равномерно распределенной нагрузкой

В линиях местных сетей () потребители одинаковой мощности могут располагаться на одинаковом расстоянии друг от друга (например, источники света). Такие ЛЭП называются линиями с равномерно распределенной нагрузкой (см. рис. 7.2).

В равномерно нагруженной линии трехфазного переменного тока длиной L с суммарной токовой нагрузкой I плотность тока на единицу длины составит I/L. При погонном активном сопротивлении r₀ потери активной мощности составят:

Рисунок 7.2 – ЛЭП с равномерно распределенной нагрузкой

Если бы нагрузка была сосредоточена в конце, то потери мощности определялись бы как:

6.2 Определение потерь энергии в лэп

Расчет потерь энергии в ЛЭП DW_а производится по формуле

, (6.4)

где n — число питающих линий, равное 2;

m = 3 – число фаз;

R — сопротивление линии, Ом

, (6.5)

где L — длина ЛЭП, принимаемая равной 20 км;

R_о — удельное сопротивление линии.

= 3,96 Ом.

= 761990,38 кВтч

Расчеты для ЛЭП на 110 и 35 кВ сводятся в таблице 6.1.

Таблица 6.1 Технико-экономические характеристики ЛЭП.

U, кВ	S_м.лэп, кВА	I_m, А	j_эк, А/мм²	F_расч, мм²	F_ст, мм²	I_доп, А	I_ав, А	R₀, Ом/100км	R, Ом	DW_ЛЭП, кВт ч
35	18822,4	155,2	1,1	141,1	150	450	310,49	19,8	3,96	2378578,24
110	19105,5	50,1	1,1	45,6	70	265	100,28	42,8	8,56	536305,99

6.3 Технико-экономическое обоснование напряжения питающих лэп с учетом стоимости гпп.

Схема подключения завода к шинам районной подстанции

Рисунок 6.1 — Схема подключения завода к шинам районной подстанции

а) Электроснабжение предприятия на U = 110 кВ

б) Электроснабжение предприятия на U = 35 кВ

Окончательное решение о принятии варианта напряжения питающих линий должно обосновываться технико-экономическими показателями системы в целом.

Схема внешнего электроснабжения приведена на рисунке 6.1.

Минимум приведенных затрат

(6.6)

где ;

— полная стоимость сооружения ЛЭП;

— полная стоимость оборудования ГПП;

— стоимость издержек на потери в ЛЭП;

— стоимость издержек на потери в трансформаторах.

Стоимость сооружения ЛЭП рассчитывается по формуле:

(6.7)

где — удельная стоимость сооружения 1 км ЛЭП;

— коэффициент удорожания;

— длина ЛЭП.

Стоимость оборудования ГПП рассчитывается по формуле:

(6.8)

где — стоимость разъединителей;

— стоимость выключателей;

— стоимость ОПН;

— стоимость трансформаторов.

Издержки на потери в ЛЭП рассчитываются по формуле:

(6.9)

где — стоимость 1 кВт×ч потерь.

Издержки на потери в трансформаторах рассчитываются по формуле:

(6.10)

Стоимость 1 кВт заявленной мощности рассчитывается по формуле:

(6.11)

где 1,03, 543,2 — для 35 кВ, 0,79 , 575 — для 110 кВ, t_m = 4153,72885 ч.

1) Рассчитаем капитальные затраты для напряжения 35 кВ:

C_п = = 2,599

Издержки на потери в ЛЭП:

И_D_W_лэп = 2,599×2378578,24 = 6182611,70

— издержки на потери в трансформаторах:

И_D_W_тр = 2,599×761990,38 = 1980633,02

— стоимость сооружения ЛЭП:

11850 руб; К_уд = 44; L = 20 км

11850×46×20 = 10902000 руб

Стоимость оборудования ГПП:

— стоимость разъединителей РНДЗ – 35/400 УХЛ 1

К_раз = 55000×10 = 550000

— стоимость выключателей ВГТ–35-II-12.5/630УХЛ1

К_выкл = 417539×4 = 1670156 руб

— стоимость ОПН -35/40,5/10/1 – III УХЛ 1

К_опн = 14880×4 = 59520 руб

— стоимость трансформаторов ТДНС-16000/35

— стоимость ГПП

К_об = 550000 + 1670156 + 59520 + = 4350522 руб

Капитальные затраты на 35 кВ:

З_35
кв = (0,12+0,028+0,004)×10902000 + (0,12+0,063+0,01)×4350522 + 6182611,70 + + 1980633,02 = 10659999,47 руб

2) Рассчитаем капитальные затраты на 110 кВ:

C_п = = 2,451

— издержки на потери в ЛЭП:

И_D_W_лэп = 2,451×536305,99 = 1314570,73

— издержки на потери в трансформаторах:

И_D_W_тр = 2,451×800161,70 = 1961322,78

— стоимость сооружения ЛЭП:

10700 руб; К_уд = 46; L = 20 км

10700×46×20 = 9844000 руб

Стоимость оборудования ГПП:

— стоимость разъединителей РДЗ-110/1000 — УХЛ1

К_раз = 93000×10 = 930000

— стоимость выключателей ВГТ–110-40/2500У1

К_выкл = 1586651×4 = 6346604 руб

— стоимость ОПН 110/73/10 400 1 УХЛ 1

— стоимость трансформаторов ТДН-16000/110

3067764 руб

— стоимость ГПП

К_об = 930000 + 6346604 + 125600 + 3067764 = 10469968 руб

Капитальные затраты на 110 кВ:

З_110
кв = (0,12+0,028+0,004)×9844000 + (0,12+0,063+0,01)×10469968 + 1314570,73 + + 1961322,78 = 6792885,34 руб

Сравнение приведенных затрат показывает, что стоимость варианта электроснабжения на напряжение 110 кВ с учетом ГПП меньше варианта на 35 кВ. Поэтому для дальнейших расчетов принимается схема внешнего электроснабжения на напряжение 110 кВ.

Потери мощности и энергии в линиях электропередачи

⇐ ПредыдущаяСтр 4 из 6Следующая ⇒

При прохождении электрического тока по проводам воздушных и кабельных линий, внутренних электропроводок происходит нагрев проводов и выделение тепла согласно закону Джоуля-Ленца. Часть электроэнергии, переходящая при этом в тепло, называют потерями энергии. Потери мощности и энергии должны быть компенсированы генераторами электростанций, что увеличивает их нагрузку и требует дополнительного расхода топлива. Расчет потерь мощности и энергии важен как при проектировании, так и при эксплуатации линий электропередач и подстанций.

Потери активной мощности в линии определяется ее сопротивлением и нагрузкой. В зависимости от того, какими параметрами определяется нагрузка, потери мощности могут быть рассчитаны по одной из следующих формул:

Если нагрузка в течение времениТ остается неизменной, то потери энергии составляют:

В действительности нагрузка изменяется в соответствии с графиком, при этом потери мощности пропорциональны квадрату нагрузки. На практике используют специальные характеристики графика нагрузки для расчета потерь энергии. Так как потери энергии рассчитывают за длительный период (месяц, год), то эти характеристики относят к графику нагрузки по продолжительности.

Если мощность на каждой ступени графика возвести в квадрат, то получим график квадратичной функции нагрузки Р²(t). Площадь, ограниченная квадратичной функцией, пропорциональна потерям энергии в линии за период Т. При неизменной нагрузке Р_ср.квза времяТ потери энергии в линии составят такую же величину, что и при реальном графике.

Таким образом, потери энергии могут быть определены по среднеквадратичной нагрузке линии за период времениТ:

Среднеквадратичная мощность может быть определена по средней мощности и коэффициенту формы графика P_СК = P_СР∙k_ф ; для реальных графиков нагрузки в сельских сетях k_Ф = 1,05…1,15.

Другой эквивалентной характеристикой графика является время потерь τ.

При этом потери энергии могут быть определены по максимальной нагрузке линии и времени τ:

На практике время потерь определяют по графикам в зависимости от времени использования максимума T_max. Для сельских сетей T_max составляет 1000–3000 час, при этом τ соответственно 800–2500 час.

Потери мощности и энергии в трансформаторах

В силовых трансформаторах токи, проходящие по обмоткам, также вызывают их нагрев и обуславливают потери энергии. Кроме того, переменный магнитный поток в сердечнике трансформатора является причиной потерь энергии на перемагничивание стали и вихревые токи (нагрев сердечника).

В схеме замещения трансформатора потери в обмотках отражены активным сопротивлением R_T, а потери в сердечнике (потери в стали) – активной проводимостью G_T. Потери в сердечнике определяются квадратом напряжения и проводимостью трансформатора; потери в обмотках пропорциональны току нагрузки и определяются аналогично потерям в линии. Таким образом, суммарные потери:

Если напряжение считать номинальным, а параметры R_Т и G_T определить через паспортные данные трансформатора, получим:

Таким образом, можно считать, что потери активной мощности в трансформаторе состоят из двух составляющих, одна из которых (потери в сердечнике) неизменна при любой нагрузке, другая (потери в обмотках) – зависит от квадрата коэффициента загрузки трансформатора.

При определении потерь энергии в трансформаторе постоянные потери мощности надо умножить на времяТграфика, а переменные потери при максимальной нагрузке – на время потерь:

Напряжения на участке сети

Режим напряжении 3-х фазной линии проиллюстрирован на рисунке. Если учитывать реальные параметры линии R_Л и X_Лто и фазные и линейные напряжения в конце электропередачи отличаются от соответствующие напряжений в начале. По модулю напряжения в конце линии всегда меньше, чем в начале, а фаза их зависит от соотношений активной и индуктивной составляющих сопротивлений линии и нагрузки.

Векторные диаграммы 3-х фазной линии электропередачи без учета (а)

и с учетом (б) сопротивления линии.

На рисунке (а) приведена однолинейная схема электропередачи, а на рисунке (б) – векторная диаграмма одной из фаз.

а)

б)

На векторной диаграмме отложены фазное напряжение в конце линии На угол φ₂от него отстает ток нагрузки. Вектор IR_Лпредставляет собой напряжение собой на R_Л_,он отложен параллельно току . Вектор . – напряжение на индуктивном сопротивлении линии, он опережает вектор тока на 90⁰. Сумма этих двух векторов (вектор ) называется падением напряжения в линии.Сумма векторов дает вектор напряжения в начале линии . Падением напряжения в линии называется векторная разность напряжений в начале и в конце линии:

Потеря напряжения – это разность модулей :

Отрезок af называется продольной составляющей падения напряжения. Из геометрических сообщений. Отрезок cf называется поперечной составляющей падения напряжения.

Продольная и поперечная составляющая обозначаются соответственно, они определяются:

Модули напряжений в начале и конце линии могут быть связаны:

Фазовый сдвиг между ними определяется:

В реальной сети величина вектора может составлять несколько процентов от U₁и U₂. Для сетей 0,38; 6; 10 кВ угол θпренебрежительно мал. В расчетах, как правило, пренебрегают поперечной составляющей ,и при этом считается, что продольная составляющая падения напряжения равна потере напряжения.

Величина приближенно определяется без учета потерь мощности (мощности в начале и в конце одинаковы) при номинальном напряжении электропередачи.

Рекомендуемые страницы:

29.Падение и потеря напряжения в лэп

Потеря напряжения это алгебраическая разность межу абсолютной величиной напряжения в начале и конце линии. ΔU = U_к ± U_н. Потеря напряжения – это алгебраическая разность значения напряжения, измеренные вольтметром в начале и конце. ± стоит из-за того что напряжение в конце линии может быть больше, так и меньше чем в начале линии.

Допустимые потери напряжения:

1) для сетей напряжения 220 – 380 в 5-6,5%

2) для ВЛ 6-35 кВ 8%, для КЛ 6%.

3) в аварийном режиме 10-12%.

Вектор падения напряжения – это геометрическая разность между векторами комплексами напряжений в начале и конце линии.

Падение напряжения – геометрическая (векторная) разность между комплексами напряжений начала и конца линий. Это AB

Продольная составляющая падения U АС=∆ U₁₂^k, k – означает проекция на напряжение конца линии U_2.Поперечная составляющая:

5.Понятие о пропускной способности электропередачи

Пропускная способность электропередачи – наибольшая активная мощность трех фазной электропередачи, которую можно передавать длительно-установившемся режиме с учетом режима технического ограничения. Наибольшая передаваемая мощность электропередачи ограничена условием статической устойчивости генератора, передающих и принимающих частей энергосистемы, которые связанны с номинальным напряжением.

На практике эксплуатации электрических систем следует, что 500 – 700 кВ ограничена только работой генераторов, а электропередачи ниже по условию допустимого нагрева проводов.

Иногда предельная передаваемая мощность характеризуется коэффициентом изменения фаз волны, а также длиной линий.

Пропускная способность линий.

Напряжение, кВ	Наибольшая передаваемая мощность, МВт	Наибольшее расстояние передачи, км
0,38	0,05 — 0,15	0,5 — 1,0
10	2,0 — 3,0	10 — 15
35	5 — 10	30 — 50
110	25 — 50	50 — 150
150	40 — 70	100 — 200
220	100 — 200	150 -250
330	200 — 300	300 — 400
500	700 — 900	800 — 1200
750	1800 — 2200	1000 — 1500
1150	4000 — 6000	2000 — 3000

Повышение пропускной способности: увеличение напряжения, уменьшение сопротивления проводов (расщепление фаз на несколько проводов, до 25% снижение).

30.Выбор номинального напряжения сети

Величиной напряжения определяются параметры линий электропередачи и выбираются электрооборудование подстанций и сетей, а следовательно, размеры капиталовложений, расход цветного металла, потери электроэнергии и эксплуатационные расходы.

Номинальное напряжение определяется передаваемой активной мощностью и длиной линий электропередачи.

Для предварительной оценки номинального напряжения можно воспользоваться данными таблицы или провести расчет по эмпирическим формулам.

U_H0M, к В	1, км	Р.МВт
35	5…20	5…20
110	50…100	15…60
150	75…150	50…100
220	150…300	150…300

Для определения длины линий надо учитывать, что длина трассы из-за непрямолинейности и неровностей рельефа местности на 5… 15% больше расстояний по прямой между рассматриваемыми пунктами.

Номинальное напряжение можно предварительно определить по известной передаваемой мощности Р, МВт и длине линии 1, км, по формуле Стилла:

Эта формула применима для линий длиной до 250 км и передаваемых мощностей, не превышающих 60 МВт. В случае больших мощностей, передаваемых на расстояние до 1000 км, используется формула А.М.Зелеского:

Удовлетворительные результаты для всей шкалы номинальных напряжений от 35 до 1150 кВ дает формула Г.А.Илларионова:

Варианты проектируемой электрической сети или отдельные ее участки могут иметь разные номинальные напряжения. Обычно сначала определяют номинальное напряжение головных, более загруженных участков. Участки кольцевой сети, как правило, необходимо выполнять на одно номинальное напряжение.

В результате расчетов будут получены значения нестандартных напряжений отдельных линий сети. Выбираем ближайшее.

Высоковольтная линия постоянного тока — Википедия

Высоковольтная линия электропередачи постоянного тока (HVDC) использует для передачи электроэнергии постоянный ток, в отличие от более распространенных линий электропередачи (ЛЭП) переменного тока. Высоковольтные ЛЭП постоянного тока могут оказаться более экономичными при передаче больших объёмов электроэнергии на большие расстояния. Использование постоянного тока для подводных ЛЭП позволяет избежать потерь реактивной мощности, из-за большой ёмкости кабеля неизбежно возникающих при использовании переменного тока. В определённых ситуациях ЛЭП постоянного тока могут оказаться полезными даже на коротких расстояниях, несмотря на высокую стоимость оборудования.

ЛЭП постоянного тока позволяет транспортировать электроэнергию между несинхронизированными энергосистемами переменного тока, а также помогает увеличить надёжность работы, предотвращая каскадные сбои из-за рассинхронизации фазы между отдельными частями крупной энергосистемы. ЛЭП постоянного тока также позволяет передавать электроэнергию между энергосистемами переменного тока, работающими на разных частотах, например, 50 Гц и 60 Гц. Такой способ передачи повышает стабильность работы энергосистем, так как в случае необходимости они могут использовать резервы энергии из несовместимых с ними энергосистем.

Современный способ передачи HVDC использует технологию, разработанную в 30-х годах XX века шведской компанией ASEA. Одни из первых систем HVDC были введены в строй в Советском Союзе в 1950 году между городами Москва и Кашира (была использована немецкая трофейная техника Проект «Эльба»), и в Швеции в 1954 году от материковой части страны до острова Готланд, с мощностью системы 10-20 МВт^[1].

Самая длинная HVDC линия в мире в настоящее время находится в Бразилии и служит для передачи электроэнергии, вырабатываемой двумя ГЭС («Санту Антониу» и «Жирау») с городом Сан-Паулу. Её общая длина — 2400 км, мощность — 3,15 ГВт.

HVDC системы в Западной Европе. Красным отмечены существующие линии, зелёным — строящиеся (линия, соединяющая Францию и Испанию — INELFE — уже построена^[2]), синим — предложенные. Многие из них передают электроэнергию от возобновляемых источников, таких как вода и ветер.

Мощность равна произведению напряжения на ток (P = U * I). Таким образом, увеличив напряжение, можно уменьшить передаваемый по проводу ток и, как следствие, можно уменьшить сечение провода, необходимого для передачи этой мощности, что удешевит ЛЭП.

На сегодняшний день не существует способа без больших потерь изменять в широких пределах напряжение постоянного тока. Самым эффективным устройством для изменения величины напряжения является трансформатор, работающий на переменном токе. Поэтому на входе всех высоковольтных ЛЭП постоянного тока устанавливается трансформатор для повышения напряжения переменного тока и оборудование для преобразования переменного тока в постоянный, а на выходе — оборудование преобразования постоянного тока в переменный и трансформатор для понижения напряжения этого переменного тока.

Первым способом преобразования больших мощностей из постоянного тока в переменный и обратно была система мотор-генератор, разработанная швейцарским инженером Рене Тюри. Простыми словами, на входе ЛЭП двигатель переменного тока вращает генератор постоянного тока, а на выходе — двигатель постоянного тока вращает генератор переменного тока. Такая система имела довольно низкий КПД и низкую надёжность.

Практическое применение ЛЭП постоянного тока стало возможным только с появлением мощного дугового электроприбора под названием ртутный выпрямитель.

Позднее появились мощные полупроводниковые приборы — тиристоры, биполярные транзисторы с изолированным затвором (IGBT), мощные полевые транзисторы с изолированным затвором (MOSFET) и запираемые тиристоры (GTO).

История высоковольтных ЛЭП постоянного тока[править | править код]

HVDC в 1971: этот ртутный вентиль рабочим напряжением 150 кВ преобразовывал переменный ток в постоянный для передачи от гидроэлектростанций Манитобы в отдалённые города.

Первая ЛЭП постоянного тока для передачи электроэнергии на большое расстояние была запущена в 1882 году на линии Мисбах-Мюнхен. Она передавала энергию от вращаемого паровой машиной генератора постоянного тока на печь стекольного завода. Передаваемая мощность составляла всего 2,5 кВт и на линии не было преобразователей постоянного тока в переменный.

Первая ЛЭП, использующая разработанный швейцарским инженером Рене Тюри (Rene Thury) метод преобразования токов генератор-двигатель, была построена в 1889 году в Италии компанией Acquedotto de Ferrari-Galliera. Для увеличения напряжения пары генератор-двигатель были соединены последовательно. Каждая группа была изолирована от земли и приводилась в движение основным двигателем. Линия работала на постоянном токе, с напряжением до 5000 В на каждой машине, некоторые машины имели двойные коммутаторы для уменьшения напряжения на каждом коммутаторе. Эта система передавала мощность 630 кВт на постоянном напряжении 14 кВ на расстояние 120 км^[3]^[4].

По ЛЭП Moutiers-Lyon передавалась вырабатываемая ГЭС мощность 8600 кВт на расстояние 124 мили, включая 6 миль подземного кабеля. Для преобразования тока использовались восемь последовательно соединенных генераторов с двойными коммутаторами, выдававшими на выходе напряжение в 150 кВ. Эта линия работала примерно с 1906 по 1936 гг.

К 1913 году в мире действовало пятнадцать ЛЭП системы Тюри^[5], работавших на постоянном напряжении 100 кВ, которые использовались до 1930-х, но вращающиеся электрические машины были ненадёжны, дороги в обслуживании и имели низкий КПД. В первой половине 20-го столетия были опробованы и другие электромеханические устройства, но они не получили широкого распространения^[6].

Для преобразования высокого постоянного напряжения в низкое было предложено сначала заряжать последовательно соединённые аккумуляторы, а затем подключать их параллельно и подсоединять к потребителю^[7]. В начале XX века существовало, как минимум, две ЛЭП постоянного тока, использовавших этот принцип, но дальнейшего развития эта технология не получила из-за ограниченной ёмкости аккумуляторов, неэффективного цикла заряда/разряда и трудностей переключения между последовательным и параллельным соединением.

В период с 1920 по 1940 гг. для преобразования тока использовались ртутные вентили. В 1932 г. Дженерал Электрик применила в Mechanicville, Нью-Йорк ртутные вентили на ЛЭП постоянного тока напряжением 12 кВ, которая также использовалась для преобразования генерируемого переменного тока частотой 40 Гц в переменный ток нагрузки частотой 60 Гц. В 1941 г. была разработана 115-километровая подземная кабельная линия, мощностью 60 МВт, напряжением +/-200 кВ, для города Берлина, использовавшая ртутные вентили (Проект Эльба), но вследствие краха Третьего Рейха в 1945 проект не был завершен^[8]. Использование кабеля объяснялось тем, что во время военного времени подземный кабель будет менее заметной целью бомбардировок. Оборудование было вывезено в Советский Союз и там было введено в эксплуатацию в 1950 году^[9].

Дальнейшее использование ртутных вентилей в 1954 г. положило начало современным высоковольтным ЛЭП постоянного тока. Первая такая ЛЭП была создана компанией ASEA между материковой Швецией и островом Готланд. Ртутные вентили использовались на всех ЛЭП, строившихся до 1975 г., но позднее были вытеснены полупроводниковыми приборами. С 1975 по 2000 гг. для преобразования тока широко применялись тиристоры, которые сейчас активно вытесняются полевыми транзисторами^[10]. С переходом на более надёжные полупроводниковые приборы были проложены десятки подводных высоковольтных ЛЭП постоянного тока.

На данный момент в мире осталось всего две ЛЭП с преобразователями на ртутных вентилях, все остальные были демонтированы или заменены преобразователями на тиристорах. Ртутные вентили используются на ЛЭП между Северным и Южным островами Новой Зеландии и ЛЭП Vancouver Island в Канаде.

Преимущества высоковольтных ЛЭП постоянного тока по сравнению с ЛЭП переменного тока[править | править код]

Основным преимуществом высоковольтных ЛЭП постоянного тока является возможность передавать большие объёмы электроэнергии на большие расстояния с меньшими потерями, чем у ЛЭП переменного тока. В зависимости от напряжения линии и способа преобразования тока потери могут быть снижены до 3 % на 1000 км. Передача энергии по высоковольтной ЛЭП постоянного тока позволяет эффективно использовать источники электроэнергии, удалённые от энергоузлов нагрузки.

В ряде случаев высоковольтная ЛЭП постоянного тока более эффективна, чем ЛЭП переменного тока:

При передаче энергии по подводному кабелю, который имеет довольно высокую ёмкость, приводящую при использовании переменного тока к потерям на реактивную мощность (например, 250-км линия Baltic Cable между Швецией и Германией^[11])).
Передача энергии в энергосистеме напрямую от электростанции к потребителю, например в удалённые районы.
Увеличение пропускной способности существующей энергосистемы в случаях, когда установить дополнительные ЛЭП переменного тока сложно или слишком дорого.
Передача энергии и стабилизация между несинхронизированными энергосистемами переменного тока.
Присоединение удалённой электрической станции к энергосистеме^{[источник не указан 930 дней]}, например линия Nelson River Bipole.
Уменьшение стоимости линии за счёт уменьшения количества проводников. Кроме того, могут использоваться более тонкие проводники, так как HVDC не подвержен поверхностному эффекту.
Упрощается передача энергии между энергосистемами, использующими разные стандарты напряжения и частоты переменного тока.
Синхронизация с сетью переменного тока энергии, производимой возобновляемыми источниками энергии.

Длинные подводные кабели имеют высокую ёмкость. В то время как этот факт имеет минимальную роль для передачи электроэнергии на постоянном токе, переменный ток приводит к зарядке и разрядке ёмкости кабеля, вызывая дополнительные потери мощности. Кроме того, мощность переменного тока расходуется на диэлектрические потери.

Высоковольтная ЛЭП постоянного тока может передавать бо́льшую мощность по проводнику, так как для данной номинальной мощности постоянное напряжение в линии постоянного тока ниже, чем амплитудное напряжение в линии переменного тока. Мощность переменного тока определяет действующее значение напряжения, но оно составляет только приблизительно 71 % максимального амплитудного напряжения, которое и определяет фактическую толщину изоляции и расстояние между проводниками. Поскольку у линии постоянного тока действующее значение напряжения равно амплитудному, становится возможным передавать на 41 % больше мощности по существующей линии электропередачи с проводниками и изоляцией того же размера, что на переменном токе, что снижает затраты.

Поскольку высоковольтная ЛЭП постоянного тока допускает передачу энергии между несинхронизированными распределительными системами переменного тока, это позволяет увеличить устойчивость системы, препятствуя каскадному распространению аварии с одной части энергосистемы на другую. Изменения в нагрузке, приводящие к десинхронизации отдельных частей электрической сети переменного тока, не будут затрагивать линию постоянного тока, и переток мощности через линию постоянного тока будет стабилизировать электрическую сеть переменного тока. Величину и направление перетока мощности через линию постоянного тока можно непосредственно регулировать и изменять для поддержания необходимого состояния электрических сетей переменного тока с обоих концов линии постоянного тока.

Основным недостатком высоковольтной ЛЭП постоянного тока является необходимость преобразования типа тока из переменного в постоянный и обратно. Используемые для этого устройства требуют дорогостоящих запасных частей, так как, фактически, являются уникальными для каждой линии.^{[источник не указан 1691 день]}

Преобразователи тока дороги и имеют ограниченную перегрузочную способность. На малых расстояниях потери в преобразователях могут быть больше, чем в аналогичной по мощности ЛЭП переменного тока.^{[источник не указан 1691 день]}

В отличие от ЛЭП переменного тока, реализация мультитерминальных ЛЭП постоянного тока крайне сложна, так как требует расширения существующих схем до мультитерминальных. Управление перетоком мощности в мультитерминальной системе постоянного тока требует наличия хорошей связи между всеми потребителями. Выключатели цепей постоянного тока высокого напряжения имеют более сложное устройство, так как перед размыканием контактов нужно уменьшить ток в цепи до нуля, иначе образуется электрическая дуга, приводящая к чрезмерному износу контактов. Разветвлённые линии редки. Одна из них работает в системе Hydro Quebec — New England от Radisson к Sandy Pond^[12]. Другая система — ЛЭП, соединяющая Сардинию и материковую Италию, которая была перестроена в 1989, чтобы выдавать мощность на остров Корсика^[13].

Обычно разработчики высоковольтных ЛЭП постоянного тока, такие как Alstom Grid, Siemens и ABB, не публикуют информацию о стоимости проекта, так как эти сведения составляют коммерческую тайну.

Стоимость широко меняется в зависимости от специфических особенностей проекта, таких как номинальная мощность, длина линии, воздушный или подводный способ прокладки трассы, стоимость земли, и изменение электрической сети переменного тока каждого конца линии. Может потребоваться детальное сравнение стоимости линии постоянного тока против стоимости линии переменного тока. Там, где технические преимущества линии постоянного тока не играют роли, выбор делается по экономическому сравнению вариантов.

Основываясь на некоторых проектах, можно выделить некоторую информацию о стоимости проекта ЛЭП постоянного тока:

Для 8-ГВт 40-км линии, проложенной под Ла-Маншем, приблизительные затраты на первичное оборудование для биполярной HVDC линии на 500 кВ мощностью 2000 МВт (исключая подъездные пути, береговые работы, согласование, технику, страхование, и т. д.) составили: преобразовательные станции — ~£110 M, подводный кабель + монтаж — ~£1 M/km^{[значимость факта?]}.

Так, для четырёхлинейной ЛЭП между Англией и Францией мощностью 8 ГВт стоимость установочных работ составила немного более £750 M. Также £200-300 M были израсходованы на дополнительные береговые работы^[14]^{[значимость факта?]}.

Составляющие[править | править код]

Два из трех тиристорных комплектов вентилей, использованных для передачи мощности на большое расстояния от дамбы в Манитобе

Ранее в линиях HVDC использовали ртутные выпрямители, которые были ненадёжны. Два устройства HVDC, использующие ртутные выпрямители, всё ещё в процессе эксплуатации (на 2008 год). Тиристоры были впервые использованы в устройствах HVDC в 1960-х. Тиристор — полупроводниковое устройство, подобное диоду, но с дополнительным выводом — управляющим электродом, который используется для включения прибора в определенный момент времени. Также применяются биполярные транзисторы с изолированным затвором (БТИЗ), которые имеют лучшую управляемость, но большую стоимость.

Поскольку напряжение в устройствах HVDC в некоторых случаях доходит до 800 кВ, превышая напряжение пробоя полупроводникового прибора, преобразователи HVDC построены с использованием большого количества последовательно соединённых полупроводниковых приборов.

Низковольтные управляющие цепи, используемые для включения и выключения тиристоров, должны быть гальванически развязаны от высоких напряжений линии электропередачи. Обычно такая развязка оптическая, прямая или непрямая. В непрямой системе управления низковольтная управляющая электроника посылает световые импульсы по оптоволокну к электронике управления высоким напряжением. Прямой вариант обходится без электроники на высоковольной стороне: световые импульсы от управляющей электроники, непосредственно переключают фототиристоры.

Переключающий элемент в сборе, независимо от его конструкции, обычно называется вентилем.

Выпрямители и инверторы[править | править код]

В выпрямлении и инверсии используются по существу одни и те же агрегаты. Многие подстанции настроены таким образом, чтобы они могли работать и как выпрямители, и как инверторы. Со стороны линии переменного тока набор трансформаторов, часто из трёх отдельных однофазных трансформаторов, развязывает преобразовательную станцию от сети переменного тока, обеспечивая заземление и гарантируя корректное постоянное напряжение. Выходы этих трансформаторов подключены к выпрямителям по мостовой схеме, сформированной большим числом вентилей. Базовая конфигурация выпрямителя содержит шесть вентилей. Схема работает с фазовым сдвигом в шестьдесят градусов, поэтому в выпрямленном напряжении содержится значительное число гармоник.

Для улучшения гармонического состава применяется схема с 12 вентилями (двенадцатиимпульсный режим). Преобразовательный трансформатор имеет две вторичные обмотки (или используются два трансформатора), одна из которых имеет соединение «звезда», а другая — «треугольник», тем самым обеспечивая сдвиг фазы в 30 градусов между напряжениями на вторичных обмотках трансформатора. К каждой из вторичных обмоток подключен выпрямительный мост, содержащий 6 вентилей, выводы постоянного тока которых соединены. Тем самым обеспечивается двенадцатиимпульсный режим с лучшим гармоническим составом.

В дополнение к преобразовательным трансформаторам, наличие реактивной составляющей линии помогает фильтровать гармоники.

Монополярная[править | править код]

В монополярной схеме один из выводов выпрямителя заземляют. Другой вывод, с электрическим потенциалом выше или ниже заземлённого, связан с линией электропередачи. Заземлённый вывод может быть связан или не связан с соответствующим выводом инверторной станции посредством второго проводника.

При отсутствии второго металлического проводника обратный ток протекает в земле между заземлёнными выводами двух подстанций. Таким образом, это однопроводная схема с земным возвратом. Проблемы, которые создает ток, протекающий в земле или воде, включают:

Электрохимическую коррозию проложенных в грунте длинных металлических объектов, таких как трубопроводы
Выделение хлора и другие изменения состава морской воды от протекающего тока при использовании её в качестве второго проводника.
Возникающее из-за несбалансированного тока магнитное поле, влияющее на магнитные навигационные компасы судов, проходящих над подводным кабелем.

Эти воздействия могут быть устранены установкой металлического обратного проводника между заземлёнными выводами обоих преобразователей монополярной линии электропередачи. Так как эти выводы заземлены, нет необходимости в установке изоляции обратного провода на полное напряжение передачи, что делает обратный провод менее дорогостоящим, чем проводник высокого напряжения. Решение об использовании металлического обратного провода основывается на экономических, технических и экологических факторах^[15].

Современные монополярные системы воздушной сети передают примерно 1500 МВт. При использовании подземного или подводного кабеля обычное значение составляет 600 МВт.

Большинство монополярных систем разработаны для будущего расширения до биполярной схемы. Опоры линии электропередачи могут быть разработаны так, чтобы нести два проводника, даже если первоначально используется только один провод в монополярной системе. Второй проводник не используется или используется параллельно с другим (как в случае Балтийского кабеля (англ.)русск.).

Биполярная[править | править код]

В биполярной передаче используется пара проводников, противоположной полярности, каждый под высоким напряжением относительно земли. Стоимость биполярной линии электропередачи выше монополярной схемы с обратным проводом, так как оба проводника должны иметь изоляцию на полное напряжение. Однако преимущества биполярной передачи делают её более привлекательной по сравнению с монополярной. При нормальной нагрузке в земле протекают незначительные токи, как и в случае монополярной передачи с металлическим обратным проводом. Это уменьшает потери в земле и снижает экологическое воздействие. При аварии на одной из линий биполярной системы она может продолжать работать, передавая приблизительно половину номинальной мощности по неповреждённой линии в монополярном режиме с использованием земли в роли обратного проводника. На очень неблагоприятной местности второй проводник может быть проведён на независимом наборе опор ЛЭП, чтобы при повреждении одной из линий часть мощности передавалась потребителю. Так как для данной номинальной мощности по каждому проводнику биполярной линии протекает только половина тока монополярной линии, стоимость каждого проводника меньше по сравнению с высоковольтным проводником монополярной линии той же мощности.

Биполярное устройство также может быть дополнительно оснащено металлическим обратным проводником.

Биполярные устройства могут передавать до 3200 МВт на напряжении +/-600 кВ. Подводная кабельная линия, первоначально сооруженная как монополярная, может быть модернизирована дополнительными кабелями и работать в биполярном режиме.

Вставка постоянного тока[править | править код]

Вставка постоянного тока является станцией, в которой и инверторы и выпрямители находятся в одном месте, обычно в одном и том же здании. Линия постоянного тока выполняется настолько короткой, насколько возможно. Вставки постоянного тока используются для: соединения магистральных линий различной частоты (как в Японии), соединения двух электрических сетей той же самой номинальной частоты, но разных нефиксированных фазовых сдвигов (как до 1995/96 в коммуне Этценрихт).

Величина постоянного напряжения в промежуточной схеме вставки постоянного тока может быть выбрана свободно из-за малой длины линии. Обычно постоянное напряжение выбирают настолько низким, насколько возможно, чтобы построить меньший зал для преобразователей и избежать последовательных соединений вентилей. По этой же причине во вставке постоянного тока используют сильноточные вентили.

Системы с линиями электропередачи[править | править код]

Самая общая конфигурация линии HVDC — это две преобразовательные станции инвертор/выпрямитель, связанные воздушной линией. Такая же конфигурация обычно используется в соединении несинхронизированных энергосистем, в передаче энергии на большие расстояния, и в случае использования подводных кабелей.

Мультитерминальная HVDC линия, соединяющая более двух пунктов, редка. Конфигурация мультитерминальной системы может быть последовательной, параллельной, или гибридной (последовательно-параллельной). Параллельная конфигурация чаще используется для передачи энергии от больших электростанций, а последовательная — от менее мощных электростанций. Например, система Quebec-New England мощностью 2000 МВт, открытая в 1992, в настоящее время является крупнейшей мультитерминальной HVDC системой в мире^[16].

Трехполярная[править | править код]

Запатентованная в 2004 году схема предназначена для перевода существующих линий электропередачи переменного тока на HVDC. Два из трех проводников схемы работают в биполярном режиме. Третий проводник используется как параллельный монополь, оборудованный реверсными вентилями (параллельными вентилями, включенными в обратной полярности). Параллельный монополь периодически уменьшает ток от одного полюса или другого, переключая полярность на несколько минут. Без изменения полярности в системе с параллельным монополем, который был бы загружен на +/-100 % по нагреву, биполярные проводники были бы нагружены или на 137 % или на 37 %. В случае с изменяющейся полярностью, суммарный среднеквадратичный тепловой эффект такой же, как и в случае, если бы каждый из проводников работал при номинальном токе. Это позволяет пропускать большие токи по биполярным проводникам, и наиболее полно использовать третий проводник для передачи энергии. Даже когда энергопотребление низкое, высокие токи могут циркулировать по проводам линии для удаления с них льда.

Преобразование существующей линии переменного тока в трёхполярную систему позволяет передавать до 80 % больше мощности при том же самом фазном напряжении с использованием той же самой линии передачи, опор и проводников. Некоторые линии переменного тока не могут быть нагружены до их теплового предела из-за проблем устойчивости системы, надежности и реактивной мощности, которые не существуют в HVDC линии.

Трёхполярная система работает без обратного провода. Так как авария одного полюса преобразователя или проводника приводит только к малой потере производительности, а обратный ток, протекающий в земле, не возникает, надежность этой схемы высока, без времени, требуемого на переключение.

На 2005 год не было преобразований существующих линий переменного тока в трёхполярную систему, хотя линия электропередачи в Индии была преобразована в биполярную HVDC.

Коронный разряд — это характерная форма самостоятельного газового разряда, возникающего в резко неоднородных полях. Это явление может вызвать значительные потери мощности, создавать слышимые и радиочастотные помехи, производить ядовитые смеси, такие как оксиды азота и озон, создавать видимое свечение.

Линии электропередачи и переменного и постоянного тока могут создавать коронные разряды, в первом случае в форме колеблющихся частиц, в последнем — постоянного потока. Коронный разряд вызывает потери мощности, которые могут составлять примерно половину от всех потерь на единицу длины линии переменного тока высокого напряжения, несущего то же самое количество мощности. В монополярной передаче выбор полярности проводника определяется степенью создания коронных разрядов, влияния на окружающую среду. Отрицательные коронные разряды производят значительно больше озона чем коронные разряды положительной величины, воздействуя на здоровье. Использование напряжения положительной величины уменьшает объём создаваемого озона монополярной линии HVDC.

Краткий обзор[править | править код]

Способность управления потоком мощности, соединение несинхронизированных систем переменного тока, эффективное использование при передаче энергии подводными кабелями делают HVDC системы привлекательными для использования на межнациональном уровне. Ветроэлектростанции часто располагаются на расстоянии 10-12 км от берега (а иногда и дальше) и требуют подводных кабелей и синхронизации полученной энергии. При передаче энергии на очень большие расстояния, например в отдалённые районы Сибири, Канады и скандинавского севера, выбор обычно склоняется в сторону меньшей стоимости линии HVDC. Другие применения HVDC систем были отмечены выше.

Объединения электрической сети переменного тока[править | править код]

Линии электропередачи переменного тока могут связывать только синхронизированные электрические сети переменного тока, которые работают на той же самой частоте и в фазе. Много зон, которые желают поделиться энергией, имеют несинхронизированные электрические сети. Энергосистемы Великобритании, северной Европы и континентальной Европы не объединены в единую синхронизированную электрическую сеть. У Японии есть электрические сети на 60 Гц и на 50 Гц. Континентальная Северная Америка, работая на частоте 60 Гц, разделена на области, которые несинхронизированы: Восток, Запад, Техас, Квебек и Аляска. Бразилия и Парагвай, которые совместно используют огромную гидроэлектростанцию Итайпу, работают на 60 Гц и 50 Гц соответственно. Устройства HVDC позволяют связать несинхронизированные электрические сети переменного тока, а также добавить возможность управления напряжением переменного тока и потоком реактивной мощности.

Генератор, связанный длинной линией электропередачи переменного тока, может стать неустойчивым и выпасть из синхронизации с отдаленной энергосистемой переменного тока. Линия HVDC может сделать выполнимым использование удаленных электростанций. Ветряные электростанции, расположенные на расстоянии от берега, могут использовать устройства HVDC, чтобы собрать энергию у большого числа несинхронизированных генераторов для передачи на берег подводным кабелем.

Однако, обычно линия питания HVDC связывает две области распределения мощности энергосистемы переменного тока. Устройства, выполняющие преобразование между переменным и постоянным токами, значительно увеличивают стоимость передаваемой энергии. Выше определенного расстояния (приблизительно 50 км для подводных кабелей, и примерно 600—800 км для воздушных линий), меньшая стоимость электрических проводников HVDC перевешивает стоимость электроники.

Преобразовательная электроника также предоставляет возможность эффективно управлять энергосистемой посредством управления величиной и перетоком мощности, что дает дополнительное преимущество существования HVDC линий — потенциальное увеличение устойчивости энергосистемы.

Использование меньшего напряжения[править | править код]

Развитие биполярных транзисторов с изолированным затвором (IGBT) и запираемых тиристоров (GTO) сделало малые системы HVDC экономичнее. Они могут быть установлены в существующих энергосистемах переменного тока для стабилизации мощности без увеличения тока короткого замыкания, как в случае установки дополнительной линии электропередачи переменного тока. Такие устройства разрабатываются фирмами АВВ и Siemens и называются «HVDC Light» и «HVDC PLUS» соответственно. Использование таких приборов расширило использование HVDC до блоков в несколько десятков мегаватт и линий в несколько километров воздушной линии. Разница между двумя технологиями — в понятии автономного инвертора напряжения (VSI), тогда как «HVDC Light» использует широтно-импульсную модуляцию, «HVDC PLUS» выполнен на многоуровневом инверторе.

↑ Narain G. Hingorani in IEEE Spectrum magazine, 1996.
↑ About INELFE | Drupal (англ.). www.inelfe.eu. Дата обращения 20 апреля 2017.
↑ ACW’s Insulator Info — Book Reference Info — History of Electrical Systems and Cables
↑ R. M. Black The History of Electric Wires and Cables, Peter Perigrinus, London 1983 ISBN 086341 001 4 pages 94-96
↑ Alfred Still, Overhead Electric Power Transmission, McGraw Hill, 1913 page 145, available from the Internet Archive
↑ «Shaping the Tools of Competitive Power»
↑ Thomas P. Hughes, Networks of Power
↑ «HVDC TransmissionF» Архивировано 8 апреля 2008 года.
↑ IEEE — IEEE History Center Архивировано 6 марта 2006 года.
↑ Vijay K. Sood. HVDC and FACTS Controllers: Applications Of Static Converters In Power Systems. — Springer-Verlag. — P. 1. — «The first 25 years of HVDC transmission were sustained by converters having mercury arc valves till the mid-1970s. The next 25 years till the year 2000 were sustained by line-commutated converters using thyristor valves. It is predicted that the next 25 years will be dominated by force-commutated converters [4]. Initially, this new force-commutated era has commenced with Capacitor Commutated Converters (CCC) eventually to be replaced by self-commutated converters due to the economic availability of high power switching devices with their superior characteristics.». — ISBN 978-1402078903.
↑ ABB HVDC website
↑ «HVDC multi-terminal system « (неопр.) (недоступная ссылка). ABB Asea Brown Boveri (23 октября 2008). Дата обращения 12 декабря 2008. Архивировано 7 декабря 2008 года.
↑ The Corsican tapping: from design to commissioning tests of the third terminal of the Sardinia-Corsica-Italy HVDC Billon, V.C.; Taisne, J.P.; Arcidiacono, V.; Mazzoldi, F.; Power Delivery, IEEE Transactions on Volume 4, Issue 1, Jan. 1989 Page(s):794 — 799
↑ Source works for a prominent UK engineering consultancy but has asked to remain anonymous and is a member of Claverton Energy Research Group
↑ Basslink Архивировано 13 сентября 2003 года. project
↑ ABB HVDC Transmission Québec — New England (недоступная ссылка) website

Передача электрической энергии и потери мощности в лэп

Практически вся электрическая энергия, вырабатываемая генераторами мощных электростанций, передаётся по линиям электропередачи (ЛЭП) потребителям, находящимся в большинстве случаев достаточно далеко – за сотни и тысячи километров — от места централизованного производства электрической энергии.

При производстве электрической энергии и передаче ее потребителю неизбежно возникают тепловые потери электрической энергии, пропорциональные квадрату силы тока (так называемые «джоулевы потери» р = I ²R ). Поэтому и при производстве электрической энергии, и при передаче ее дальние расстояния большое экономическое значение имеет величина тока в ЛЭП, от которой зависят сечение проводов, расход материалов и стоимость ЛЭП, её экономичность и другие технико-экономические показатели. В современных ЛЭП потери мощности достаточно велики и составляют около 7 – 10 % от передаваемой мощности, поэтому вопросы снижения этих потерь и повышения КПД линий электропередачи имеют большое экономическое значение.

Экономичность ЛЭП определяется, в основном, тепловыми (джоулевыми) потерями, которые для трёхфазной ЛЭП можно определить по формуле: р = 3 I_Л²R ,

здесь R – сопротивление фазы ЛЭП, I _Л — сила тока в линии (фазе) ЛЭП (линейный ток).

Из формулы активной мощности трехфазной цепи (трёхфазного потребителя): P = U_Л I_Л сos  следует, что сила тока в фазе трёхфазной ЛЭП, обратно пропорциональна линейному напряжению и коэффициенту мощности потребителя сos  : . Тогда для тепловых потерь мощности в трехфазной ЛЭП можно записать . Отсюда следует, что при одинаковой передаваемой мощности :

1. Тепловые потери в ЛЭП обратно пропорциональны квадрату линейного напряжения;

2. Тепловые потери в ЛЭП обратно пропорциональны квадрату коэффициента мощности потребителя сos 

Поэтому при передаче электроэнергии от электростанции к потребителю с целью снижения тепловых потерь в ЛЭП и повышения ее технико-экономических показателей необходимо:

1. Передачу электрической энергии осуществлять при возможно более высоком технико-экономически обоснованном напряжении (обычно 500– 750 кВ). С этой целью производитель (поставщик) электрической энергии устанавливает в начале ЛЭП повышающие трансформаторы.

2. Повышать коэффициент мощности потребителей электрической энергии, т. е. повышать качество использования электрической энергии потребителем.

Мероприятия по компенсации реактивной мощности потребителей

В случае недостаточной эффективности естественного способа повышения коэффициента мощности с помощью мероприятий по оптимизации режима работы электрооборудования необходимо использовать искусственный способ — мероприятия по компенсации реактивной мощности (параллельная компенсация реактивной мощности).

Суть этих мероприятий заключается в том, что для получения реактивной мощности, необходимой потребителю (например, асинхронному двигателю), используется собственный местный источник реактивной мощности (компенсирующая установка), который устанавливается непосредственно на предприятии и включается в питающую сеть параллельно с реактивным потребителем электрической энергии.

В режиме полной компенсации потребляемой реактивной мощности потребителя (асинхронного двигателя) результирующий коэффициент мощности (асинхронного двигателя и компенсирующей установки) cos  _ = 1 – наступает режим резонанса токов и в этом случае происходит полное разделение потоков электрической энергии получаемой потребителем: 1. активную мощность асинхронный двигатель в полном объеме по-прежнему получает от централизованного источника электроснабжения (генераторов электростанции),

2. реактивную мощность асинхронный двигатель в полном объеме получает от собственной местной компенсирующей установки – местного генератора реактивной мощности.

В случае проведения неполной (частичной) компенсации результирующий коэффициент мощности (асинхронного двигателя и компенсирующей установки) cos  _ < 1, поэтому некоторую часть своей реактивной мощности асинхронный двигатель будет по-прежнему получать от питающей сети (генераторов электростанции), а недостающую часть — от местной компенсирующей установки, генерирующей реактивную мощность.