Проблема экономичности работы сетей 220 кВ и выше при их малой загруженности в настоящее время связана не только и не столько с потерями в проводах от токов нагрузки, сколько с потерями на корону. Среднегодовые потери мощности и энергии на корону ВЛ 330 и 500 кВ составляют 12 %, а ВЛ 750 кВ — 14 % от суммарных потерь (на корону и от тока нагрузки), при этом потери в проводах рассчитываются для натуральной мощности Рнат. Так как в действительности средние нагрузки ВЛ раза в 2 меньше Р нат, то потери на корону ВЛ 330 и 500 кВ составят 35 %, а ВЛ 750 кВ — 39 % от суммарных потерь. Потери мощности на корону в зависимости от вида погоды изменяются на 1-2 порядка, поэтому наиболее эффективно снижать их максимальные значения, которые имеют место при изморози, дожде, снеге. В этих условиях снижение потерь мощности и энергии в сети будет определяться, главным образом, уменьшением потерь на корону.
Для оценки эффекта от регулирования уровня потерь на корону рассмотрим существующие в России линии напряжением 220-750 кВ. Чтобы определить потери энергии на корону, следовало бы рассчитать их для каждой конкретной ВЛ, а затем просуммировать.
Эта процедура довольно трудоемка, поэтому для решения задачи можно пойти по приближенному пути. Если рассчитать средние удельные потери при разных видах погоды для средних радиусов проводов, затем, зная средние продолжительности видов погоды в среднем по России, найти среднегодовые удельные потери, то, умножив последние на суммарные длины ВЛ разных номинальных напряжений, можно получить полные потери. На рис. 1 даны гистограммы длин линий и радиусов проводов в фазах ВЛ России, а в табл.1 — средние длины линий и средние радиусы проводов (средние ВЛ 220 кВ даны для выборки в 30 %).
Метеорологические данные о продолжительности разных видов погоды для более чем 1600 пунктов позволяют получить средние продолжительности разных видов погоды для всей территории России.
На рис. 2 представлены гистограммы средних длительностей видов погоды: Ти — изморози, Тд — дождя, Тмс — мокрого снега, Тт — тумана, Тс — сухого снега, Тпв — повышенной (более 90 %) влажности воздуха по данным метеостанций России за период с 1983 г. по 1992 г., с помощью которых определялись средние по России продолжительности, а в табл. 2 — эти средние, а также средние удельные потери мощности и энергии (продолжительность и потери при мокром снеге учтены в строке «Дождь»), рассчитанные по [1*] для ВЛ 220, 330, 500 и 750 кВ при средних радиусах проводов, указанных в табл. 1. 
Из гистограмм рис. 2 и табл. 2 следует, что максимальные продолжительности погодных явлений в отдельных пунктах России могут превосходить средние в 3-5 раз. Полученные результаты не являются абсолютными, так как ВЛ распределены по территории России неравномерно. Впрочем, и распределение метеостанций по территории России также не везде одинаково — в обжитых районах, где налажено электроснабжение, их больше.
Средняя продолжительность видов погоды по районам России отличается от приведенной в табл. 2 по России в целом. Для примера в табл. 3 представлены средние продолжительности изморози для 12 регионов, включающих несколько областей, на которые была разбита Россия, и среднеквадратические отклонения этих продолжительностей по данным метеостанций. В регион включались неразрывные области с относительно близкими метеорологическими характеристиками. Из табл. 3 следует, что средние продолжительности изморози по регионам отклоняются от средней по России примерно на ± 50 %, а среднеквадратические отклонения продолжительностей — на ± 30 %.
По данным табл. 2 можно рассчитать суммарные потери энергии от короны в ВЛ разных номинальных напряжений на территории России. По [2] общая длина ВЛ 220 кВ равна 100,3 тыс. км, ВЛ 330 кВ — 11 тыс. км, ВЛ 500 кВ — 37,8 тыс. км, ВЛ 750 км — 3,2 тыс. км.
Умножая эти числа на среднегодовые удельные потери энергии табл. 2, можно получить годовые потери энергий ВЛ России равные: при 220 кВ — 2568 ГВт•ч, при 330 кВ — 840 ГВт•ч, при 500 кВ — 4831 ГВт•ч, при 750 кВ — 839 ГВт•ч, что в сумме составляет 9078 ГВт•ч.
При годовом производстве 900 млрд. кВт•ч последние съедают 9078•100/900000 =1 % произведенной электроэнергии.
Теперь оценим, насколько снизятся потери энергии на корону при уменьшении напряжения. Согласно табл. 2 потери при изморози дают 61-70 % общих потерь на корону, дожде — 9-12 %, хорошей погоде — 6-11 %, сухом снеге — 7-8 %, повышенной влажности воздуха — 5-5,5 %, тумане — 2,5 %, причем при изморози и дожде потери составляют 73-79 % среднегодовых потерь на корону. Если считать, что потери на корону зависят от напряжения в пятой степени [1], то снижение напряжения на 2 % приведет к уменьшению потерь на 10 %, а только при изморози и дожде — на 7,5 %. Для сети 500 кВ снижение напряжения на 2 % даст экономию 335 ГВт•ч электроэнергии в год.
Приведенные цифры экономии электроэнергии можно реализовать при условии, что измерения потерь мощности на корону и в проводах ведутся непрерывно. Мнение о том, что для управления режимом напряжений достаточно получать информацию о виде погоды от метеостанций, которые находятся, как правило, в стороне от линий, нельзя считать обоснованным. Действительно, метеостанции могут фиксировать тот или иной вид погоды, которого на линии нет; измерения параметров погоды на метеостанциях осуществляются 1 раз через 3 часа, поэтому неизвестно, что имеет место в промежутке между измерениями; не известны интенсивность погодных явлений, а также длина линии, занятая погодой того или иного вида. Таким образом, судить о виде погоды, а по нему о потерях мощности на корону в линии по текущим данным метеостанций нельзя. Если учесть, что продолжительность, например, дождя или снега может быть меньше 1-2 часов, то становится понятным, что регулирование напряжения с целью уменьшения потерь мощности и энергии в сети можно реализовать только при измерениях текущих значений потерь на корону и в проводах.
В книге Тамазова А.И. «Корона на проводах воздушных линий переменного тока» (М.: Спутник+, 2002]) предложена система измерений потерь на корону и в проводах, дан анализ погрешностей измерения потерь в линии и показано, что точность таких измерений может обеспечить уверенную регистрацию текущих потерь мощности на корону при тумане, дожде, мокром снеге, изморози. Реализация таких систем в ВЛ 500 и 750 кВ подтвердила их работоспособность. Учитывая успешный опыт их применения, необходимо внедрить систему на всех линиях 330 кВ и выше, тем более, что она не требует дополнительной измерительной аппаратуры, а основывается на комплексе программ, использующих данные ОИК АСДУ. Чтобы оценить напряженность сетей России по потерям на корону, рассмотрим данные о распределении радиусов проводов фаз ВЛ России и Франции, которые представлены на рис. 3. Из рис. 3 следует, что среднее значение радиуса проводов в России равно rпс= 13,36 мм, а во Франции rпс= 15,8 мм. В гистограмме рис. 3 по России не учтены радиусы проводов ВЛ 220 кВ, которые могут только понизить среднее значение радиуса провода по сравнению с указанным выше. Если приближенно принять, что потери мощности на корону пропорциональны только квадрату радиуса провода, то уровень этих потерь в сетях России больше, чем во Франции не менее чем в 1,4 раза без учета разницы климатических условий. С учетом того, что климат Франции много мягче, чем в России, эта цифра возрастет примерно в 1,5 раза.
Приведенные данные говорят о том, что удельные потери мощности и энергии на корону в сетях 220-750 кВ России примерно в 2 раза больше, чем во Франции.
Стремление уменьшить потери мощности и электроэнергии на корону в высоковольтных сетях свойственно не только Европе и Америке. Так, фаза ВЛ 500 кВ Вьетнама выполнена 4 проводами, а фаза ВЛ 750 кВ Кореи — 6 проводами большого диаметра. Хорошо спроектированная линия электропередачи должна обеспечивать достаточно высокий КПД. Поэтому как потери в проводах, так и потери на корону следует ограничивать. Попытки ограничения потерь на корону путем введения допустимой напряженности на поверхности провода нельзя считать обоснованными. В [4] показано, что условие, приводимое в ПУЭ [5],
где Едоп — амплитуда допустимой напряженности на поверхности провода,
— начальная напряженность на проводе радиусом rп(м) при относительной плотности воздуха δ, не ограничивает потери мощности на корону, приходящиеся на один провод фазы. Так как напряженность характеризует состояние единицы поверхности провода, интересно было бы выяснить, как изменятся параметры фаз ВЛ, если нормировать потери, приходящиеся на единицу поверхности провода. Используя (1), можно определить минимально допустимый радиус провода, рассчитав его по формуле [4]
где U — амплитуда фазового напряжения, В,
C — емкость фазы линии, Ф/м,
n — число проводов в фазе,
кн=1+(n-1)rп/rр — коэффициент неравномерности,
rр — радиус расщепления, м,
ε — диэлектрическая постоянная.
Результаты расчета rп по (3), удельных потерь мощности на корону при изморози по [1], а также условных потерь, приходящихся на единицу поверхности провода фазы, приведены в табл. 4. Можно было бы рассчитать потери мощности на корону и при других видах погоды, однако для сравнения уровня потерь на линиях с фазами разной конструкции достаточно сравнения их при изморози, поскольку в среднем по России потери на корону при этом виде погоды составляют 0,6-0,7 от среднегодовых.
Из табл. 4 видно, что условные потери на корону, приходящиеся на единицу поверхности проводов ВЛ
330 кВ (n=1), 750 и 1150 кВ, много больше таковых на ВЛ 220, 500 и 330 (n=2) кВ.
Если принять, что потери на единицу поверхности проводов всех ВЛ не должны превышать таких же потерь ВЛ 220 кВ, то можно найти новые допустимые радиусы проводов для упомянутых выше ВЛ. Принятая для ВЛ 220 кВ и основанная на (1) норма Ри/nrп условна, однако она демонстрирует неприемлемость применения условия (1) к ВЛ, фазы которых имеют 4 и более проводов, о чем шла речь в [4]. Так как для ВЛ 220 кВ Ри/nrп =1,96, то эта цифра должна соблюдаться и на ВЛ других напряжений, т.е.
Так как число проводов известно, то для каждого напряжения можно определить Ри/rп, которое равно для: ВЛ 330 кВ (n=1) — 1,96; ВЛ 750 кВ (n=4) — 7,84;
ВЛ 750 кВ (n=5) — 9,8; ВЛ 1150 кВ (n=8) — 15,68. Используя кривые [1] зависимостей Р= f(rп,δ) при δ=1, можно подобрать значения rп, соответствующие приведенным выше цифрам. Таким образом, минимально допустимые радиусы проводов и их типы будут определяться табл. 5.
Из сравнения таблиц 4 и 5 видно, что если ограничение потерь мощности от короны осуществляется по условным потерям при допустимой напряженности, рассчитанной по (1) для ВЛ 220 кВ, то происходит уменьшение потерь от короны ВЛ 750 и 1150 кВ на 27-40%.
Так как норма условных потерь принята по соотношению (1) для ВЛ 220 кВ, то необходимо обсудить правомерность такой нормы. Для хорошей погоды среднее значение коэффициентов снижения критической напряженности по отношению к начальной общей короны равно 0,87, а снижение начальной напряженности местной короны по отношению к начальной общей — 0,56. Поэтому для ограничения потерь в хорошую погоду надо принять в качестве допустимой напряженность, которая находится между напряженностями начала местной и общей короны, то есть коэффициент снижения критической напряженности должен находиться между 0,56 и 0,87, что соответствует норме (1). При изморози первый коэффициент равен 0,465, а второй — 0,58. Это значит, что при нормировании по хорошей погоде практически всегда в изморозь фазы ВЛ будут создавать потери общей короны. Учитывая значительную долю потерь, вызываемых изморозью, целесообразно ограничивать именно эти потери.
Если принять
что значительно ограничивает потери общей короны при изморози, тогда допустимый радиус провода ВЛ 220 кВ будет равен 12 мм, и условные потери будут равны 13:12 =1,1 Вт/(м•мм). При этой норме допустимые радиусы проводов и потери мощности на корону при изморози определятся значениями, приведенными в табл. 6. 
Сравнение данных табл. 4 и 6 показывает, что при ограничении потерь мощности на корону по условным потерям с допустимой напряженностью ВЛ 220 кВ, рассчитанной по (5), потери на линиях напряжением 220-500 кВ уменьшаются на 23-88 %, а на линиях напряжением 750-1150 кВ — в 2 раза.
Теперь можно сравнить сечения проводов табл. 4 и 6 по плотности тока, соответствующей натуральной мощности линии. В табл.7 даны номинальные напряжения, натуральные мощности и плотности тока ВЛ, определенные по сечениям фаз таблиц 4 и 6. 
Из табл. 7 следует, что сечения табл. 6 снижают плотность тока в фазах ВЛ 500-1150 кВ до ≈ 0,6 А/мм2 . Так как средняя нагрузка ВЛ в лучшем случае составляет 50 % от натуральной мощности, то и средние плотности тока будут примерно в 2 раза меньше.
Радиусы проводов табл. 6 оказываются несколько больше тех, которые были получены в [4] с учетом ошибок при определении емкостей ВЛ и более высоких, чем номинальное, напряжений сети. Приведенные в табл. 6 конструкции ограничивают сечения фаз ВЛ в районах, где удельный вес потерь на корону при изморози велик. Из табл. 5 и 6 видно, что ужесточение требований по ограничению потерь энергии на корону требует применения проводов с большими радиусами. Любопытно, что по табл. 6 для строительства ВЛ 220 -1150 кВ достаточно иметь два типа провода: сечением 300 и 500 мм2 .
Обычно к строительству принимается конструкция фазы, которая обеспечивает минимум приведенных затрат. Зависимость приведенных затрат от сечения фазы вблизи минимума дает большие приращения при уменьшении сечения фазы по отношению к оптимальному, соответствующему минимуму приведенных затрат, и малые при увеличении сечения. Поэтому в проектах линий электропередачи целесообразно выбирать сечения, которые больше оптимальных, тем более, что точность расчетных значений приведенных затрат невелика. Опыт показал, что первые предложения по конструкции фаз ВЛ 1150 кВ Экибастуз-Кокчетав-Кустанай оказались неприемлемыми по потерям на корону. По расчетам, проводившимся ранее по методике ЭНИН [1] для условий Сибири, при восьми проводах в фазе ВЛ 1150 кВ радиус провода должен быть равен 15 мм, а сечение соответственно 500 мм2. Последние предложения по новым ВЛ 1150 кВ предусматривают использование проводов сечением 400 мм2
Вместе с тем, в условиях непрерывного и интенсивного роста цены на электроэнергию переход к сечению 500 мм 2 неизбежен. Совершенно очевидно, что если конструкция фазы выбирается по минимуму приведенных затрат, то нет надобности соблюдать любые требования по ограничению потерь мощности на корону.
Не менее важно правильно определить конструкцию фаз ОРУ. Предложенная в [1] методика расчета потерь на корону позволяет решить и эту задачу, актуальность которой стала очевидной, когда на проводах фаз ОРУ первых построенных подстанций 1150 кВ в хорошую погоду возникла развитая корона.
Для расчета потерь на корону в ОРУ необходимо, пользуясь методикой Е.С. Колечицкого, рассчитать распределение зарядов по проводам шин ОРУ. В силу неравномерности распределения поверхностного заряда токи короны вдоль провода будут неодинаковыми. Пусть на участке провода с наибольшей плотностью заряда возникла корона, тогда при увеличении напряжения заряд этого участка стабилизируется и корона возникнет на соседних участках. При дальнейшем росте напряжения корона будет охватывать все большую длину провода, а распределение заряда провода выравниваться, причем токи короны вдоль провода будут неодинаковыми. Чтобы упростить расчеты потерь мощности от короны на проводах ОРУ, следует определить, при какой неравномерности распределения зарядов между проводами фазы и вдоль проводов расчет по среднему заряду не даст большой ошибки. Проведенные расчеты показали, что погрешность определения потерь по среднему заряду провода фазы не превосходит 5 %, если отношение максимального заряда провода к минимальному — k не больше значений рис. 4. 
Как правило, отношение максимального заряда провода фазы к минимальному не превосходит значений k, получаемых из графика рис.4. Если отношение максимального заряда вдоль провода qmax к минимальному qmin меньше 1,26, то погрешность определения потерь на корону по среднему заряду оказывается меньше 5 %, что допустимо. Поэтому при допустимой погрешности 5 % потери от короны следует рассчитывать на отрезках, для которых интервалы изменения зарядов имеют границы qmin и 1,26qmin , 1,26qmin и 11,262qmin , 1,262qmin и 1,263q min и т.д. Чтобы определить число интервалов m, положим, что qmax=1,26 mqmin. Тогда после несложных преобразований получим
Так как количество интервалов число целое, то расчетное m округляется до большего целого числа.
В ОРУ подстанций, длина шин которых может достигать нескольких километров, применяются провода типа АС и ПА. Электрические свойства поверхности проводов типа ПА незначительно отличаются от проводов типа АС, поэтому распределения относительных критических напряжений для обоих типов при соблюдении технологии изготовления проводов не будут разниться. Следовательно, потери на корону можно рассчитывать по методике, разработанной для проводов типа АС.
Пусть удельный средний заряд участка фазы равен τ тогда удельная емкость для этого участка будет равна
Зная С, нетрудно по [1] определить начальное напряжение общей короны U0П, отношение U0П/U и величину (Р/bpU2)c. Тогда именованные удельные потери на корону участка для видов погоды определятся как
Следовательно, потери участка будут равны произведению Р на длину участка. Суммарные потери на корону в ОРУ для различных видов погоды получатся в результате суммирования потерь участков, а среднегодовые потери — суммированием упомянутых потерь с учетом относительной продолжительности видов погоды. Выбор оптимальной конструкции шин ОРУ следует производить так же, как и проводов ВЛ, путем сравнения технико-экономических характеристик различных вариантов.
На эксплуатируемых подстанциях шины ОРУ одной подстанции дают разные потери от короны. Это видно из сравнения представленных на рис. 5 зависимостей потерь мощности на корону от напряжения:
а) для главных шин (эквивалентная высота фаз над землей 20 м и расстояние между фазами 16 м),
б) для шин отходящих линий (высота фаз 30 м и расстояние между фазами 16 м),
в) для шин, идущих к силовым трансформаторам (высота фаз 24 м и расстояние между фазами 10 м)
ОРУ 750 кВ. Шины выполнены 3-мя проводами ПА 500.
При этом максимальные значения потерь отличаются от минимальных примерно в 1,5 раза, а наибольшие потери на корону в ОРУ больше средних по России (см. табл. 2). Разница в величинах потерь определяется двухярусным расположением шин.
Обычно при расчете допустимых радиусов проводов ВЛ используется полученная из опытов формула начальной напряженности общей короны Ф. Пика
В литературе имеется большое количество формул для определения Е0П, которые при радиусах проводов rп< 1,5 см дают близкие результаты. Вместе с тем, при rп> 1,5 см эти результаты расходятся. Как опытные, так и теоретические данные о Е0П определяются с погрешностями. Поэтому, чтобы не допустить приуменьшения расчетных потерь на корону за счет больших значений Е0П, целесообразно рассчитывать ее по формулам, которые дают нижнюю границу значений. Так, по формуле Г.Н. Александрова [7], дающей близкие к (9) значения Е0П для rп <1,5 см и меньшие значения Е0П для rп>1,5 см,
При расчете потерь от короны на проводах большого диаметра, в том числе и на полых проводах, значения Е0П следует определять по (10).
ВЫВОДЫ
1. Российские сети 220 кВ и выше дают по сравнению с французскими сетями в 2 раза большие потери мощности и энергии на корону.
2. Так как конструкции сетей определяются нормами ПУЭ и указаниями по учету коронного разряда, то для снижения потерь энергии от короны на вновь строящихся ВЛ и ОРУ необходимо разработать новые нормы и методические указания по проектированию, ужесточающие требования по короне.
3. Для уменьшения потерь энергии на корону в действующих сетях высокого напряжения следует реализовать повсеместное оперативное регулирование напряжения.
4. Оперативное регулирование напряжения должно базироваться на текущих измерениях потерь от короны и в проводах в реальном времени.
5. Необходимо пересмотреть конструкции фаз ВЛ и ОРУ 1150 кВ, поскольку имеющиеся решения дают высокие уровни потерь на корону.
Автор: Тамазов А.И., канд. техн. наук, ОАО «Энергетический институт им. Г.М. Кржижановского»
Добавить комментарий