Обобщающими показателями эффективности использования топливно-энергетических ресурсов в стране являются их удельные затраты на единицу валового внутреннего продукта страны (показатели энергоёмкости).
Прогнозные расчёты свидетельствуют про сокращение энергоёмкости ВВП страны с 1127 г у.т./грн. в 2000 году до 308-489 г у.т./грн. в 2030-м, что составляет 27,4-43,4% уровня энергоёмкости ВВП в 2000 году.
Современные показатели энергоёмкости ВВП развитых стран мира составляют 200-350 грамм нефтяного эквивалента на один доллар США (г н.э./дол. США), значительные резервы снижения энергоёмкости ВВП в этих странах практически использовано.
Прогноз динамики показателей энергоёмкости ВВП в Украине показывает, что в 2030 году они могут составить 221-351 г н.э./дол. США по сравнению 809 г н.э./дол. США в 2000 году. По сравнению с показателями 2000 года в 2030-м удельные затраты топлива и энергии на единицу валового внутреннего продукта Украины снизятся: топливоёмкость ВВП – с 0,905 до 0,233-0,377 кг у.т./грн.; углеёмкость ВВП – з 0,372 до 0,132- 0,198 кг/грн.; газоёмкость ВВП – з 0,402 до 0,086-0,141 м3/грн.; нефтеёмкость ВВП – з 0,055 до 0,029-0,046 кг/грн.; нефтепродуктоёмкость ВВП – с 0,086 до 0,043-0,068 кг у.т./грн.; электроёмкость ВВП – с 0,985 до 0,329-0,508 кВт час/грн.; теплоёмкость ВВП – с 1,327 до 0,44-0,695 Мкал/грн.
Сокращение удельных затрат топливно-энергетических ресурсов на производство валового внутреннего продукта на протяжении периода до 2030 года обеспечит существенное повышение эффективности их использования.
1.5 Государственная политика, правовое обеспечение и экономический механизм стимулирования энергосбережения
Основу государственной политики по энергосбережению в национальной экономике составляет системное развитие законодательства. Базовым в этой сфере является Закон Украины “Про енергозбереження” принятый в 1994 году. Он предусматривает систему институционных, регулятивных и поощрительных мероприятий относительно режима бережного использования топливно-энергетических ресурсов. К 2014 году были реализованы почти все положения Закона Украины “Про енергозбереження”, которые требовали дальнейшей конкретизации подзаконными актами.
С целью реализации институционных основ энергосбережения в 1995-1996 гг. в Украине были созданы органы государственного управления в этой сфере: Держкоменергозбереження и Державна інспекція з енергозбереження и её территориальные органы. Приняты постановления Кабинета Министров Украины от 09.01.96 №20 “Про управління сферою енергозбереження” и от 18.05.2000 №821 “Про впорядкування структури місцевих державних адміністрацій” (с изменениями, внесёнными постановлением от 29.08.02 №1262). Постановлением Кабинета Министров от 26.03.03 №390 утверждено Типовое положение про управление энергосбережением областной и Севастопольской городской государственной администрации.
Кроме того, деятельность в сфере энергосбережения в Украине отвечает международной практике в соответствии с Хартией и Договором к Энергетической Хартии по вопросам энергетической эффективности и смежных экологических аспектов, ратифицированных Верховной Радой Украины в 1998 году.
Основой практической реализации политики энергосбережения в национальной экономике являются государственные программы энергосбережения. В Украине разработана и осуществляется Комплексная государственная программа энергосбережения (КГПЭ), которую утвердили постановлением Кабинета Министров Украины от 05.02.97 №148.
Постановлением Кабинета Министров Украины от 31.12.97 №1505 утверждена также “Программа государственной поддержки развития нетрадиционных и возобновляемых источников энергии и малой гидро- и теплоэнергетики”, как составной части КГПЭ.
Фактически, статус программы энергосбережения в бюджетной сфере имеет Указ Президента Украины от 16.06.99 №662 “Про заходи щодо скорочення енергоспоживання бюджетними установами, організаціями та казенними підприємствами”, который, в частности, отрегулировал на нормативном уровне проблему проведения энергетических обследований. Постановлением Кабинета Министров Украины от 30.11.99 №2183 “Про скорочення енергоспоживання бюджетними установами, організаціями та казенними підприємствами” предусмотрено конкретные механизмы, направленные на сокращение энергопотребления в бюджетной сфере. По состоянию на конец октября 2003 года в Украине на основе этих нормативных актов развернуто сеть почти из 160 специализированных организаций по проведению энергетических обследований.
У 2001 году впервые было предусмотрены инвестиции на энергосбережение в государственном бюджете по статье “Міжгалузеві енергозберігаючі заходи” в объёме 25,4 млн. грн. Этим внедрён ещё один мощный рычаг влияния на снижение энергопотребления как в бюджетной сфере, так и в национальной экономике вцелом. Из опыта реализации централизованных программ энергосбережения развитыми странами в 80-х гг. известно, что реальный эффект от их реализации в масштабах страны в 10-20 раз превышает ожидаемый. Это можно пояснить значительным влиянием конкретной политики государства, в частности, созданием системы финансирования энергосбережения и определённым давлением на управленцев, которые принимают решения на уровне региональных органов власти и предприятий.
Таблица 1.1
Электробалланс Украины за 2001 – 2002 годы (млрд. кВт час)
2001 | 2002 | |
Произведено электроэнергии | 173,0 | 173,7 |
Получено электроэнергии из-за границ Украины | 2,1 | 5,5 |
Потреблено в Украине предприятиями промышленности | 90,3 | 91,0 |
в том числе: |
| |
добывающей | 16,7 | 16,7 |
обрабатывающей | 51,0 | 51,7 |
по производству и распределению электроэнергии, газа и воды | 22,6 | 22,6 |
строительством | 0,8 | 0,7 |
сельским хозяйством, охотничьим, лесным и рыбным хозяйством | 4,2 | 3,7 |
транспортом | 8,7 | 9,2 |
предприятиями и заведениями других видов деятельности | 10,2 | 10,7 |
населением | 21,6 | 21,8 |
Потери в сетях общего пользования | 34,1 | 33,5 |
Отпущено электроэнергии за границы Украины | 5,2 | 8,6 |
Лекция 2
Технологические потери энергии в электрических сетях
Величину технологических потерь электроэнергии (далее-ТПЭЭ) рассмотрим на примере сетей ООО «Луганское энергетическое объединение». За двенадцать месяцев 2007 года она составила величину 13,25 % [1] от общей величины поставок электрической энергии. Для других электроснабжающих компаний Украины он колеблется от 4,42 % до 23,08%. Для снижения величины ТПЭЭ необходимо проанализировать составляющие этих потерь для нахождения возможных путей их уменьшения.
На рис. 2.1.-2.5 приведены диаграммы распределения потерь электрической энергии в электрических сетях 110, 35, 10, 6 и 0,4кВ ООО «Луганское энергетическое объединение» без учета следующих потерь электрической мощности в связи со сложностью сбора этой информации.
1- в коммутационных аппаратах (выключателях, разъединителях, отделителях, короткозамыкателях) и исполнительных приводах к ним;
2- в релейной защите (ДЗШ) и автоматике (АЧР, АПВ, АВР), аппаратуре дистанционного управления исполнительными приводами коммутационных аппаратов;
3- на корону в ВЛ-110,35 кВ в связи со слабым проявлением ее эффекта;
4- в связи с образованием переходных сопротивлений в аппаратуре, приведенной в пунктах 1-2 и ВЛ-110,35 кВ, а также кабельных ЛЭП-35 кВ;
5- в ЛЭП от величины тока, вызванной электрическими нагрузками.
6- в коммутационных аппаратах (автоматических выключателях, рубильниках и приводах к ним, магнитных пускателях, контакторах тепловых реле).
Диаграмма распределения ТПЭЭ в электрических сетях напряжением 110 кВ показана на рис.1.а, где они распределяются следующим образом:
1) 98,17 % - суммарные потери холостого хода и короткого замыкания в силовых трансформаторах;
2) 0,04 % - потери в измерительных трансформаторах тока;
3) 0,24 % - потери в измерительных трансформаторах напряжения;
4) 1,55 % - в изоляции воздушных ЛЭП-110 кВ.
Рис. 2.1. Диаграмма распределения технологических потерь электроэнергии в электрических сетях напряжением 110 кВ.
Диаграмма распределения ТПЭЭ в электрических сетях напряжением 35 кВ показана на рис. 2.2., где они распределяются следующим образом:
1) 97,70% - суммарные потери холостого хода и короткого замыкания в силовых трансформаторах;
2) 0,05% - потери в измерительных трансформаторах тока;
3) 0,06% - потери в измерительных трансформаторах напряжения;
4) 1,82 % - потери в изоляции воздушных ЛЭП;
5) 0,07% - потери в изоляции кабельных ЛЭП;
6) 0,30% - потери в реакторах.
Рис. 2.2 Диаграмма распределения технологических потерь электроэнергии в электрических сетях напряжением 35кВ.
Диаграмма распределения ТПЭЭ в электрических сетях напряжением 10 кВ показана на рис. 2.3., где они распределяются следующим образом:
1) 91,76% - суммарные потери холостого хода и короткого замыкания в силовых трансформаторах;
2) 0,05 % - потери в измерительных трансформаторах тока;
3) 0,03 % - потери в измерительных трансформаторах напряжения;
4) 5,17 % - потери в изоляции воздушных ЛЭП;
5) 0,59 % - потери в изоляции кабельных ЛЭП;
6) 6,2*10-6 % - потери в реакторах;
7) 2,01 % - потери в ДГК;
8) 0,39 % - потери в батареях статических конденсаторов.
Рис. 2.3. Диаграмма распределения технологических потерь электроэнергии в электрических сетях напряжением 10 кВ.
Диаграмма распределения ТПЭЭ в электрических сетях напряжением 6 кВ показана на рис. 2.4., где они распределяются следующим образом:
1) 96,03% - суммарные потери холостого хода и короткого замыкания в силовых трансформаторах;
2) 0,06 % - потери в измерительных трансформаторах тока;
3) 0,03 % - потери в измерительных трансформаторах напряжения;
4) 1,63 % - потери в изоляции воздушных ЛЭП;
5) 0,37 % - потери в изоляции кабельных ЛЭП;
6) 1,69 % - потери в реакторах;
7) 0,19 % - потери в ДГК.
Рис. 2.4. Диаграмма распределения технологических потерь электроэнергии в электрических сетях напряжением 6 кВ.
Диаграмма распределения ТПЭЭ в электрических сетях напряжением 0,4 кВ показана на рис.2.5., где они распределяются следующим образом:
1) 2,46 % - потери в измерительных трансформаторах тока;
2) 97,54 % - потери в счётчиках.
Рис. 2.5. Диаграмма распределения технологических потерь электроэнергии в электрических сетях напряжением 0,4 кВ.
Основным резервом снижения ТПЭЭ являются потери в силовых трансформаторах.
Рис. 3. Диаграмма распределения ТПЭЭ в электрических сетях ООО «Луганское энергетическое объединение» в зависимости от класса питающего напряжения. По оси абсцисс в относительных единицах представлены сети с классом питающего напряжения: 1-110 кВ; 2- 35 кВ; 3- 10 кВ; 4-6 кВ и 5-0,4кВ.
Проведя анализ диаграммы представленной на рис.3, можно заключить, что ТПЭЭ распределены между электрическими сетями напряжением 110, 35, 10 и 6 кВ пропорционально установленной мощности силовых трансформаторов ПС 110/35/10(6) кВ, ПС 35/10(6) кВ и ПС 10(6)/0,4 кВ.
Одним из путей уменьшения ТПЭЭ является компенсация реактивной мощности, которая позволяет уменьшить сверхнормативные и нормативные потери электроэнергии, улучшить режим работы сетей и их эксплуатационные свойства [Торба С.В., Бутенко А.Ю. Снижение потерь электроэнергии в силовых трансформаторах предприятий // Праці Луганського відділення Міжнародної Академії інформатизації №2(15) 2007 Частина I C.54-58.]. Для снижения ТПЭЭ в электрических сетях необходимо:
- уменьшать потери в силовых трансформаторах;
- поэтапно переводить распределительные сети 6 кВ на класс питающего напряжения 10 кВ;
- поэтапно переводить воздушные ЛЭП в кабельные;
- внедрять измерительные устройства обладающие более высокими энергетическими характеристиками.
Задачи управления конкретными частями электрических сетей должны решаться с учетом их взаимодействия. Для формализации таких задач введем понятие составной электрической сети, включающей в себя ряд электрических сетей низшего ранга и взаимодействующей с рядом сетей такого же ранга. Например, составная электрическая сеть конкретного производственного энергетического объединения (ПЭО) включает в себя сеть всех подчиненных предприятий электрических сетей (ПЭС) и взаимодействует с сетями смежных ПЭО. Аналогично составная электрическая сеть конкретного ПЭС включает в себя сети всех подчиненных районов электрических сетей (РЭС) и взаимодействует с сетями смежных ПЭС, и т. д.
Последовательное проведение принципа составления электрических сетей по территориальной иерархии сверху вниз приводит к сети наинизшего ранга, составленной из трансформаторов, шин и линий электропередачи. Это и есть объект классической теории электрических сетей.
При рассмотрении режимов работы составных электрических сетей необходимо различать внутренние режимы, характеризующие обмен электрической энергией между сетями низшего ранга, и внешние режимы, характеризующие взаимодействие с сетями аналогичного ранга. То и другое можно представлять балансами токов, мощностей и энергии, причем каждая из этих величин имеет активную и реактивную составляющие.
Любой баланс имеет приходную и расходную части. Разность между приходной и расходной частями баланса составляет технологический расход энергии на её передачу и распределение.
2.1. Потери мощности в элементах электрической сети. Элемент с сосредоточенным сопротивлением
Принципы методики определения потерь мощности изучим на примере простейшей схемы сети (рис. 2.1). Участок 1–2 данной схемы, состоящий из активного и индуктивного сопротивлений, заключенный между ответвляющимися от его концов нагрузками (рис. 2.1,а)или проводимостями (рис. 2.1,6), назовем звеном сети. В качестве звена можно также рассматривать проводимость 1–1' или 2–2' (рис. 2.1,6). В общем случае под звеном понимаем однородный элемент сети, на протяжении которого ток остается постоянным или изменяется по вполне определенному закону, Условимся, что в дальнейшем будем иметь в виду симметричную трехфазную цепь. Несоблюдение данных условий будем оговаривать особо.
Комплексное выражение полной мощности буден представлять в виде:
,
где – сопряженный комплекс линейного напряжения; – комплекс линейного тока.
Для нагрузки индуктивного характера , а для нагрузки емкостного характера . Здесь Р и Q – трехфазная активная и реактивная мощности.
Рис. 2.1. Звено электрической сети.
Выведем формулу для определения потерь мощности в звене сети по данным его конца: мощности S2 и напряжению U2. На рис. 2.1 и в тексте индекс 1 соответствует параметрам начала звена, а 2 – его конца.
Соотношению между напряжениями начала и конца звена сети соответствует сопряженное уравнение:
(2.1)
Левую и правую части выражения (2.1) умножим на . В результате получим:
,
где , (2.2)
откуда (2.3)
Если даны мощности нагрузок, то протекающий по линии ток можно определить по формуле: ,
а квадрат модуля тока (2.4)
Выражая квадрат модуля тока в (2.2) через его значения (2.4), получаем следующую формулу потерь мощности для звена сети по данным его конца:
(2.5)
или, совмещая вектор U2с вещественной осью комплексной плоскости:
,
откуда
. (2.6)
При расчете по известным данным начала звена: напряжению и мощности S1 – расчетные формулы несколько видоизменяются, хотя ход рассуждений останется прежним. Исходное выражение в данном случае запишем в виде:
Используя тот же метод преобразований, что и ранее, получаем:
,
где представляется выражением (2.2).
Мощность в начале звена , поэтому квадрат модуля тока
(2.7)
Подставляя значение (2.7) в формулу (2.2), получаем:
(2.8)
или, совмещая вектор напряжения с вещественно осью комплексной плоскости:
откуда
(2-9)
При практических расчетах обычно мощность выражают в мегавольтамперах, напряжение в киловольтах и сопротивление в омах. В этом случае потери мощности также получаем в мегавольтамперах.
2.2. Однородная линия электропередачи
Для линии электропередачи П – образную схему замещения можно рассматривать как звено сети с сопротивлением Z и проводимостями Y1 и Y2 (рис. 2.2). Поэтому, основываясь на выражении (2.5), записанном для звена сети, потери мощности в однородной линии электропередачи можно представить формулой:
,
или
, (2.21а)
и , (2.216)
где – потери активной мощности на корону;
– зарядная мощность линии.
Рис 2.2 Схема замещения однородной линии электропередачи
Формула (2.216) получена на основе приближенного уравнения (2.1), не учитывающего волновой характер и равномерное распределение параметров линии по ее длине, которые, начиная с определенной длины линии, оказывают существенное влияние на физические процессы в линии электропередачи. В общем случае потери мощности в линии длиной L определяются выражением
(2.23)
где –ток в точке линии, расположенной на расстоянии l от конца линии;
– ток в конце линии, выраженый через, активную и реактивную мощности и напряжение в конце линии.
Здесь вектор U2 совмещен с вещественной осью комплексной плоскости.
Для сравнительно коротких линий:
2.3. Линия электропередачи с компенсирующими устройствами
В общем случае линия электропередачи представляет собой сложное энергетическое сооружение, включающее промежуточные установки продольной емкостной и параллельной индуктивной компенсации или настраивающие устройства; линия становится неоднородной (рис. 2.3).
Рис. 2.3 Участок линии электропередачи с компенсирующим устройством
Потери мощности в неоднородной линии удобно определять по формуле:
(2.30)
где индексы 1 и 2 относятся к параметрам соответственно начала и конца линии.
Рассмотрим вывод расчетной формулы для определения потерь мощности при заданных напряжении U2, мощности S2 и индуктивном характере нагрузки. Разумеется, что при известных параметрах режима в начале линии электропередачи процедура вывода формулы не изменится.
Исходная формула имеет вид:
Выразим величины и через соответствующие величины конца электропередачи и параметры линии. При этом линию будем рассматривать как трехполюсник с обобщенными постоянными А, В, С и D.
Из теоретической электротехники известно, что
(2.31)
При индуктивной нагрузке:
Получаем два выражения для потерь мощности:
(2.32)
(2.33)
откуда
Первые слагаемые формул (2.32) и (2.33) представляют собой потери холостого хода, а вторые – потери короткого замыкания. Остальные слагаемые обусловлены волновым характером и распределённостью параметров линии, а также протеканием ёмкостных токов.
Полученные выражения для определения потерь мощности универсальны и практически применим к любым линиям, включая электропередачи с промежуточными компенсирующими установками и другими устройствами.
2.4. Учет ёмкостных токов при определении потерь мощности в линиях электропередач
Сравнение потерь мощности в линии электропередачи рассчитанных по точным и приближенным формулам, показывает, что погрешность приближенных формул минимальна в режиме передачи номинальной мощности и не превышает ±2,5% в режимах передачи мощностей, близких к номинальной, при .
Это объясняется тем, что основное влияние на погрешность приближенных формул оказывает неучет физических процессов, обусловленных равномерным распределением по длине линии индуктивного сопротивления и емкостной проводимости. В режиме номинальной мощности последние как бы друг друга компенсируют, т. е. потери реактивной мощности в индуктивном сопротивлении в каждой точке линии равны ёмкостной (зарядной) мощности, генерируемой линией. Активное сопротивление дальних линий электропередачи сравнительно мало, и неучет его распределенности не оказывает существенного влияния на характер протекающих в линии физических процессов.
Потери мощности в линии электропередачи с учетом физических процессов, вызванных равномерным распределением по длине индуктивного сопротивления и ёмкостной проводимости линии при известном напряжении и токе (мощности) в конце линии можно записать в виде
, (2.34)
где – ёмкостный ток линии длиной на расстоянии от ее конца;
и – активный и реактивный ток в конце линии; ток берется со знаком плюс при емкостном характере и минус при индуктивном;
; здесь – полная мощность в конце линии в относительных единицах на базе натуральной.
При записи выражения (2.34) полагалось, что напряжение вдоль линии неизменно и равно номинальному.
После интегрирования формулу (2.34) преобразуем к виду:
. (2.35)
После замены токов через мощности и параметры линии электропередачи, зависимость (2.35) запишется следующим образом:
, (2.36)
или в относительных единицах:
, (2.36а)
где – ёмкостная проводимость линии;
– сопряженный комплекс полного сопротивления линии в относительных единицах на базе волнового.
Использование формул (2.36), (2.36а) при технико-экономическом анализе дальних линий электропередачи для определения потерь мощности в однородных участках в режимах, отличных от номинального, дает удовлетворительные результаты.
2.5. Потери мощности на корону
Потери мощности и энергии, сопровождающие коронный разряд, достигают в линиях 330 кВ и выше нескольких сотен киловатт на один километр линии, т. е. в этих условиях потери на корону не только соизмеримы, но порою и превышают потери на нагревание проводов. Явление короны вызывает дополнительный нагрев проводников, повышает интенсивность коррозии проводов и арматуры воздушных линий, создает помехи для радио- и телефонной связи. Возникает необходимость борьбы с короной, а, следовательно, изучения факторов, влияющих на ее появление и развитие.
Впервые явление короны было исследовано американским ученым Пиком. На основе проведенных им опытов было предложено аналитическое выражение для оценки потерь мощности на корону, кВт/км, во всех трех проводах трехфазной линии переменного тока при частоте 50 Гц
, (2.37)
где – среднегеометрическое расстояние между проводами, см; – радиус одиночного провода, см; среднегодовое линейное напряжение, кВ; – критическое напряжение, кВ; если фактическое напряжение не превышает критического, то корона отсутствует; – относительная среднегодовая плотность воздуха,
,
– среднегодовое барометрическое давление воздуха, мм рт. ст.; – среднегодовая температура воздуха, °С.
Критическое линейное напряжение, кВ, определяется выражением
, (2.38)
где m1– коэффициент негладкости провода, m1 = 0,82 - 0,85; m2– коэффициент ненастности погоды.
Формулы (2.37) и (2.38) были получены при напряжениях около 100–200 кВ для условия подвески одного провода в фазе; для более высокого номинального напряжения и расщепленных проводов в фазе эти формулы, естественно, не могут быть использованы. Однако с их помощью можно оценить степень влияния различных факторов на развитие короны и наметить основные направления борьбы с короной.
Судя по данным формулам, основным средством, увеличивающим критическое напряжение, служит повышение радиуса провода. Применяемое при напряжениях 330 кВ и выше расщепление фазы на 2, 3 и более проводов как раз и приводит к повышению эквивалентного радиуса. Менее эффективным мероприятием по борьбе с короной является увеличение среднегеометрического расстояния между проводами, так как в формуле (2.38) оно находится под знаком логарифма. Необходимо также избегать вмятин, заусениц при монтаже провода, применять арматуру с острыми углами, это уменьшает коэффициент негладкости. Остальные составляющие формул (2.37) и (2.48) обусловливаются погодными условиями.
Лекция 3
МЕРОПРИЯТИЯ ПО СНИЖЕНИЮ ПОТЕРЬ МОЩНОСТИ И ЭНЕРГИИ
3.1. Постановка вопроса
Мероприятия различают организационные и технические.
Технические мероприятия для своего осуществления требуют больших затрат трудовых и материальных ресурсов по сравнению с организационными. Назовем важнейшие из них, позволяющие оказывать существенное влияние на уровень потерь.
1.Повышение номинального напряжения. Сюда относятся сооружение глубоких вводов высокого напряжения в центры электропотребления и перевод сети на более высокую ступень напряжения. Например, за счет использования стеклопластиковых траверс представляется возможным перевести сети 10 кВ на (20) 35 кВ; без замены кабелей могут быть переведены городские сети 6 кВ на 10 кВ; 0,22 кВ – на 0,38 кВ.
2.Установка дополнительных компенсирующих и регулирующих устройств. Эта группа мероприятий включает в себя замену трансформаторов с ПБВ (переключатели без возбуждения) на трансформаторы с РПН (регулирование напряжения под нагрузкой); установку дополнительных последовательных регулировочных трансформаторов; установку дополнительных батарей статических конденсаторов, синхронных компенсаторов, регулируемых источников реактивной мощности (ИРМ); установку устройств компенсации индуктивного сопротивления линий.
3.Оптимизация параметров элементов электрических сетей. Сюда входит упорядочение мощностей трансформаторов на подстанциях в соответствии с их нагрузкой; замена проводов воздушных линий на большие сечения; повышение нагрузочной способности коммутационных аппаратов; внедрение более совершенных систем релейной защиты, автоматики, телемеханики и измерений.
4.Оптимизация развития и построения сети. Эта группа мероприятий включает развитие системообразующей сети по оптимальным планам; оптимизацию построения распределительной сети и сокращение радиуса ее действия по мере роста электропотребления.
3.1. Повышение уровня рабочего напряжения
Напряжение существенно влияет на потери мощности, энергии и пропускную способность сети как одного из важнейших, определяющих эти величины параметров.
Если не учитывать статических характеристик нагрузки, волнового характера и распределенние параметров линий, а также влияния на активное сопротивление теплового эффекта нагрузки, то с повышением напряжения на потери мощности в сопротивлениях сети снижаются, а в проводимостях увеличиваются пропорционально квадрату напряжения.
Количественное изменение нагрузочных потерь мощности при отклонениях напряжения от номинального можно оценить известным выражением:
(3.1)
а потерь холостого хода
(3.2)
Здесь знак " + " соответствует увеличению, а "–" уменьшению уровня напряжения по сравнению с номинальным.
"Правила устройства электроустановок" допускают превышение рабочего напряжения сети сверх номинального на 20% в сетях до 20 кВ включительно, 15% – в сетях 35–220 кВ, 10% в сетях 330 кВ и 5% –в сетях 500 кВ и выше. Отсюда следует, что в сетях до 220 кВ включительно существуют технические возможности использования эффекта снижения нагрузочных потерь мощности и энергии за счет повышения рабочего уровня напряжения.
Потери холостого хода в трансформаторах зависят от подводимого напряжения к их ответвлениям, а не от уровня напряжения в сети, поєтому их можно удерживать на постоянном уровне.
При повышении рабочего напряжения могут несколько возрасти потери на корону в воздушных линиях. Однако потери на корону в линиях 110 – 220 кВ незначительны. Они составляют заметную величину лишь в линиях 330 кВ и выше. Но в этих линиях допустимые перенапряжения изоляции незначительны и эффект от повышения рабочего напряжения в них практически не может быть использован для целей снижения нагрузочных потерь.
Резюмируя вышеизложенное, следует заключить, что поддержание рабочего напряжения в сети на предельно допустимом высшем уровне обеспечивает более высокое качества напряжения и снижение потерь энергии.
Для поддержания рабочего напряженияв линиях на высоком уровне необходимо располагать достаточным арсеналом регулирующих устройств и обеспечить положительный баланс реактивной мощности в основных узлах сети. С точки зрения обеспечения требований к качеству напряжения у потребителей на вторичных шинах понижающих трансформаторов необходимо добиться напряжения 1,05–1,1 номинального для режимов максимальных и номинального – для режимов минимальных нагрузок.