ЭНЕРГОСИСТЕМЫ И ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СЕТИ

К потерям электроэнергии, зависящим от погодных условий, относятся потери на корону на проводах воздушных линий (ВЛ) и потери от токов утечки по изоляторам. К этой же категории потерь относится и расход электроэнергии на плавку гололеда, включаемый в технологические потери аналогично расходу электроэнергии на собственные нужды подстанций. Дополнительным фактором влияния погодных условий на потери электроэнергии является зависимость активных сопротивлений проводов ВЛ от температуры окружающего воздуха.

В статье уточнены удельные потери на корону на ВЛ напряжением 220 – 750 кВ при различных видах погоды, впервые приводятся данные о потерях на корону на ВЛ напряжением 110 кВ и на ВЛ 220 и 500 кВ, построенных в габаритах линий 500 и 1150 кВ. Приведены данные о потерях от токов утечки по изоляторам ВЛ, о расходе электроэнергии на плавку гололеда и расчетная формула для корректировки активных сопротивлений проводов ВЛ при известной плотности рабочего тока и температуре окружающего воздуха. На основе обработки данных 1372 метеостанций о погодных условиях в различных регионах России рассчитаны годовые потери на корону и потери от токов утечки по изоляторам ВЛ, значения которых могут быть использованы в расчетах при отсутствии конкретных данных о погодных условиях в рас- четном периоде.

Потери на корону. Потери на корону зависят от сечения провода и рабочего напряжения (чем меньше сечение и выше напряжение, тем больше удельная напряженность на поверхности провода и тем больше потери), конструкции фазы и вида погоды. Удельные потери при различных видах погоды определяют на основании экспериментальных исследований. Потери при плохой погоде существенно возрастают, например, при изморози их значение в 25 – 40 раз больше, чем при хоро-

шей погоде. Продолжительность разных видов погоды в различных регионах также существенно отличается.

Потери мощности на корону на линиях 220 – 750 кВ с типовыми конструкциями фаз, рас- считанные в соответствии с “Руководящими указаниями по учету потерь на корону и помех от короны при выборе проводов воздушных линий электропередачи переменного тока 330 – 750 кВ и постоянного тока 800 – 1500 кВ” и дополнительными экспериментальными данными, полученными во ВНИИЭ, приведены в òàáë. 1. При этом к периодам хорошей погоды (для целей расчета потерь на корону) отнесены хорошая погода с влажностью менее 100% и гололед; к периодам влажной погоды – дождь, мокрый снег, туман.

Âòàáë. 1 приведены также потери мощности на корону на ВЛ 110 кВ, которые ранее в техникоэкономических расчетах не учитывались вследствие их относительно небольшой величины. Вместе с тем, суммарная протяженность ВЛ 110 кВ, эксплуатируемых в АО-энерго, значительна и суммарные потери на корону на всех ВЛ 110 кВ составляют существенную величину.

Âкачестве расчетных вариантов для определения потерь на корону на ВЛ 110 кВ рассматривались одноцепные и двухцепные ВЛ с проводом марки АС 120/19, смонтированном на следующих типовых опорах: одноцепной стальной башенной

опоре П 110-5В [110-1 120(ст)]; одноцепной железобетонной опоре ПБ 110-1 [110-1 120(жб)]; двухцепной стальной башенной опоре П 110-2В [110 2-1 120(ст)] и двухцепной железобетонной опоре ПБ 110-2 [110 2-1 120(жб)]. Все опоры с одним тросом.

Для определения потерь в каждом из вариантов с характерными геометрическими параметрами – расстояниями между проводами, тросами и землей, вычислялись максимальные напряженно-

сти электрического поля у поверхности проводов каждой из фаз Åì ïðè Uë = 110 кВ и отношения Åì Å0, ãäå Å0 – начальная напряженность электри- ческого поля у поверхности проводов, соответствующая появлению общей короны в условиях хорошей погоды.

При оценке потерь на корону на ВЛ 110 кВ использовались результаты измерений на проводах других сечений, проведенных во ВНИИЭ (провод АСО-500 с радиусом r0 = 1,51 см), НИИПТ (провод АСУ-400, r0 = 1,45 см) и за рубежом [1] (на проводах с r0 = 1,425 ñì è r0 = 1,575 см). Измерения на этих проводах проводились при напряжениях, соответствующих диапазону отношений Åì Å0 от 0,4 до 0,8, т.е. включали диапазон, характерный для одноцепных и двухцепных ВЛ 110 кВ (для рассматриваемого провода АС 120 19 диапазон отношений Åì Å0 находится в пределах от 0,52 до 0,57).

При отсутствии данных о продолжительности видов погоды в расчетном периоде годовые потери электроэнергии на корону могут быть определены на основе удельных годовых потерь, рассчитанных для продолжительности типовых видов погоды в регионе.

Обработка данных о продолжительности различных погодных условий за 10-летний период

показала, что на территории Российской Федерации может быть выделено семь регионов, погодные условия внутри каждого из которых можно считать сравнительно однородными:

регион 1 – Республика Саха (Якутия); Хабаровский край; области: Камчатская, Магаданская, Сахалинская;

регион 2 – республики: Карелия, Коми; области: Архангельская, Калининградская, Мурманская;

регион 3 – области: Вологодская, Ленинградская, Новгородская, Псковская;

регион 4 – республики: Марий Эл, Мордовия, Татарстан, Удмуртия, Чувашская; области: Белгородская, Брянская, Владимирская, Воронежская, Ивановская, Калужская, Кировская, Костромская, Курская, Липецкая, Московская, Нижегородская, Орловская, Пензенская, Пермская, Рязанская, Самарская, Саратовская, Смоленская, Тамбовская, Тверская, Тульская, Ульяновская, Ярославская;

регион 5 – республики: Дагестан, Ингушетия, Кабардино-Балкарская, Карачаево-Черкесская, Калмыкия, Северная Осетия, Чечня; края: Краснодарский, Ставропольский; области: Астраханская, Волгоградская, Ростовская;

регион 6 – Республика Башкортостан; области: Курганская, Оренбургская, Челябинская;

регион 7 – республики: Бурятия, Хакасия; края: Алтайский, Красноярский, Приморский; области: Амурская, Иркутская, Кемеровская, Новосибирская, Омская, Свердловская, Томская, Тюменская, Читинская.

Годовые потери электроэнергии на корону, рас- считанные для продолжительности типовых видов погоды в каждом из описанных регионов, приведены в òàáë. 2.

При расчете потерь на линиях с сечениями, отличающимися от приведенных в òàáë. 1, 2 типовых сечений, расчетные значения потерь умножают на отношение Fò Fô, ãäå Fò – суммарное сече- ние проводов фазы, приведенное в òàáë. 1, à Fô – фактическое сечение проводов рассчитываемой линии.

Влияние рабочего напряжения линии на потери на корону учитывают, умножая данные, приведенные в òàáë. 1, 2, на коэффициент, определяемый по формуле

ãäå Uîòí – отношение рабочего напряжения линии к его номинальному значению.

Формула (1) представляет собой аппроксимацию экспериментальных данных по влиянию рабочего напряжения на потери на корону.

В условиях эксплуатации структуру потерь электроэнергии обычно рассчитывают помесячно. Распределение по месяцам годовых потерь электроэнергии на корону, приведенных в òàáë. 2, производят на основе долевых коэффициентов, соот-

Ò à á ë è ö à 2

' % " " )

ветствующих распределению по месяцам видов погодных условий. При отсутствии таких данных на каждый из месяцев первого и четвертого кварталов рекомендуется относить 1 10 годовых потерь, на каждый из месяцев второго и третьего кварталов – 1 15.

Потери от токов утечки по изоляторам воздушных линий. Измерения сопротивлений изоляторов и токов утечки по ним, описанные в литературе, проводились, как правило, с целью выбора требуемого уровня изоляции, поэтому в большинстве случаев исследовались предразрядные режимы и измерялись импульсные токи. Значения токов утечки в таких режимах имеют малую продолжительность и не могут быть использованы для рас- чета потерь электроэнергии за длительные периоды (месяц, квартал, год).

В нормальном эксплуатационном режиме по изоляторам течет, так называемый, “фоновый” ток утечки. Специфика процесса протекания фонового тока состоит в том, что его увеличение приводит к подсушиванию увлажненной поверхности изоляторов и последующему увеличению их сопротивления, в результате чего ток стабилизируется на определенном уровне. По оценкам специалистов НИИПТ длительный фоновый ток в условиях увлажнения изоляторов колеблется в диапазоне 0,5 – 1 мА. Эта оценка подтверждается имеющимися исследованиями [2], в которых приведены результаты измерений потерь мощности на гирлянде изоляторов линии 110 кВ для различных ви-

дов погоды и степени загрязнения изоляторов в режиме фонового тока (òàáë. 3).

Приведенные значения фонового тока справедливы для линий любого напряжения, так как с ростом номинального напряжения число изоляторов в гирлянде увеличивается практически пропорционально напряжению.

В соответствии с ПУЭ (гл. 1.9) установлено че- тыре степени загрязнения (СЗ) изоляторов, обусловленного естественными и промышленными источниками загрязнения атмосферы. Данные, приведенные в òàáë. 3, могут быть отнесены соответственно к 1, 2 и 3-й СЗ.

По влиянию на токи утечки виды погоды могут быть сгруппированы в три группы: первая группа – хорошая погода с влажностью менее 90%, сухой снег, изморозь, гололед; вторая группа – дождь, мокрый снег, роса и хорошая погода с влажностью 90% и более; третья группа – туман. В соответствии с этим данные òàáë. 3 преобразованы в òàáë. 4.

Фоновый ток утечки является саморегулируемым, поэтому его значение не зависит от напряжения линии, а потери мощности на линии любого напряжения могут быть определены по формуле

Ò à á ë è ö à 4

$ ) ' & 2 <:

' % + %

ãäå Pèç110 – потери мощности в гирлянде изоляторов линии 110 кВ, приведенные в òàáë. 4; n – число опор на 1 км линии с номинальным напряжением Uíîì.

Используя данные о среднем числе опор на

1 км линий напряжением 6 – 20 кВ – 13 шт.; 35 кВ –

8 øò.; 60 ê – 6 øò.; 110 ê – 4 øò.; 154 ê –

в целом на каждый из месяцев первого и четвертого кварталов рекомендуется относить 1 6 годовых потерь. В течение второго и третьего кварталов гололед может образовываться лишь в высокогорных районах, поэтому расчетный расход электроэнергии на его плавку в эти месяцы может быть принят равным нулю.

Влияние температуры окружающего воздуха и режима работы ВЛ на активные сопротивления проводов. Известная зависимость активного сопротивления провода от его температуры имеет вид

ãäå tï – температура провода, °С; R20 – стандартное справочное сопротивление провода при tï = 20°Ñ.

Температура провода зависит не только от температуры окружающего воздуха tâ, но и от солнеч- ной радиации и плотности рабочего тока в проводе, приводящих к некоторому его нагреву сверх температуры воздуха, а также от силы и направления ветра, приводящего к охлаждению провода. При одинаковых значениях перечисленных параметров температура проводов различных сечений не одинакова, так как тепловыделение в проводе пропорционально сечению, а площадь охлаждения – длине окружности. Учет действительных значений солнечной радиации, силы и направления ветра в практических расчетах затруднен в силу информационной необеспеченности. В связи с тем, что степень воздействия этих двух факторов на температуру провода меньше, чем первых двух, а также учитывая противоположную направленность их воздействия, в практических расчетах ими можно пренебречь. Исследования теплового балан-

са провода при учете температуры окружающего воздуха и рабочего тока в проводе показали, что при плотности тока j = 1 À ìì2 температура провода сечением 300 мм2 на 8,3°С выше температуры окружающего воздуха. При изменении тока превышение температуры изменяется практиче- ски пропорционально квадрату тока, поэтому зависимость (3) может быть записана в виде

Rï R20 [1 0,004(t â 20 8,3 j 2 F300 )], (4)

ãäå F – сечение провода.

Из формулы (4) следует что, например, при плотности тока j = 1 À ìì2 его сопротивление увеличивается на 3,3%.

Сопоставление потерь от токов утечки по изоляторам ВЛ, потерь на корону и расхода электроэнергии на плавку гололеда. Соотношение удельных потерь электроэнергии от токов утечки по изоляторам ВЛ и на корону увеличивается по мере снижения номинального напряжения ВЛ: для ВЛ 500 кВ потери от токов утечки составляют около 2,5% потерь на корону, для ВЛ 220 кВ – около 5%, для ВЛ 110 кВ обе составляющие потерь приблизительно одинаковы. Для ВЛ более низких напряжений потери на корону снижаются практически до нуля и превалируют (хотя и тоже резко уменьшившиеся) потери от токов утечки.

Снижение удельных потерь от токов утечки по изоляторам линий более низких напряжений частично компенсируется увеличением их общей протяженности. Расчеты данных составляющих потерь, проведенные для 55 АО-энерго, показали, что в зависимости от структуры сетей АО-энерго