2.3. Классификация сетей передачи и распределения электроэнергии

2.3.1. По признакам, связанным с номинальным напряжением

Все электроприемники, генераторы, трансформаторы и прочие элементы ЭЭС проектируются для работы в длительном нормальном режиме при определенном напряжении, при котором эти элементы обладают наиболее целесообразными технико-экономическими показателями. Эти напряжения называются номинальными, и их значения всегда устанавливаются в соответствии с действующими ГОСТами [16, 17]. В настоящее время для электрических сетей в соответствии с ГОСТ 21128–83 стандартизованы четыре напряжения менее 1 кВ (40, 220, 380 и 660 В) и в соответствии ГОСТ 721–77 двенадцать напряжений выше 1 кВ (3, 6, 10, 20, 35, 110, 150, 220, 330, 500, 750, 1150 кВ). Все перечисленные цифры соответствуют линейным (междуфазным) значениям напряжений трехфазной системы переменного тока.

Электрические сети современных энергосистем характеризуются весьма сложной структурой и конфигурацией. В этих условиях невозможно классифицировать их по какому-либо одному признаку, который мог бы считаться определяющим, однако ряд признаков в той или иной мере связан со значением номинального напряжения сети U_ном. К числу таких признаков можно отнести охват территории, функцию сети в составе ЭЭС, назначение сети и тип приемников электроэнергии. В табл. 2 приводятся элементы классификации по названным признакам.

Таблица 2
Признак	Номинальное напряжение, кВ
	 1	3–35	110–220	330–750	1150
Номинальное напряжение	Сети низкого напряжения (НН)	Сети среднего напряжения (СН)	Сети высокого напряжения (ВН)	Сети сверх-высокого напряжения (СВН)	Сети ультра-высокого напряжения (УВН)
Охват территории	Местные		Районные	Региональные
Тип сети	Сети распределения электроэнергии			Сети передачи электроэнергии
Назначение	Распределительные			Системообразующие (питающие)
Тип приемников	Промышленные, городские, сельскохозяйственные, железнодорожного и трубопроводного транспорта			Районные распределительные пункты

Как уже отмечалось в разделе 2.2.1, системообразующие (питающие) сети осуществляют функции формирования районных энергосистем путем объединения их электростанций на параллельную работу, а также объединение региональных и районных энергосистем. Кроме того, они осуществляют передачу электроэнергии к системным подстанциям (см. Error: Reference source not found), играющим роль источников питания для распределительных сетей.

Во внутренней энергосистеме Республики Беларусь исторически сложилась система напряжений 330–(220)–110–35–10(6)–0,38 кВ. В перспективе намечен вывод из эксплуатации ЛЭП и подстанций с напряжением 220 кВ с заменой их сетями напряжением 110 и 330 кВ, а также ЛЭП и подстанций с напряжением 35 кВ с переводом сети на напряжение 110 кВ. в результате сложится система напряжений 330–110–35–10(6)–0,38 кВ. В межсистемной связи энергосистемы Республики Беларусь от подстанции «Белорусская» до Смоленской АЭС используется воздушная линия 750 кВ.

Рассмотрим обоснование целесообразности повышения напряжения для передачи электроэнергии. Активная мощность, передаваемая по линии трехфазного тока при симметричной нагрузке (см. раздел 1) равна:

,

(4)

где U и I – линейные (межфазные) значения напряжения и тока; cos  – коэффициент мощности.

Передача электроэнергии связана с потерями мощности, т.к. электрический ток нагревает провода ЛЭП. Величина потерь мощности в проводах трехфазной линии Р определяется по формуле:

,

(5)

где  – удельное сопротивление материала проводов; l – длина проводов; s – площадь поперечного сечения проводов.

Анализируя формулы (4) и (5) можно предложить способы снижения потерь мощности. Величина передаваемой мощности Р, необходимой потребителю, и дальность передачи l определяются условиями электропередачи. Эти величины изменить невозможно. Удельное сопротивление  зависит от материала, из которого сделаны провода. Для изготовления проводов по определению используются материалы с наименьшим значением  (медь, алюминий). Увеличение площади поперечного сечения s малоэффективно: значительное утолщение проводов невозможно из-за большой массы и стоимости линии. Следовательно, потери мощности можно снизить только уменьшая ток I, а это в свою очередь, с учетом формулы (4), возможно без изменения величины передаваемой мощности Р только за счет увеличения напряжения U и коэффициента мощности потребителя cos .

Когда коэффициент мощности cos  мал, значительная часть энергии циркулирует по проводам от генератора к потребителям и обратно, что приводит к значительным потерям на нагревание проводов. При таком сравнительно высоком коэффициенте мощности, как cos  = 0,8, потери в линии электропередачи примерно в полтора раза больше, чем для cos  = 1. При современных масштабах передачи энергии повышение значения cos  с 0,8 до 0,9 дало бы огромную экономию мощности, равную мощности нескольких крупных электростанций.

Однако главный путь уменьшения потерь мощности в проводах ЛЭП – это повышение напряжения в ЛЭП.

При сооружении сети обычно исходят из альтернативы: либо строить линию более высокого напряжения U_в, либо передавать энергию по n линиям более низкого напряжения U_н. При условии, что передаваемая мощность одинакова, запишем:

, .

(6)

Передача электроэнергии связана с потерями мощности, которые для линий высокого и низкого напряжений будут составлять, соответственно:

, ,

где R_в и R_н – сопротивления линий высокого и низкого напряжений соответственно.

Принимая во внимание, что линии имеют одинаковую длину (l_в = l_н) и одинаковое удельное сопротивление материала проводов (_в = _н), найдем соотношение потерь мощности для рассматриваемых вариантов передачи электроэнергии:

,

(7)

где s_в и s_н – площади сечения проводов линий высокого и низкого напряжений соответственно.

Подставив (6) в конечную форму (7), получим:

.

(8)

Из формулы (8) следует, что если U_в > U_н и s_в = ns_н, то

,

и, следовательно, при одинаковом расходе цветного металла потери мощности в линии высокого напряжения будет меньше, чем в n линиях низкого напряжения.

Аналогично, для случая одинаковых потерь мощности (Р_в = Р_н) из (8) следует:

;

т.е. расход цветного металла в n линиях низкого напряжения будет больше, чем в линии высокого напряжения.

Стоимость сооружения 1 км линии высокого напряжения, как правило, меньше стоимости n линий низкого напряжения. Т.о. повышение напряжения позволяет затрачивать меньше материалов и средств на сооружение ЛЭП.

Следует отметить, что приведенное сравнение экономичности линий разного напряжения не является достаточно строгим. Учет стоимости устройств на приемном и передающем концах линий при определенных значениях передаваемых мощностей может привести к тому, что предпочтительным окажется сооружение линий более низкого напряжения. Поэтому приведенные рассуждения следует понимать в том смысле, что при росте передаваемой мощности наступит такой предел, при котором линия более высокого напряжения обеспечит меньшие потери мощности и меньшие затраты, чем сооружение n линий более низкого напряжения, т.е. напряжение следует рассматривать как основное средство повышение экономичности передачи при увеличении ее дальности и величины передаваемой мощности [2, 6, 18, 19].

Накопленный опыт проектирования и эксплуатации сетей передачи и распределения электроэнергии сформировал рекомендации по экономически целесообразным соотношениям параметров сетей по напряжению, передаваемой мощности и дальности передачи электроэнергии, приведенные в табл. 3 [9].

Таблица 3
Напряжение, кВ	Максимальная передаваемая мощность, МВт	Максимальное 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