Дальние передачи переменного тока.
Наибольшая техническая трудность при сооружении дальних .передач переменного тока заключается в обеспечении необходимой пропускной способности передачи при удовлетворительных экономических показателях.
Предел передаваемой мощности в длинных линиях электропередачи обычно ограничивается устойчивостью ее работы и приближенно может быть оценен по формуле (см. [Л. 6, 7] и приложение 6)
Р пред — EU/X,
где Е, U — междуфазные значения напряжения приемной системы и э. д. с. генераторов.
Определяющим величину предела передаваемой мощности передачи при заданной величине э. д. с. Е и напряжения приемной системы U является суммарное индуктивное сопротивление X передачи, в котором значительный удельный вес имеет сопротивление линии. Например, в линии электропередачи 220 кВ длиной 200 км с трансформаторами по концам индуктивное сопротивление линии примерно равно суммарному сопротивлению трансформаторов. В линии длиной около 1 000 км удельный вес индуктивного сопротивления линии в суммарном сопротивлении передачи значительно возрастает. При отключении одной из линий (послеаварийный режим) индуктивное сопротивление передачи возрастает и пропускная способность ее значительно снижается. Несколько снижает (на 25—30%) величину индуктивного сопротивления линии применение так называемых расщепленных проводов фаз (см. § 1-2 и 2-2). При этом значительно также снижаются потери мощности на корону.
Рис. 6-14. Принципиальная схема компенсации параметров длинной линии электропередачи.
Дальние передачи высокого напряжения переменного тока генерируют значительную реактивную мощность. Так, двухцепная линия 500 кВ длиной 1 000 км с тремя проводами в одной фазе генерирует мощность более 1 000 Мвар. Передача реактивной мощности по длинным линиям электропередачи приводит к заметному снижению ее к. и. д. и поэтому не всегда целесообразна.
Рис. 6-15. Принципиальная схема настройки дальней электропередачи на длину полуволны.
Для улучшения технических показателей работы применяют компенсацию параметров линии. При этом последовательно в линию включают конденсаторы (рис. 6-14), которые частично компенсируют индуктивное сопротивление линии. Поперечно в линию включают реакторы, которые компенсируют ее емкостную проводимость. Компенсирующие устройства могут включаться в нескольких местах линий одновременно. Применение компенсации параметров как бы уменьшает длину линии. Оно весьма эффективно для линий длиной 1 000—1 500 км.
Принципиально для дальних передач возможно применение так называемой настройки линии. При этом последовательно в линию включают индуктивные сопротивления, а параллель но — конденсаторы (рис 6-15). Настройка как бы увеличивает длину линии, приближая ее к полуволновой и снижая ее параметры (см рис. 2-28 и § 2-7). Включение конденсаторов одновременно в нескольких пунктах позволяет несколько улучшить распределение напряжения вдоль линии.
Для снижения потерь мощности и энергии экономическую плотность тока уменьшают примерно в 2 раза по сравнению с приведенной в табл. 6-1. При этих условиях потери мощности и энергии, например, от шин генераторного напряжения Волжской ГЭС имени В. И. Ленина до шин вторичного напряжения приемных подстанций составляют около 8%.
На условия устойчивости работы электропередачи влияет ее схема соединений (рис. 6-16). Она может быть связанной или блочной.
Рис. 6-16. Принципиальные схемы связанных (а) и блочных (б) схем соединений дальних электропередач.
При связанной схеме электропередачу разделяют на участки, соединенные по концам и в промежуточных пунктах, которые обычно называют переключательными (рис. 6-16,а). В случае повреждений на линии при связанной схеме отключается сравнительно небольшая ее часть. При этом эквивалентное сопротивление передачи увеличивается не столь значительно.
В блочной схеме электропередачу разделяют на блоки: генератор—трансформатор—линия (рис. 6-16,6). Повреждение любого из элементов блока приводит к его отключению. При этом приемная система теряет соответствующую мощность генераторов. Хотя блочная схема дешевле связанной, применение ее возможно лишь при наличии необходимого резерва мощности в приемной системе. Кроме того, внезапное отключение большой мощности блока может быть недопустимо из условий динамической устойчивости работы приемной системы.
Для обеспечения устойчивости работы важно также возможно более быстрое отключение повреждений. Для этого применяют быстродействующие выключатели и релейную защиту. Предельное время отключения повреждений в сетях 500 кВ должно быть менее 0,1 сек. На генераторах и СК применяют специальные методы автоматического регулирования возбуждения, что также способствует повышению устойчивости передачи.
Указанные мероприятия по повышению пропускной способности и устойчивости передачи являются достаточно дорогими. Опыт показал, что более целесообразным является сооружение длинной линии с промежуточными подстанциями, включенными вдоль нее. Такие передачи обладают большей устойчивостью, не требуется установка реакторов и т. п., стоимость передачи снижается.
В последние годы ведутся работы по созданию и применению в дальнейших электропередачах специальных статических автоматически регулируемых устройств — реакторы с подмагничиванием (ЭНИН) и вентильные установки с сеточным регулированием (МЭИ). В этих устройствах практически безынерционно может изменяться потребляемая или генерируемая реактивная мощность.
Применение этих устройств позволяет изменить свойства дальних электропередач. Например, при малых нагрузках в электропередачах реактивная мощность, генсфируемая емкостью линий, значительно превышает потери реактивной мощности в индуктивных сопротивлениях, т. е. имеется избыточная реактивная мощность. Она может быть компенсирована распределенными вдоль линии автоматически регулируемыми реакторами или вентильными устройствами, работающими в режиме потребления реактивной мощности. При нагрузках электропередачи, значительно превышающих натуральную мощность, имеют место очень большие потери реактивной мощности. В этих режимах реактивная мощность должна дополнительно генерироваться ее источниками.
Таким образом, применение рассматриваемых регулируемых устройств позволяет как бы автоматически изменять параметры электропередачи, что улучшает условия устойчивости, а также экономические показатели работы длинных линий, и повышает надежность передачи электроэнергии.
В настоящее время исследуются вопросы о практической надежности работы рассматриваемых устройств и о их стоимости. Если оправдаются предположения о их достаточно надежной работе и приемлемой стоимости, то их применение позволит сооружать более протяженные линии электропередачи с лучшими показателями по надежности и экономичности. Более подробные сведения об этих устройствах и их работе можно получить в специальной литературе (Л. 15, 23].
Дальние передачи постоянного тока.
Принципиальная схема современной дальней передачи постоянного тока изображена на рис. 6-17. Генераторы трехфазного переменного тока Г через повышающие трансформатора Т1 соединены с выпрямительными устройствами В, преобразующими переменный ток в постоянный.
К выпрямителям приключена линия постоянного тока Л, состоящая из двух рабочих проводов и одного нулевого. Напряжение между рабочими и нулевым проводами равно U, между рабочими 2£У. В линию включены реакторы Р, обладающие большим индуктивным сопротивлением для сглаживания пульсаций выпрямленного тока.
Рис. 6-17. Принципиальная схема электропередачи постоянного тока.
В конце линии приключены инверторы Я, .преобразующие постоянный ток в переменный. Через понижающие трехфазные трансформаторы Т2 линия приключается к шинам приемной подстанции ПП.
При одинаковой нагрузке рабочих проводов по нулевому проводу ток не протекает. Потери мощности при этом наименьшие. При повреждении одного из рабочих проводов в работе остаются второй рабочий провод и нулевой, по линии передается половина мощности.
В качестве инверторов и выпрямителей применяют мощные высоковольтные ртутные выпрямители. Возможно применение дуговых вентилей и других конструкций, но они еще не вышли из стадии опытных разработок.
Передача электроэнергии постоянным током имеет ряд преимуществ. Облегчается проблема устойчивости, оказывается возможной несинхронная работа отдели- ных частей энергетической системы. Снижается стоимость воздушных и кабельных линий. Значительно уменьшаются потерн мощности и энергии в линии, что связано с существенным уменьшением потерь мощности на корону, а также с отсутствием потерь мощности из-за протекания реактивных мощностей в элементах передачи. Возможно безынерционное регулирование мощности передачи «путем воздействия на сетки ртутных вентилей, что улучшает устойчивость работы других частей энергетической системы.
Недостатки передачи постоянного тока следующие. Концевые преобразовательные подстанции с высоковольтными ртутными вентилями весьма сложны и дороги. Имеют место затруднения при промежуточных присоединениях к электропередаче.
Для обеспечения работы инверторов нужно значительное количество реактивной мощности: приблизительно 0,5 квар на 1 кВт передаваемой активной мощности. В конце передачи устанавливают мощные СК, что также повышает стоимость приемных подстанций. Приходится применять специальные мероприятия для снижения высших гармоник в токах и напряжениях в цепях переменного тока.
Из-за сложности и большой стоимости концевых подстанций высоковольтные передачи постоянного тока экономически целесообразно выполнять при значительной длине линий (около 1 500—2 000 км). В этих случаях экономия, получаемая на стоимости линии, компенсирует удорожание концевых подстанций.
Возможно применение относительно коротких линий передачи постоянного тока для связи между несинхронно работающими электрическими системами переменного тока.
В СССР электропередачи постоянного тока успешно эксплуатируются в течение ряда лет. С 1962 г. работает высоковольтная электропередача Волгоград— Донбасс длиной 473 км с номинальным напряжением 800 кВ. Пропускная способность передачи 750 Мвт с возможностью длительной перегрузки до 900 Мвт. Предполагается применение электропередачи постоянного тока для связи мощных электростанций Сибири, работающих на дешевом местном топливе, с энергоемкими промышленными районами Урала и Центра.
