Показатели эффективности использования топливно-энергетических ресурсов на период до 2030 года

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)

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 энергиина 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.