книги из ГПНТБ / Мельников, Н. А. Проектирование электрической части воздушных линий электропередачи 330-500 кВ

Глава пятая

МЕТОДИКА ТЕХНИКО­ ЭКОНОМИЧЕСКИХ СРАВНЕНИЙ

И ВЫБОР ОСНОВНЫХ ПАРАМЕТРОВ ЛИНИЙ

5-1 МЕТОДИКА ТЕХНИКО­ ЭКОНОМИЧЕСКИХ СРАВНЕНИЙ ПРОЕКТИРУЕМЫХ ВАРИАНТОВ

Типовая методика определения экономической эффективности капитальных вложений утверж­ дена в сентябре 1969 г.

На основании типовой методики разрабатываются отрасле­ вые методические указания.

Целью технико-экономических расчетов является нахожде­ ние экономически оптимального решения энергетической зада­ чи при сопоставлении ряда возможных вариантов путем разра­ ботки этих вариантов, приведения их к сопоставимому виду и определения экономических показателей сопоставленных вари­ антов.

Сопоставляемые варианты должны быть взаимозаменяемыми и обеспечивать одинаковый производственный эффект (мощ­ ность, выработка электроэнергии для электростанций, пропуск­

Расчеты по определению сравнительной экономической эф­ фективности капитальных вложений применяются при сопостав­ лений проектных вариантов. Критерием сравнительной экономи­ ческой эффективности капитальных вложений является минимум приведенных затрат, которые по каждому варианту пред­ ставляют собою сумму ежегодных издержек производства и ка­ питальных вложений, умноженных на нормативный коэффици­ ент эффективности.

103

Значение приведенных затрат по варианту определяется по формуле

где За— приведенные затраты по варианту а; И а — ежегодные издержки производства по варианту а; Ка — суммарные капи­ тальные вложения по варианту а; £ н— нормативный коэффи­ циент сравнительной эффективности капитальных вложений.

Оптимальным из числа рассматриваемых является вариант г с наименьшими приведенными затратами

3,- = min.

Значение приведенных затрат определяется по формуле (5-1) при условии, что капитальные вложения осуществляются в один год, а ежегодные издержки являются постоянными и со­ ответствуют периоду нормальной эксплуатации. Если же капи­ тальные вложения производятся в течение нескольких лет и в период временной эксплуатации значения ежегодных издержек меняются во времени, то величины приведенных затрат опреде­ ляются по формуле

где Kt — капитальные вложения в год /■; АЯ( — приращение еже­ годных издержек в год t\ £ н— нормативный коэффициент срав­ нительной эффективности капитальных вложений; £ н.п—норма­ тивный коэффициент учета разновременности затрат, равный 0,08; т — год приведения затрат; Т — период строительства и ос­ воения проектной мощности (временной эксплуатации) объек­ та, после которого наступает период нормальной эксплуатации, когда ежегодные издержки постоянны, а капитальные вложения отсутствуют (табл. 5-1).

Значения приведенных в формулах (5-1) и (5-2) норматив­ ных коэффициентов капитальных вложений £ н и учета разновре­ менности затрат £ н.п принимаются в энергетике следующими:

Здесь ш — год начала эксплуатации объекта; п — год последних капитальных вложений; Г — год выхода на нормальную эксплуатацию.

104

£ н= 0 ,12 и £ н.п=0,08. Однако отдельные уникальные объекты энергетики, имеющие крупное народнохозяйственное значение и характеризуемые длительным периодом капитальных вложений и реализации эффекта, могут иметь £ и=0,08.

При выполнении технико-экономических расчетов возникает надобность в определении удельных приведенных затрат

Для периода временной эксплуатации объекта удельные при­ веденные затраты равны:

т

S ( £ „ / С , + Д Я , ) ( 1 + £ „ . п)Т

3 = '=1— -------------------------- , (5-4)

S АЛ, (1 + £н.п)Т_' (=і

где ДЯ* — прирост продукции в год t.

5-2 ВЫБОР НОМИНАЛЬНОГО НАПРЯЖЕНИЯ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ

Определение номинального напряжения электропередачи представляет собой сложную технико-экономическую задачу, на решение которой влияют различные факторы.

В практике проектирования используется наиболее совре­ менный метод сопоставительного проектирования ряда парал­ лельных вариантов с различными напряжениями и анализ ре­ зультатов этих вариантов.

Задача выбора напряжения электропередачи связана также с выбором сечения проводов, числа параллельных проводов в фазе, числа цепей и решается комплексно. При выборе напряже­ ния электропередачи необходимо считаться с действующим стандартом напряжений СССР (ГОСТ 721-62), который уста­ навливает следующие номинальные напряжения: 3, 6, 10, 20, 35, ПО, 150, 220, 330, 500 и 750 кВ. Международная электротехни­ ческая комиссия рекомендует следующую шкалу стандартных

плексную задачу, требующую учета многих факторов. Задача эта является наиболее сложной в энергетике вследствие того, что функции линий электропередачи могут резко изменяться во времени в зависимости от роста нагрузок, ввода и размещения

Т а б л и ц а 5-2

новых генерирующих мощностей. Если учесть, что при проекти­ ровании развития энергосистем на 5—10 лет величины нагрузок и мощности электростанций могут быть оценены только прибли­ женно, а все отклонения фактических величин от проектных влияют на загрузку линий электропередачи, то станет ясна трудность определения расчетных условий для выбора оптималь­ ных номинальных напряжений электросетей энергетических объединений.

Выбор оптимального напряжения отдельной линии не может быть обоснован без учета имеющихся или возникающих в буду­ щем электрических связей с объединенной или районной энерго­ системой. На современном этапе развития энергетики нельзя выбирать напряжение проектируемых линий «классическими» методами (по формулам) даже для изолированных районов, которые длительно не будут иметь связей с другими энергоси­ стемами, так как указанные методы не учитывают динамики развития.

Выбор напряжений отдельных линий без учета условия раз­ вития энергосистемы в целом и возникновения межсистемных связей приводит к нерациональным решениям — существованию, например, 53 номинальных напряжений в диапазоне 22—345 кВ в США; аналогичное положение имеет место в Японии, Австра­ лии и некоторых других странах.

Основными факторами, определяющими выбор оптимально­ го значения номинального напряжения отдельных линий элек­ тропередачи, являются, как известно, длина линии, ее пропуск­ ная способность, режим передачи мощности и энергии в течение определенного расчетного периода, технические и экономичес­ кие характеристики имеющегося оборудования и стоимость по­ терь энергии и мощности.

Выбор оптимального значения номинального напряжения от­ дельных линий в то же время должен быть ограничен системой оптимальных напряжений, принятой для данной объединенной энергосистемы или ЕЭС, что предотвращает возможность воз­ никновения слишком большого числа близких по величине на­ пряжений, т. е. тех нерациональных явлений, о которых говори­ лось выше.

Выбор оптимальных систем напряжения, например 35, ПО, 220, 500 кВ или 35, 150, 330, 750 кВ, которому должен подчи-

106

необходимо выбирать с учетом перспективы не напряжение от­ дельных электропередач, а экономически и технически опти­ мальную систему напряжений, например 110—220—500 кВ или

110—220—400 кВ, или 150—330—750 кВ.

Приведем несколько примеров.

Объединенная энергетическая система Центральной Сибири. В состав ли­ ний электропередачи сверхвысокого напряжения объединенной энергосистемы Центральной Сибири входят линии связи основных наиболее мощных энерго­ систем — Иркутской, Красноярской и Кузбасской и линии электропередачи для выдачи в объединенную энергосистему мощности крупнейших гидроэлект-

Т а б л и ц а 5-4

108

Т а б л и ц а 5-5

ростанций на Ангаре и Енисее. Линии несут большие потоки мощности, до­ стигающие на отдельных направлениях в нормальных режимах 1 300— 2 200 МВт.

Сеть сверхвысокого напряжения характеризуется большим числом под­

с 400 кВ дает абсолютную выгодность: капитальные затраты ниже на 6%, го­ довые издержки ниже на 13%, потери энергии ниже на 20%.

Нагрузки линий сверхвысокого напряжения объединенной энергосистемы Центральной Сибири на расчетный период таковы, что линии 400 кВ загруже­ ны на 130—160% натуральной мощности. Работа сети 400 кВ проходит в тяже­ лых условиях: необходима большая мощность синхронных компенсаторов, необходимы установки продольной емкостной компенсации большой мощности, более тяжелые условия регулирования напряжения в сети.

В результате напряжение 400 кВ непригодно для объединенной энергоси­ стемы Центральной Сибири.

Объединенная южная энергосистема. В конце 50-х годов для ОЭС Юга была принята система напряжения ПО (150)—330 кВ. С увеличением мощно­ сти объединенной энергосистемы линии 330 кВ не могли справляться с меж­ системными функциями и для этих целей должны быть заменены линиями большей пропускной способности, при этом за сетью 330 кВ сохраняются лишь распределительные функции. Расчеты по выбору высшего напряжения для сети ОЭС Юга сведены в табл. 5-5.

Для ОЭС Юга высшее напряжение принято 750 кВ, имеющее абсолют­ ную окупаемость.

5-3 ВЫБОР ЧИСЛА ЦЕПЕЙ ЛИНИИ

ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ

В случае, когда передаваемая мощность существенно превы­ шает натуральную мощность линии или когда мощность прием­ ной системы того же порядка, что и мощность передачи, нель­ зя сооружать передачу одноцепной и необходимо определить оптимальное число параллельных цепей электропередачи сверх­ высокого напряжения.

109

При сооружении дальней передачи резко повышается удельный вес затрат на соору­ жение линии. Капитальные за­ траты на подстанции при уве­ личении числа цепей мало из­ меняются; в первом приближе­ нии можно считать, что они не зависят от числа цепей, по­ скольку для передачи с повы­ шенным количеством цепей от­ падают или уменьшаются до­ полнительные расходы на под­ станциях, связанные с обеспе­ чением пропускной способно­ сти (установки продольной компенсации, синхронные ком­ пенсаторы и пр.), одновремен­ но увеличиваются затраты на шунтовые реакторы и линей­

ные ячейки. На рис. 5-2 приведены относительные значения ка­

передачи энергии в целом надо искать в уменьшении затрат на сооружение линии высокого напряжения.

Для дальней передачи высокого напряжения характерны большие емкостные токи, обусловленные повышением рабочего напряжения передачи и значительным увеличением ее длины

(табл. 5-6).

При напряжении 330 кВ и выше необходимо также считать­ ся с потерями энергии, вызываемыми коронированием проводов,

110

которые изменяются в широких пределах и зависят от большого числа различных факторов.

Для длинной линии электропередачи, несмотря на наличие шунтирующих реакторов, большие емкостные токи определяют значительную роль активных потерь в режиме холостого хода и малых нагрузок.

Увеличение числа параллельных цепей линии вызывает про­ порциональное увеличение потерь холостого хода. Аналогичное явление имеет место и с активными потерями, вызываемыми ко­ роной.

При одной и той же передаваемой мощности увеличение чис­ ла параллельных цепей вызывает ухудшение экономических по­ казателей передачи и может быть оправдано лишь требования­ ми надежности и устойчивости.

В процессе проектирования, после того как установлена рас­ четная нагрузка воздушной линии, выбрано номинальное напря­ жение линии и количество цепей, обеспечивающее надежность электроснабжения и устойчивость параллельной работы, следу­ ет определить сечение проводов. Выбор оптимальных сечений производится по методу приведенных затрат, с помощью кото­ рого определяются экономические интервалы мощностей для каждого сравниваемого сечения.

Результаты, проведенных в институте Энергосетьпроект рас­ четов показали, что неправильно пользоваться при проектиро­ вании одними и теми же значениями плотности тока для всех категорий воздушных линий, так как универсальной экономи­ ческой плотности тока не существует. Эта величина является функцией разницы в стоимости 1 км линии, разницы в величи­ нах активных сопротивлений и стоимости потерь электрической энергии в различных экономических районах. Действительно, при сопоставлении двух сечений Si и S2 должно быть определе­ но соотношение приведенных затрат. Экономичным является вариант минимума приведенных затрат.

Капитальные затраты в линию электропередачи равны, руб:

где k\ — составляющая капиталовложений, не зависящая от се­ чения и пропорциональная длине линии, руб/км; k2— составляю­ щая стоимости 1 км линии, зависящая от сечения, руб/мм2 -км;

111

5 — сечение проводов фазы ли­ нии, мм2; I — длина линии, км.

Годовые издержки произ­ водства, обусловленные поте­ рями энергии в линии на на­ грев проводов Ян и корону Ян, с одной стороны, и отчисления­ ми на амортизацию и обслужи­ вание Л И Н И И И а, с другой, С 0 - ставляют суммарно, руб.:

где Кк — коэффициент, учитывающий потери энергии на корону (отношение потерь мощности на корону к потерям мощности на нагрев проводов);

где а — годовые отчисления от стоимости линии электропереда­

или, подставляя значение каждого члена правой части урав­ нения,

Z 3 = (k1 + k2S ) l + { k 1 + k2S ) l - ^ - T tt+

Выражение для определения экономической плотности тока получаем из условия минимума суммарных затрат.

112