Файл: Мельников, Н. А. Проектирование электрической части воздушных линий электропередачи 330-500 кВ.pdf

£ 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