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

электроэнергии на различные расстояния по одноцепным лини­ ям напряжением 750, I 000 и 1 150 кВ.

При этом стоимость подстанции и компенсационных пунктов определялась по укрупненным показателям стоимости, опреде­ ленным на основании проектных проработок подстанций 750 кВ и их экстраполяции на напряжения 1000 и 1 150 кВ.

Сравнение экономических показателей электропередач про­ изводилось сопоставлением расчетной стоимости передачи 1 кВт-ч энергии на приемном конце линии.

При этом варьировались также число часов использования

устойчивости в случае необходимости применялась продольная емкостная компенсация.

Выполненные расчеты показали следующее.

а) Изменение срока окупаемости мало изменяет мощность перехода (мощность, при которой становится выгодным переход на более высокое напряжение). При изменении срока окупаемо­ сти с 8 до 6,7 лет мощность перехода повышается на 1—2%. Из этого следует, что пропорциональное изменение стоимости элек­ тропередач (например, из-за изменения цен) не меняет их обла­ сти выгодности.

б) Несколько больше влияние стоимости потерь энергии — повышение их с 0,5 до 0,7 коп/(кВт-ч) снижает мощность пере­ хода на 2—5% при 1 100 км, на 8—10% при 700 км и на 10— 15% при 360 км.

в) Наибольшее влияние оказывает изменение числа часов использования максимума: его превышение с 5 000 до 7 000 сни­ жает мощность перехода с 750 кВ на более высокое напряжение на 10—25% при длине 1 100 км и на 5—10% при длине 700 км.

г) С учетом того, что выполнение электропередачи такой мощности без промежуточных отборов представляется нереаль­ ным, были проведены технико-экономические расчеты электро­

432

ней Азии, а также для выдачи мощности от крупнейших элект­ ростанций будущего или приемных подстанций сверхмощных электропередач постоянного тока.

На рис. 18-3 представлены результирующие границы выгод­ ности перехода с одного напряжения на следующее, более вы­ сокое. Кривая, разграничивающая напряжения 500 и 750 кВ, приведена на основании ранее выполненных расчетов.

Различие в мощности перехода 750/1 000 кВ и 750/1 150 кВ не превышает 10—15%, что свидетельствует о нецелесообраз­ ности иметь оба эти напряжения.

Проработка развития ЕЭС европейской части СССР показы­ вает, что внедрение в ней такого класса напряжения потребует­ ся, по-видимому, не ранее 1980 г. Характерной чертой таких электропередач являлась бы их сравнительно небольшая длина (350—450 км) и небольшое количество, что позволило бы при­ менить номинальное напряжение 1 000 кВ. Однако к 1980 г. могут потребоваться электропередачи, объединяющие системы Сибири, Северного Казахстана и Урала. Длина таких электро­ передач составит 1 000—1 200 км, нагрузка 3 000—4 000 МВт, а в дальнейшем и выше, что безусловно требует применения на­ пряжения 1 150 кВ прежде всего по условиям экономичного обеспечения устойчивости таких электропередач. На уровне 1985—1990 гг. электропередачи 1 150 кВ потребуются для вы­

433

дачи мощности Нижне-Енисейской ГЭС в ОЭС Сибири (нагруз­ ка 4 000—6 000 МВт на цепь).

Основываясь на проведенных исследованиях, Комитетом по науке м технике при Совете Министров СССР было признано целесообразным в качестве номинального напряжения следую­ щий после 750 кВ ступени переменного тока выбрать напряже­ ние 1 150 кВ (максимальное рабочее напряжение 1200 кВ).

В СССР сооружаются стенды для исследования линий элек­ тропередачи и оборудования напряжением 1 200 кВ.

Работы по освоению линий переменного тока напряжением выше 750 кВ проводятся также за рубежом. Во Франции под Парижем сооружен испытательный стенд 1 100 кВ Ренардье, в США сооружены стенды фирмы Вестингауз и фирмы Дженерал Электрик для испытания оборудования напряжением 1000 кВ

ивыше. Заключено соглашение между шведской фирмой АСЕА

иамериканским энергетическим объединением АЕР и проводят­ ся совместные исследования в области электропередачи пере­ менного тока напряжением 1 000 кВ и выше.

Создание Единой энергетической системы СССР сочетается с задачей передачи больших количеств электроэнергии из вос­ точных районов страны в западные, где сосредоточена большая часть населения.

На востоке СССР находится три четверти всех запасов угля страны, до 80% гидроэнергетических ресурсов.

Планы развития народного хозяйства предусматривают со­ оружение в Сибири мощных теплоемких и энергоемких произ­

ленности — машиностроительная, легкая и пищевая, повышается уровень сельскохозяйственного производства. Тем не менее, об­ ладая громадными энергетическими ресурсами, восток может стать мощным источником электроснабжения западных районов страны.

При разработке энергетических балансов европейской части

СССР, наряду с применением местных дешевых энергетических ресурсов, экономически целесообразно использование дальних источников энергии.

Для гидроресурсов вопрос решается однозначно: необходимо строительство дальних электропередач.

Для угля и газа могут рассматриваться два варианта энер­ госнабжения: дальняя перевозка угля по железной дороге, даль­ няя передача газа по трубопроводам или же дальняя передача электроэнергии по линиям высокого напряжения.

Экономический анализ решения этой проблемы был выпол­ нен в двух направлениях:

а) сопоставление перевозки топлива по железным дорогам или по трубопроводам и строительство мощных тепловых элек­

434

тростанций на месте потребления электроэнергии или строи­ тельство мощных тепловых электростанций на месте добычи топлива (газа или угля) и дальняя передача электроэнергии по линиям электропередачи;

б) сопоставление дальней передачи электроэнергии по ли­ ниям передачи переменного тока или по линиям передачи посто­ янного тока.

Проработка первой проблемы показала, что при требуемых масштабах и расстояниях транспортировки энергии электропере­ дачи выгоднее не только перевозки по железной дороге бурого угля, но и высококалорийного каменного угля и практически равноценны дальней передаче природного газа по трубопрово­ дам большого диаметра (до 2'500 мм).

Технико-экономический анализ сопоставления дальнего транспорта электроэнергии и природного газа был выполнен для ряда газовых месторождений Западной Сибири, Средней Азии и европейской части СССР при размещении электростанций не­ посредственно в зоне газового месторождения на трассе дальне­ го газопровода, в районе потребления газа в центральной части европейской территории страны.

Решающее влияние имеет стоимость сооружения электростан­ ций в районе месторождения газа, так как транспортная состав­ ляющая довольно близка при мощных электропередачах и при газопроводах большого диаметра. Поэтому при решении такого рода задач необходим тщательный анализ.

Одновременно был проведен аналогичный анализ сопостав­ ления дальней перевозки кузнецкого и экибастузского угля по' железным дорогам и дальней передачи электроэнергии.

Если передача электроэнергии по воздушным линиям элек­ тропередачи экономически выгоднее дальней перевозки угля па железной дороге и равноценна транспорту газа по трубопрово­ дам, то следующим технико-экономическим вопросом, который необходимо было решить, был выбор системы передачи электро­ энергии переменным или постоянным током.

Технические решения, использованные при разработке вари­ антов дальней передачи электроэнергии, основаны на опыте строительства и эксплуатации дальних линий передачи пере­

Аналогично технические решения электропередачи постоян­ ного тока основаны на опыте строительства и эксплуатации электропередачи постоянного тока ±400 кВ мощностью 750 МВт, длиной около 500 км Волгоград — Донбасс и на новых раз­ работках наших научно-исследовательских и проектных инсти­ тутов, в частности для электропередачи ±750 кВ Экибастуз — Центр.

435