Введение рынка электроэнергии предполагает в качестве повышения конкурентоспособности энергоснабжающих организаций снижение собственных издержек на транспорт электроэнергии. Выбор экономически обоснованных сечений проводов и длин воздушных линий электропередачи способствует этому. В условиях рыночной экономики вероятность вложения капитала в тот или иной инвестиционный проект определяется сроком его окупаемости, рентабельностью, возможными рисками снижения доходности инвестиций. При вводе новой электропередачи необходимо решение вопроса её прибыльности или убыточности, причем должны быть исследованы вопросы компенсации затрат внутри группы её потребителей.
Неоптимальная конструкция и сечение фазы воздушных линий (ВЛ) электропередачи, а также неоптимальное количество проводов в ней может привести к неоправданным затратам на сооружение дополнительных компенсирующих устройств реактивной мощности и повышению себестоимости передачи электроэнергии, поэтому необходима разработка соответствующих критериев расщепления фаз ВЛ, что позволит снизить относительные потери в линии и приведёт к значительной экономии затрат.
Известная базовая технико-экономическая модель линии, построенная на основании функции приведенных затрат З на сооружение и эксплуатацию 1 км ЛЭП, использует следующее их выражение в явном виде зависящее от сечения провода F:
, (1)
где Е– нормативный коэффициент эффективности капиталовложений, являвшийся достаточно стабильной во времени величиной, определяемой состоянием экономики страны; К(F) =К0+КFF – стоимость 1 км линии; рА - ежегодные отчисления от капитальных вложений на их амортизацию; I - расчётный ток в базисном режиме работы линии; τ - продолжительность максимальных потерь электроэнергии в линии за год; ЗЭН - удельные замыкающие затраты на электроэнергию в приёмной энергосистеме; r - удельное сопротивление алюминия.
На основании выражения (1) получают известные выражения для оптимальной плотности тока, не зависящие от степени ограничения коронного разряда:
, (2)
Оптимальная плотность тока отличается от нормативной в 1,5 - 2 раза в меньшую сторону и близка к используемой в большинстве зарубежных стран.
Более точный метод выбора сечений проводов основан на экономических интервалах. Согласно этому методу, для воздушных и кабельных линий электропередачи разных номинальных напряжений и исполнения определяются приведенные затраты на единицу длины линии в зависимости от тока для различных стандартных сечений провода. По полученным значениям З=f(I) строятся параболические кривые, точки пересечения которых отделяют один экономический интервал от другого. Сравнение значений нормативной экономической JН и реально получающейся плотности тока показывает, что оба изложенных подхода к нормированию экономической плотности тока дают сходные результаты. Вместе с тем подтверждается целесообразность значительного уменьшения экономической плотности тока в проводах проектируемых линий электропередачи, что обеспечит снижение потерь в них пропорционально JОПТ/JН.
В связи с коренным изменением экономической ситуации в стране, необходима разработка новых алгоритмов и критериев выбора параметров электрических сетей, опирающихся на положения рыночной экономики. В рыночной экономике экономическая эффективность капиталовложений оценивается по простым и дисконтированным показателям. К простым показателям относятся – рентабельность и простой срок окупаемости.
Для поддержания заданных границ рентабельности при выбранном сечении провода и средневзвешенном тарифе на электроэнергию, оптимальная длина линии должна находиться в пределах L1 =< LОПТ=< L2. Так, задавая границы рентабельности в диапазоне от 0,437 до 0,9 и решая это неравенство относительно L, получаем, рис 10.1:
Рис.10.1. Рентабельные длины электропередач ВЛ-110 кВ
Для выбора экономически обоснованных сечений проводников воздушных линий электропередачи использованы суммарные дисконтированные затраты ЗД за расчётный период для случая, когда капитальные затраты производятся в 1 год, ликвидная стоимость равна нулю, а технико-экономические показатели (объём производства, цены, эксплуатационные издержки) неизменны в течении всего жизненного цикла в расчёте на 1 км:
, (3)
где роб,рем – отчисления на ремонт и обслуживание линии электропередачи.
По формуле (3) строятся серии пересекающихся кривых для стандартных сечений, Точки пересечения этих кривых определяют граничные значения тока, при которых целесообразен переход от одного сечения к другому, рис.10.2. Так как величина и положение оптимальных токовых интервалов зависят от , то для выбора сечений проводов предлагается для всех пар двух смежных стандартных сечений проводов построить кривые IЭК=f(τ), каждая из которых представляет собой границу, разделяющую области ЗД, руб.
Рис.10.2. Токовые интервалы для оптимальных сечений ВЛ-110 кВ
Применение проводов этих смежных сечений. Таким образом, для любого выделяются т.н. обобщённые оптимальные токовые интервалы, расположенные между соответствующими кривыми, рис 10.3.
Рис.10.3. Диаграмма для выбора оптимальных сечений проводов ВЛ-110 кВ
Анализ полученных результатов показывает экономическую целесообразность применения для ВЛ-110 кВ ограниченной номенклатуры сечений проводов: стандартов АС-120, АС-150 и АС-240.
Одним из основных критериев эффективности инвестиций в сооружение ВЛ служит условие превышения внутренней нормы доходности ЕВН (ВНД) над средней величиной норматива дисконтирования ЕВН>ЕСР. В случае если вложения производятся с целью экономии текущих затрат, то минимальное значение ВНД должно превышать ЕСР и составлять не менее 0,15. как показывают расчёты, для линий 110-220 кВ традиционного исполнения значения ВНД находятся в пределах от 0,457 до 0,92, то есть требования критерия по ЕВН. выполняются.
Конструкция и сечение фазы воздушной линии электропередачи должна удовлетворять трём основным требованиям:
- ограничение радиопомех и потерь на корону по величине напряженности электрического поля на поверхности проводов – Eмакс≤Eдоп;
- передача энергии при оптимальной плотности тока JОПТ, обеспечивающей минимальные затраты на сооружение и эксплуатацию линии.
- обеспечение максимальной степени использования поверхности проводов по величине коэффициента использования – kИСП => kИСП МАКС.
Согласно исследованиям, проведенным в НИИПТ, ЕДОП = 0,8ЕН, где ЕН – начальная напряжённость коронного разряда на проводе. Действующее значение ЕН определяется формулой:
, (4)
здесь δ - относительная плотность воздуха, R0 – радиус провода.
Значения допустимой напряжённости поля по условию радиопомех вычисляется по формуле:
EДОП= 100´ [32,2 – 17,4lg(R0)], (5)
В качестве допустимой принимается наименьшая величина, определенная из формул (4) и (5).
Коэффициент использования поверхности kИСП проводов для ВЛ 220 кВ, обеспечивается на уровне 0,83–0,99 путём оптимизации конструкции фаз и сечения проводов. На линиях с номинальным напряжением 110 кВ kИСП значительно ниже и составляет 0,51 – 0,69, так как невозможно получить максимальную напряжённость на поверхности проводов близкую к EДОП.
Уточнённые границы экономических интервалов и реальные значения плотности тока в проводах ВЛ 220 кВ, полученные с учётом потерь на корону, находятся в пределах от 0,625÷0,825 А/мм2 (для провода АС-400) и до 1,253÷2 А/мм2 (для провода АС-300) Варьирование Е в пределах от 0,1 до 0,7 не оказывает существенного влияния на изменение величины приведенных затрат, что позволяет нам условно принять в качестве Е какую-либо усреднённую величину.
На основе трех перечисленных требований Г.Н. Александров получил формулу связи оптимального сечения провода с конструктивными и режимными параметрами электропередачи:
, (6)
где PН– натуральная мощность линии, 
– коэффициент заполнения провода.
На основе использования формул (4 – 6) рассчитана оптимизированная шкала стандартных сечений проводов ВЛ 110–220 кВ, приведенная в таблице 10.1.
Таблица 10.1. Стандартные и оптимизированные сечения проводов
Как следует из таблицы, существующие стандартные сечения проводов ВЛ 110 – 220 кВ отличаются от полученных оптимизированных сечений не более, чем на 8%. Токовые нагрузки, при которых экономически целесообразно применение оптимизированных сечений, отличаются от оптимальных токовых нагрузок реально существующих сечений в этих же пределах. Таким образом, полученные результаты не подтверждают предложение ряда специалистов по пересмотру стандартной шкалы сечений проводов при существующей тарифной политике.
При уменьшении отношения P/PН уменьшается потребляемая линией реактивная мощность:
,
где λ - волновая длина линии.
Потребляемая линией реактивная мощность должна быть возмещена энергосистемой. В связи с этим необходимо решить, что выгоднее – передавать по линии мощность превышающую натуральную, и компенсировать потребляемую линией реактивную мощность соответствующими источниками реактивной мощности (ИРМ), либо, путем расщепления фаз и сокращения междуфазного расстояния, увеличить натуральную мощность линии до уровня передаваемой и отказаться от ИРМ. Для этого вычисляется отношение приведенных затрат на сооружение и эксплуатацию ИРМ ЗИРМ к приращению затрат на увеличение натуральной мощности линии ΔЗВЛ:
,
где роб, рвл – отчисления на обслуживание соответственно ИРМ и ВЛ.
Как следует из проведенных расчётов 
, рис 4, для ВЛ-220 кВ уже при P/Pн >0,6 отношение 
. Таким образом, подтверждается справедливость предположения Г.Н. Александрова для ВЛ-220кВ об экономической целесообразности передачи энергии в натуральном (либо донатуральном) режиме по сравнению с созданием в энергосистеме дополнительных источники реактивной мощности для компенсации её потребления линия
Себестоимость транспорта электроэнергии SТР по ВЛ традиционного исполнения с учетом устанавливаемых на подстанциях ИРМ определяется отношением издержек И к количеству переданной электроэнергии Э
, (7)
Минимуму себестоимости отвечает токовая нагрузка
,
откуда следует, что мероприятиями, воздействующими на величину I, могут быть: применение дифференцированных тарифов, перераспределение электрических нагрузок.
Зирм/ΔЗвл
Рис.10.4. Относительная эффективность электропередач
Применение ИРМ. Использование ВЛ повышенной натуральной мощности может привести к отказу от ИРМ. Тогда определение себестоимости передачи электроэнергии по линии повышенной натуральной мощности SПНМ может производиться по формуле (7) с учетом только первых двух слагаемых в правой ее части. Расчеты зависимостей SТР/SПНМ= f(I) показывают, что, несмотря на некоторое увеличение (до 7,5%) удельных капиталовложений в линию при передаче по линии мощности P>PН, себестоимость передачи электроэнергии по традиционным ВЛ-220 кВ, сооружаемых с учётом компенсирующих устройств, значительно выше себестоимости передачи электроэнергии в сравнении с ВЛ-220 кВ повышенной натуральной мощности.
При уменьшении отношения среднего расстояния между проводами к эквивалентному радиусу провода увеличивается ёмкостная проводимость ВЛ b0, растут натуральная мощность линии и её КПД, так как снижаются потери мощности в линии в соответствии с формулой:
,
где P2, Q2, U2, – параметры режима конца электропередачи.
Таким образом, подтверждается целесообразность перехода к линиям повышенной натуральной мощности PН при передаче по ВЛ-220 кВ нагрузки больше натуральной в условиях современной экономики.
| Проектирование промышленных, сельских и городских подстанций< Предыдущая | Следующая >Схемы электрических сетей и РУ |
|---|