Поиск по сайту

Области рационального применения ЛЭП высших классов напряжения в ЕЭС России - Архивы 2001

Оглавление
Об использовании выносного заземлителя для плавки гололеда на ВЛ постоянным током
Автоматизированная система для оценки технического состояния электрооборудования
О ближнем резервировании на подстанциях с выключателем 110 кВ в цепи трансформатора
Влияние качества электрической энергии на уровень ее потерь
Применение устройств электрозащитного и противопожарного отключения АСТРО-УЗО
Состояние АЧР энергосистем и пути ее совершенствования
Приложение
Противоаварийная автоматика для энергосистем с большой удельной единичной мощностью
Система анализа показателей работы оборудования электростанций
Система для решения технологических задач ИАСУ ПЭС
Отечественные оперативно-информационные комплексы АСДУ
Компьютерные технологии и оперативный журнал диспетчера
Система для решения технологических задач службы линий
Информационное обеспечение автоматизированных систем управления распредсетями
Тренажеры оперативных переключений
О ресурсе энергетических объектов
Устройство дальнего резервирования отключения коротких замыканий
Области рационального применения ЛЭП высших классов напряжения в ЕЭС России
О ремонте высоковольтных герметичных вводов трансформаторов
Переходные соединительные муфты на 110 кВ
Результаты эксплуатации управляемого подмагничиванием трехфазного шунтирующего реактора
Системы возбуждения генераторов
Тепловизионный контроль генераторов и импульсное дефектографирование трансформаторов
Атлас ветров России
Итоги развития электроэнергетики Польши в 90-е годы
Энергокомпания Токио
Энергетика Южной Кореи

Области рационального применения линий электропередачи высших классов напряжения переменного и постоянного тока в ЕЭС России

Кощеев Л. А., доктор техн. наук, Шлайфштейн В. А., канд.техн. наук

Техника передачи электроэнергии находится на таком уровне, что позволяет обеспечить ее транспорт на любые расстояния любым родом тока при широком варьировании уровней напряжения. Задача проектирования сводится, как известно, к выбору наиболее экономичного варианта при обеспечении заданных технических характеристик, важнейшими из которых являются пропускные способности линий электропередачи и показатели надежности функционирования энергообъединения.
Основу системообразующей сети ЕЭС России составляют воздушные линии (ВЛ) 330 - 500 - 750 кВ переменного тока. В конце 60-х годов при прогнозировании удвоения установленной мощности электростанций за десятилетие была обоснована целесообразность внедрения следующего класса ВЛ ультравысокого напряжения (УВН), в качестве которого было рекомендовано напряжение 1150 кВ.
В результате многих изменений, произошедших в 80 - 90-х годах, перспективы развития электроэнергетики на ближайшие 10 - 15 лет таковы, что не позволяют рассчитывать на создание условий для массового внедрения ВЛ 1150 кВ, тем более, что транспорт электроэнергии на расстояние более 1000 км относится по современным оценкам, принятым во всем мире, к области применения постоянного тока. Следует отметить также, что в начале 80-х годов практически всеми мировыми исследовательскими центрами были свернуты программы по разработке и внедрению ВЛ переменного тока класса напряжения 1000 кВ. Обусловлено это было в значительной мере тем, что ультравысоковольтное оборудование оказалось недостаточно надежным, а экономические преимущества линий 1000 кВ по сравнению с линиями 735 - 780 кВ во всех странах оказались не столь значительными, как это ожидалось ранее.
Известен ряд попыток определить экономически обоснованные зоны применения ВЛ разных напряжений с учетом капитальных затрат в линии и подстанции, ежегодных расходов и сроков окупаемости [1, 2]. Результаты проведенных исследований существенно различаются между собой. Так, если в [1] границе экономичного применения ВЛ 1150 кВ при дальности электропередачи 1000 км отвечает переток мощности 1650 МВт, то в [2] этой же границе соответствует переток 3500 МВт. Поскольку указанные результаты приведены без комментариев, трудно судить о причинах столь серьезного их расхождения.
После того, как первая линия электропередачи 1150 кВ Экибастуз - Кокчетав - Кустанай была введена в работу, накоплен некоторый опыт эксплуатации ВЛ этого класса. За последнее время выполнен также значительный объем научно-исследовательских работ, позволивших заметно скорректировать представления о характеристиках ВЛ УВН по сравнению с бытовавшими в период их первоначального обоснования. При этом было, в частности, показано, что пропускная способность мощных протяженных электрических связей переменного тока прежде всего зависит от решения проблемы компенсации их зарядной мощности. На сегодняшний день состояние дел с устройствами компенсации реактивной мощности для ВЛ высших классов напряжения можно характеризовать следующим:
основу устройств компенсации построенных и проектируемых ВЛ высших классов напряжения составляют шунтирующие реакторы (ШР);
практически отсутствуют включатели-отключатели ШР с достаточным коммутационным ресурсом;
известно мнение специалистов о том, что применение устройств искрового подключения ШР малореально и потому в целях защиты оборудования от перенапряжений в любом режиме требуется сохранение в подключенном состоянии части ШР. В известных проектах ВЛ 1150 кВ это означает запрет на отключение до 70% ШР.
В таких условиях пропускная способность ВЛ УВН при их протяженности 1000 - 1200 км составляет лишь 40 - 50% их натуральной мощности.
В настоящее время московским “Электрозаводом” ведется разработка регулируемого шунтирующего реактора класса напряжения 500 кВ. В случае успешного завершения этой разработки созданием аппарата существенно меньшей, чем статического тиристорного компенсатора (СТК) стоимости, проблема ограничения пропускной способности линий электропередачи высших классов напряжения, обусловленная несовершенством устройств компенсации реактивной мощности, будет в значительной степени решена.
Однако решение проблемы компенсации реактивной мощности и увеличение пропускной способности единичной линии электропередачи может в определенном смысле вступить в противоречие с проблемой обеспечения надежности работы энергообъединения, поскольку аварийные отключения несущих большую нагрузку линий могут оказаться недопустимыми в условиях неподготовленной к таким отключениям энергосистемы. И если ограничения пропускной способности, обусловленные условиями компенсации реактивной мощности, в равной степени относились как к ВЛ 1150 кВ, так и к ВЛ 500 кВ, то надежностные ограничения, обусловленные снижениями пропускной способности связи при отказах единичного элемента, относятся в основном к одноцепным связям ультравысокого напряжения, причем наличие таких ограничений может оказать существенное влияние на области рационального применения линий электропередачи разных типов и классов напряжения.
При разделении областей рационального применения линий электропередачи переменного и постоянного тока принято в качестве основного показателя пользоваться значением “критической длины” линии электропередачи, при которой использование переменного и постоянного тока для транспорта электроэнергии равноэкономично. Количественные значения этого показателя неоднократно определялись в работах зарубежных (обычно под эгидой СИГРЭ) и отечественных авторов. При этом отмечалось, что “критическая длина” зависит от конкретных условий трассы линии, а потому не является однозначной и определяется в некотором диапазоне. Кроме того, представление о  “критической длине” изменялось по мере развития техники электропередачи переменным и постоянным током, а также в связи с учетом дополнительных влияющих факторов, прежде всего - фактора надежности и ужесточения экологических требований к объектам электроэнергетики.
При выборе рода тока наряду с протяженностью линии учитываются и многие другие конкретные обстоятельства. При этом в ряде случаев оказывается целесообразным использовать ППТ при длине линии, существенно меньшей “критической”. Более того, около половины объектов постоянного тока имеют вообще нулевую длину линии - так называемые, вставки постоянного тока (ВПТ). Однако в данной статье рассматриваются именно дальние мощные электропередачи, для которых определяющим при выборе рода тока является прежде всего объем капиталовложений при заданных исходных параметрах передаваемой мощности, энергии и протяженности линии. При этом оценивается влияние на принимаемые решения фактора надежности.
Для США и стран Западной Европы “критическая длина” обычно называется на уровне 600 - 1000 км. В [3] отмечается, что для передачи больших мощностей постоянный ток, безусловно, выгоден при расстояниях свыше 1000 км. Этот вывод подтвержден и в [4], где приведена область рационального применения передачи постоянного и переменного тока различной мощности, протяженности и класса напряжения, из которой также следует, что для передачи электроэнергии применение постоянного тока становится, безусловно, оправданным при протяженности линии порядка 1000 км. В связи с технологическими успехами в производстве оборудования, с одной стороны, и ужесточением экологических требований, с другой, - в последние годы в качестве максимального значения “критической длины” называется 800 км и ниже.
Работы этого направления в СССР в 70 - 80-х годах проводились в ЭСП, ВЭИ, НИИПТ и других организациях сопоставлением, как правило, ППТ ± 750 и ВЛ 1150 кВ, при этом “критическая длина” оценивалась величинами от 1600 до 2400 км ([5] и доклад Соколова Н. Н. (ВЭИ) на Всесоюзной научно-технической конференции 29/IX - 2/X 1981 г.). Одной из основных причин столь различных значений “критической длины” следует считать то обстоятельство, что стоимость новой техники, в данном случае - оборудования преобразовательных подстанций в условиях “закрытой” экономики СССР - оказывалась относительно более высокой по сравнению с удельной стоимостью воздушной линии. Кроме того, в [5] и работах ВЭИ не учитывались разная степень надежности сопоставляемых вариантов электропередачи и дополнительные преимущества ППТ, обусловленные возможностью использования их регулировочных характеристик.
В данной статье на основе анализа обобщенных характеристик линий электропередачи протяженностью 500 - 2000 км определяются области рационального применения передачи переменного и постоянного тока для транспорта электроэнергии в условиях ЕЭС России с учетом фактора надежности и современных стоимостных показателей сопоставляемых объектов.
Методика проведения сопоставительных расчетов и исходные расчетные данные. В качестве объектов исследования рассматривались одноцепные и многоцепные электропередачи переменного тока традиционной конструкции классов напряжения 500, 750, 1150 кВ и биполярная передача постоянного тока мощностью 3000 МВт. Исследование проводилось применительно к расчетной схеме условной межсистемной связи, показанной на рис. 1 и включающей, помимо сопоставляемых линий, исходную систему линий электропередачи, представленную двумя-четырьмя ВЛ 500 кВ*.
* Линии 750 кВ, как правило, не включаются параллельно сети 500 кВ, и в данной работе такой вариант наложения ВЛ этих классов напряжения рассматривался для общности.
схема межсистемной связи на переменном токе
Рис. 1. Расчетная схема межсистемной связи на переменном токе

Передача электроэнергии осуществляется от эквивалентного генератора Г передающей энергосистемы к нагрузке Рн, отделенной от шин бесконечной мощности эквивалентной реактивностью хэкв, ограничивающей мощность короткого замыкания на шинах нагрузки величиной 13 500 МВ • А. Протяженность системы линий электропередачи, составляющих условную межсистемную связь (в дальнейшем - связь), варьируется изменением числа участков, длина каждого из которых принята равной 500 км. В вариантах усиления связи линиями 750 или 1150 кВ на концевых и промежуточных подстанциях предусматривается установка согласующих автотрансформаторов соответственно 750/500 либо 1150/500 кВ. На концевых и промежуточных подстанциях предусматривается также возможность установки устройств компенсации реактивной мощности УКРМ в виде ШР, СТК, управляемых реакторов (УР) и коммутируемых конденсаторных батарей.
При определении областей рационального применения различных линий электропередачи компенсация реактивной мощности как сопоставляемых линий электропередачи, так и образующих исходную систему линий 500 кВ рассматривалась с использованием следующих вариантов УКРМ:

  1. - только некоммутируемые ШР;
  2. - коммутируемые ШР;
  3. - установка по одному ШР по концам каждого из 500-километровых участков ВЛ в сочетании с регулируемыми устройствами компенсации реактивной мощности индуктивного типа;
  4. - только регулируемые устройства компенсации индуктивного типа (СТК или УР);
  5. 6 - сочетание регулируемых устройств компенсации индуктивного типа с установкой конденсаторных батарей, мощность каждой из которых равна в варианте 5 мощности одного УР, в варианте 6 - мощности трех УР.

На основе расчета пропускных способностей, капитальных затрат и эксплуатационных расходов, включая потери электроэнергии, по каждому из вариантов сопоставляемых линий электропередачи в составе связи определялись удельные дисконтированные затраты, рассматриваемые в качестве критерия для оценки предпочтительности того или иного варианта для транспорта заданной мощности на заданное расстояние.
В качестве исходных стоимостных показателей принимались данные, используемые в проектной практике. Исключение составляет удельная стоимость преобразовательных подстанций ППТ. Ранее в качестве этого показателя в проектных работах обычно использовался показатель, заимствованный из технического проекта ППТ ± 750 кВ Экибастуз - Центр - 40 руб/кВт (в ценах 1984 г.), или примерно 80 дол/кВт. В соответствии с современными представлениями этот показатель для мощных преобразовательных подстанций составляет 50 дол/кВт, это значение и использовано в расчетах.
В качестве условного показателя надежности принята величина АР предельно допустимого снижения пропускной способности в определенном сечении межсистемной связи при расчетных аварийных возмущениях. Выбор расчетного значения АР определяется условиями рассматриваемой энергосистемы и возможностями организации противоаварийной автоматики. В данной работе рассмотрены следующие ступени допустимых снижений пропускной способности: 1000, 2000 и 3000 МВт. Эти значения, в конечном счете, характеризуют объем противоаварийных управляющих воздействий, требуемых для сохранения устойчивости параллельной работы при расчетном аварийном возмущении.
При выборе расчетных аварийных возмущений при сопоставлении альтернативных вариантов электропередачи переменного и постоянного тока принимались в расчет следующие соображения. Основным видом аварийных возмущений со стороны линий электропередачи переменного тока является аварийное отключение одного из участков линии. Повреждаемость ВЛ 500 кВ оценивается величиной 0,52 1/год на 100 км линии, ВЛ 1150 кВ - 0,36 1/год. В тех случаях, когда первичное возмущение связано с опасностью нарушения устойчивости, предполагается работа автоматики предотвращения нарушения устойчивости (АПНУ). В случае отказа этой автоматики может иметь место развитие аварии, приводящее к существенному утяжелению исходного возмущения. В связи со сложностью отображения процессов развития аварии, а также с малой вероятностью отказов АПНУ, которая по данным [6] оценивается величиной 0,08, в качестве единственного расчетного вида возмущения для сети переменного тока в данной статье принимается отключение участка линии.
Возмущениями, генерируемыми ППТ, являются аварийная потеря полуцепи либо ППТ в целом. Последнее может быть следствием падения опоры.
Современный уровень надежности линии и оборудования ППТ [7], подтвержденный в части преобразовательных подстанций опытом работы Выборгской преобразовательной подстанции, позволяет оценить суммарное число отказов одной полуцепи биполярной ППТ протяженностью 2000 км на уровне 15 - 20 раз/год.
Интенсивность возмущений, определяемая аварийным снижением пропускной способности связи при отключении полуцепи ППТ с учетом располагаемой 30%-ной форсировочной способности неповрежденной полуцепи, может быть определена как

где Ртек - текущая мощность ППТ в предаварийном режиме, МВт; Рпц.ф - форсированная мощность неповрежденной полуцепи, МВт.
Из этого выражения следует, во-первых, что при мощности ППТ, равной 3000 МВт, снижение пропускной способности связи не превышает 1000 МВт; во-вторых, при загрузке ППТ до 2000 МВт отключение полуцепи вообще не приводит к необходимости каких-либо управляющих воздействий для обеспечения устойчивости связи.
Это означает, что при равновероятной загрузке ППТ в диапазоне мощностей от 1000 до 3000 МВт половина отказов полуцепей не будет сопровождаться появлением сбросов мощности, вторая половина создает 4 - 5 сбросов мощности до 500 МВт и еще столько же до 1000 МВт.
Вероятность отключения ППТ в целом оценивается величиной 0,016 1/год на 100 км линии и, очевидно, не превышает вероятности возникновения случаев развития аварии из-за отказа АПНУ в альтернативном варианте ВЛ переменного тока.
С учетом этого обстоятельства в данной работе сопоставимыми по условиям надежности полагаются варианты, для которых не только являются равными значения АР по условиям расчетных аварийных возмущений, но и примерно равными предполагаются характеристики при более тяжелых (двойных) отказах - отказах противоаварийной автоматики в случае ВЛ переменного тока и одновременном отключении двух полуцепей в случае ППТ.
В качестве расчетных возмущений при сопоставительной оценке фактора надежности принимаются:
для ВЛ переменного тока - отключение одного из участков линии;
для ППТ - отключение полуцепи передачи.
Определение областей рационального применения ВЛ переменного тока высших классов напряжения. В табл. 1 приведены результаты расчетов пропускных способностей собственно сопоставляемых линий электропередачи (без учета исходной системы линий 500 кВ). Варианты линий в табл. 1 характеризуются тремя последовательными числами (например, 500-2-3), первое из которых обозначает класс напряжения вновь вводимой ВЛ, второе - число цепей этой ВЛ, третье - число 500-километровых участков. В качестве пропускной способности принимается предельное по условиям статической устойчивости с 20%-ным запасом значение мощности со стороны приемной системы.
Полученные результаты дают представление о влиянии способа компенсации реактивной мощности и протяженности ВЛ на ее пропускную способность. С ростом протяженности пропускная способность снижается вначале весьма интенсивно, затем - все в меньшей степени. Этот результат в значительной мере является следствием условности принятой расчетной схемы, предполагающей замещение энергосистем шинами бесконечной мощности. По мере увеличения протяженности ВЛ эти особенности схемы проявляются все в меньшей степени.
Наиболее сильная зависимость пропускной способности ВЛ от ее длины характерна для случаев компенсации реактивной мощности шунтирующими реакторами. В случае компенсации регулируемыми устройствами при длине ВЛ свыше 1000 км влияние протяженности линии на ее пропускную способность практически не проявляется. Снижение пропускной способности определяется в основном ростом потерь.
Характеристики надежности исследовались в полной схеме связи, включающей сопоставляемые ВЛ. В табл. 2 представлены расчетные значения снижений пропускной способности связи при отключении одного из участков сопоставляемых ВЛ, причем приведены данные только по ВЛ 750 и 1150 кВ, так как отключение участка ВЛ 500 кВ во всех случаях не приводит к снижению пропускной способности, выходящему за рамки минимально допустимого из принятых значений АР = = 1000 МВт.
Как следует из данных табл. 2, уровни снижения пропускной способности связи, усиленной дополнительной ВЛ 750 кВ, во всех случаях, за исключением варианта одноцепной линии длиной 500 км, укладываются даже в самые жесткие из сформулированных ранее требований к надежности (АР < 1000 МВт), т.е. учет требований по условиям надежности практически не приводит к корректировке границ областей рационального применения линий 750 кВ. Тем более это относится к ВЛ 500 кВ.
Иначе обстоит дело с линиями 1150 кВ. В этом случае при аварийном отключении участка единственной в схеме линии этого класса снижение пропускной способности во всех случаях превышает 1000 МВт, в отдельных случаях - даже 3000 МВт. Таким образом, приходится ограничивать исходную загрузку связи по условиям надежности.
Так, ВЛ 1150 кВ длиной 1500 км (1150-1-3), оснащенная устройствами компенсации в соответствии с вариантом 3 и работающая параллельно с двумя ВЛ 500 кВ, для того, чтобы удовлетворить наиболее жесткому из требований к надежности (AP < 1000 МВт), должна работать в исходном режиме с загрузкой, не превышающей [Рдоп - (1838 - 1000)] МВт. Принимая во внимание, что в соответствии с данными табл. 1 Рдоп указанной ВЛ составляет 2825 МВт, исходная загрузка ВЛ в этом случае не должна превышать примерно 2000 МВт. Таким образом, пропускная способность ВЛ остается недоиспользованной и составляет не более 40% ее натуральной мощности.
Обращает на себя внимание все большее ограничение допустимой загрузки связи по сравнению с ее пропускной способностью при переходе к более эффективной системе компенсации реактивной мощности ВЛ, в частности, с помощью управляемых реакторов, что в значительной степени снижает эффект повышения пропускной способности ВЛ 1150 кВ, обусловленный переходом к использованию УР. Действительно, если в соответствии с данными табл. 1 замена варианта 3 компенсации реактивной мощности на вариант 4 создает для ВЛ 1150-1-3 приращение пропускной способности 1300 МВт, то при ограничении максимального сброса мощности величиной 1000 МВт допустимая загрузка ВЛ при использовании УКРМ по варианту 4 в соответствии с данными табл. 2 составит [4125 - (2865 - 1000)] = = 2260 МВт, что лить на 260 МВт больше, чем при компенсации реактивной мощности по варианту 3.

Таблица 1
Значения пропускных способностей сопоставляемых линий электропередачи, МВт


Вид связи

Вариант УКРМ

1

2

3

4

5

6

500-1-1

1178

1178

1165

1178

1188

1210

500-1-2

642

689

642

733

783

893

500-1-3

425

475

467

650

725

833

500-1-4

327

374

400

626

696

793

500-2-1

2195

2195

2155

2195

2213

2253

500-2-2

1228

1377

1228

1423

1481

1611

500-2-3

825

958

908

1300

1392

1525

500-2-4

627

735

781

1251

1327

1447

500-3-1

3121

3121

3041

3121

3145

3195

500-3-2

1755

1973

1772

2088

2154

2298

500-3-3

1200

1408

1333

1950

2042

2192

500-3-4

913

1075

1155

1879

1954

2086

500-4-1

3991

3991

3868

3991

4019

4079

500-4-2

2271

2590

2287

2737

2810

2966

500-4-3

1589

1862

1748

2597

2748

2858

500-4-4

1215

1434

1520

2504

2683

2721

750-1-1

2105

2162

2078

2162

2229

2374

750-1-2

1291

1481

1418

1668

1853

2151

750-1-3

855

945

1278

1638

1823

2057

750-1-4

681

774

1183

1608

1759

1971

750-2-1

3818

3964

3763

3964

4051

4237

750-2-2

2277

2603

2594

3209

3429

3883

750-2-3

1603

1869

2411

3207

3461

3779

750-2-4

1280

1453

2338

3202

3378

3638

1150-1-1

4473

4855

4552

4855

5090

5633

1150-1-2

2647

2952

3105

4220

4663

5433

1150-1-3

1783

1967

2825

4125

4650

5283

1150-1-4

1365

1544

2823

4122

4571

5148

раницы областей рационального применения ВЛ переменного тока
Рис. 2. Границы областей рационального применения ВЛ переменного тока 500, 750 и 1150 кВ:
а - вариант 3 компенсации реактивной мощности ВЛ; б - вариант 4 компенсации реактивной мощности ВЛ; 1 - ВЛ 500 и 750 кВ; 2 - ВЛ 750 и 1150 кВ; 3 - ВЛ 500 и 1150 кВ; 4 - Рдоп ВЛ 1150 кВ по устойчивости; 5, 6, 7- Рдоп ВЛ 1150 кВ по надежности соответственно при АР < 1000 МВт, АР < 2000 МВт, АР < 3000 МВт

На рис. 2 для схемы с двумя шунтирующими ВЛ 500 кВ применительно к вариантам 3 (рис. 2, а ) и 4 (рис. 2, б) компенсации реактивной мощности ВЛ приведены границы областей рационального применения ВЛ рассмотренных классов напряжения. На рисунке нанесены также ограничения загрузки одноцепной ВЛ 1150 кВ, лимитируемые принятыми расчетными условиями надежности.

Таблица 2
Расчетные значения снижения пропускной способности связи при отключении участка ВЛ

 

Исходная сеть 500 кВ, вариант

Сопоставляемые ВЛ

УКРМ-3

УКРМ-4

2 ВЛ 500 кВ

4 ВЛ 500 кВ

2 ВЛ 500 кВ

4 ВЛ 500 кВ

 

МВт

%

МВт

%

МВт

%

МВт

%

750-1-1

1400

44

1061

28

1495

45

1167

29

750-1-2

714

35

488

22

885

38

698

25

750-1-3

572

31

470

22

872

38

649

24

750-1-4

548

31

460

22

830

37

557

23

750-2-1

742

23

517

17

877

25

657

19

750-2-2

322

18

185

13

563

22

433

17

750-2-3

201

15

40

11

385

18

118

12

750-2-4

192

15

7

10

368

18

144

12

1150-1-1

3238

62

2810

46

3587

65

3185

49

1150-1-2

2065

55

1716

39

2966

62

2571

46

1150-1-3

1838

52

1499

36

2865

60

2398

44

1150-1-4

1830

52

1466

36

2860

60

2371

44

1150-2-1

1845

29

1646

25

2309

32

2114

27

1150-2-2

898

22

778

19

1854

29

1702

25

1150-2-3

546

18

361

14

1038

21

816

17

1150-2-4

527

17

306

14

937

20

712

16

Границы областей рационального применения передачи переменного и постоянного тока
Рис. 3. Границы областей рационального применения передачи переменного и постоянного тока без учета фактора надежности:
а - вариант 3 компенсации реактивной мощности ВЛ; б - вариант 4 компенсации реактивной мощности ВЛ; 1 - ППТ; 2 - линия 1150 кВ (одна цепь); 3 - линия 750 кВ (две цепи); 4 - линия 500 кВ (четыре цепи)

Как следует из этого рисунка, области рационального применения ВЛ высших классов напряжения расширяются по мере увеличения протяженности связи, что соответствует известным представлениям. При отсутствии ограничений по условиям надежности ВЛ каждого из рассмотренных классов напряжения имеют свои области рационального применения. Например, разграничению области рационального применения ВЛ 500 и 1150 кВ при протяженности 500 - 1000 км соответствует 2800 - 2300 МВт.
Учет требований надежности резко деформирует полученные области. Так, при введении требования AP < 1000 МВт в схеме с двумя шунтирующими ВЛ 500 кВ при обоих рассмотренных вариантах компенсации реактивной мощности ограничения на режим загрузки ВЛ 1150 кВ оказываются настолько сильными, что эти линии не в состоянии конкурировать ни с линиями 500 кВ, ни с линиями 750 кВ. При AP < 2000 МВт исключается конкурентоспособность ВЛ 1150 кВ с ВЛ 750 кВ, конкурентоспособность с ВЛ 500 кВ сохраняется, хотя при указанных расстояниях зона применения ВЛ 1150 кВ существенно сужается. И лишь при AP < 3000 МВт практически исключается влияние на искомые области условий учета надежности.
Весьма важным представляется и следующий результат. Как следует из сопоставления рис. 2, а и б,  совершенствование устройств компенсации реактивной мощности повышает конкурентоспособность ВЛ 500 кВ. Это обусловлено тем, что при ожидаемых технико-экономических характеристиках УР существенно (на 15 - 20%) снижаются значения удельных дисконтированных затрат по этим ВЛ в максимально допустимых режимах загрузки. Для альтернативного варианта ВЛ 1150 кВ в условиях жестких надежностных ограничений этот эффект отсутствует, поскольку они и при базовом составе устройств компенсации уже достигли максимально допустимой по условиям надежности загрузки.
Усиление шунтирующей сети до четырех цепей ВЛ 500 кВ позволяет без нарушения требований к надежности повысить загрузку ВЛ 1150 кВ, однако это повышение невелико, оно составляет 350 - 400 МВт.
Следует обратить внимание еще на одно обстоятельство, которое может способствовать дополнительному повышению конкурентоспособности ВЛ 500 кВ. Оно связано с возможностью поэтапного ввода объектов. Выше оценка экономических показателей и определение областей рационального применения линий электропередачи разных классов напряжения проводились на основе сопоставления удельных дисконтированных затрат на их сооружение и эксплуатацию применительно к фиксированным условиям их текущей загрузки. При этом не учитывалась предыстория выхода на этот уровень, которая могла включать на протяжении нескольких лет эксплуатацию ВЛ с меньшим уровнем загрузки, а для многоцепных линий - и с меньшим числом цепей. Оценка указанных факторов была выполнена применительно к следующим условиям: первые n лет ВЛ эксплуатируется с половинной загрузкой, затем использует полную свою пропускную способность. Сопоставлялись следующие варианты:

  1. строится первоначально одна ВЛ, затем через n лет - вторая. Срок сооружения каждой из ВЛ по одному году;
  2. строятся одновременно обе ВЛ. Срок сооружения объекта 2 года.

Как показали расчеты, при n = 10 последовательное сооружение отдельных ВЛ обеспечивает снижение удельных дисконтированных затрат на 10 - 20%.
Влияние фактора надежности на экономические показатели ВЛ 1150 кВ
Рис. 4. Влияние фактора надежности на экономические показатели ВЛ 1150 кВ длиной 1000 км
Влияние фактора надежности на значение “критической длины” ППТ по сравнению с ВЛ 1150 кВ
Рис. 5. Влияние фактора надежности на значение “критической длины” ППТ по сравнению с ВЛ 1150 кВ

Определение “критической длины” линии электропередачи постоянного тока. На рис. 3 построены зависимости минимальных удельных дисконтированных затрат на передачу электроэнергии по альтернативным вариантам линий электропередачи в функции от их протяженности без учета фактора надежности. Сопоставление вы- поднялось при двух вариантах УКРМ-3 и УКРМ-4. Пересечение зависимостей удельной стоимости от длины для соответствующих вариантов линий электропередачи переменного и постоянного тока определяет значение “критической длины”. Как видно из рисунка, наилучшими характеристиками из ВЛ переменного тока при рассматриваемых условиях обладает ВЛ 1150 кВ. Соответствующая этим условиям “критическая длина” в зависимости от используемых средств компенсации реактивной мощности ВЛ составляет 800 - 1200 км, что существенно ниже значений, приведенных в [5] и докладе Н. Н. Соколова на конференции в 1981 г. Это различие определяется, прежде всего, принятой в данной работе современной стоимостью преобразовательных подстанций.
Снижение допустимой загрузки ВЛ с учетом фактора надежности приводит к ухудшению ее удельных экономических показателей, что применительно к ВЛ 1150 кВ длиной 1000 км при использовании в качестве УКРМ управляемых реакторов иллюстрируется зависимостью на рис. 4. На основе этой зависимости, а также данных рис. 3 на рис. 5 построена зависимость “критической длины” ППТ при сравнении ее с ВЛ 1150 кВ от принимаемого значения АР.
Как следует из рис. 5, зависимость Bкр = f (АРдоп) является достаточно пологой. Тем не менее, при наиболее жестких требованиях по условиям надежности “критическая длина” для рассматриваемой ППТ по сравнению с ВЛ 1150 кВ сокращается до 600 км. Заметим, что это значение ниже, чем граница рационального применения ППТ по сравнению с ВЛ 500 кВ (см. рис. 3, б ). Таким образом, введение надежностных ограничений дополнительно сокращает “критическую длину” ППТ и одновременно приводит к замене “конкурента” - теперь “критическая длина” определяется в сопоставлении ППТ с ВЛ 500 кВ.
Определение областей рационального применения линий электропередачи переменного и постоянного тока произведено при стоимостных характеристиках ППТ класса напряжения ± 750 кВ. Вместе с тем, для передачи постоянного тока такой мощности и протяженности могут быть использованы и более низкие классы напряжения, например, ± 600, ± 500 кВ. В этой связи представляет интерес оценить, в какой степени переход к использованию этих уровней выпрямленного напряжения деформирует полученные выше области рационального применения ППТ.
В одном из докладов [8] на симпозиуме СИГРЭ в Бостоне по взаимодействию и сравнению систем передачи электроэнергии постоянным и переменным током (сентябрь, 1987 г.) отмечается, что повышение напряжения преобразовательных подстанций ППТ увеличивает их удельные стоимости. Особенно это относится к напряжению на стороне постоянного тока, рост которого от ± 250 до ± 500 кВ удорожает подстанцию на 20%. Влияние повышения напряжения на стороне переменного тока сказывается в меньшей степени. Указывается, в частности, что повышение напряжения на стороне переменного тока с 220 до 500 кВ увеличивает удельную стоимость подстанции лишь на 3%.
Указанная информация дает основание предполагать, что снижение класса напряжения ППТ с ± 750 до ± 500 - 600 кВ может обеспечить некоторый положительный экономический эффект в части стоимостных характеристик подстанций. Вместе с тем, снижение напряжения ППТ может привести к некоторому ухудшению экономических показателей ее линейной части (с учетом потерь).
Очевидно, для коротких линий, в суммарных дисконтированных затратах которых превалирует подстанционная составляющая, в наибольшей степени проявится первая из названных тенденций, для длинных - вторая. Это обстоятельство учитывается при выборе класса напряжения конкретных ППТ. Однако влияние класса напряжения мощной ППТ, выбранного на основе оптимизационных расчетов, на “критическую длину” находится, как правило, в пределах точности расчетов, поэтому полученные результаты сопоставления можно считать практически нечувствительными к классу напряжения ППТ в диапазоне ± (500 - 750) кВ.
Приведенные результаты получены при удельной стоимости подстанций ППТ, принятой на основании современных данных отечественной электропромышленности. При увеличении расчетных значений удельной стоимости до принимавшихся в [5] и работах ВЭИ на этапах проектирования ППТ Экибастуз - Центр “критическая длина” возрастает на 200 - 300 км.
В то же время полученные результаты относятся к условиям обжитых районов европейской части России. При отнесении этих результатов к более тяжелым условиям северных и восточных регионов, что представляется актуальным при рассмотрении проблемы дальней электропередачи, “критическая длина” снижается до 600 - 800 км в результате изменения соотношения затрат на сооружение подстанций и линии.
Очевидно, что в конечном счете выбор класса напряжения и рода тока электропередачи в каждом конкретном случае определяется на основании непосредственного технико-экономического сопоставления вариантов, а приведенные в данной статье результаты дают лишь некоторую обобщенную характеристику. Вместе с тем, такого рода данные позволяют получить оценку перспективности использования дальних линий электропередачи переменного и постоянного тока в ЕЭС России, по крайней мере, в обозримой перспективе 10 - 15 лет, что в свою очередь имеет большое значение с точки зрения ориентировки проектных организаций и предприятий электротехнической промышленности.

Выводы

  1. ВЛ 1150 кВ уступают альтернативным вариантам ВЛ переменного тока 500 и 750 кВ, так как обладают значительно худшей структурной совместимостью с системообразующей сетью ЕЭС России. В обозримой перспективе не удастся обеспечить требуемый уровень надежности при загрузке ВЛ 1150 кВ, оправдывающей затраты на их сооружение.
  2. При современных стоимостных показателях оборудования и современном уровне компенсации реактивной мощности ВЛ переменного тока в зоне практически приемлемых показателей надежности использование передачи постоянного тока для дальнего транспорта электроэнергии становится экономически эффективным при расстояниях 800 - 1000 км.
  3. Совершенствование устройств компенсации реактивной мощности ВЛ переменного тока способствует повышению их конкурентоспособности по сравнению с ППТ. Однако в обозримой перспективе достигаемое за счет совершенствования устройств компенсации повышение пропускной способности ВЛ УВН переменного тока вступает в противоречие с требованиями надежности энергообъединения и не оказывает в итоге заметного влияния на “критическую длину” линии, при которой предпочтительно использование ППТ.

Список литературы

  1. Справочник по проектированию электроэнергетических систем. М.: Энергоатомиздат, 1985.
  2. Волькенау И. М., Зейлигер А. Н., Хабачев Л. Д. Экономика формирования электроэнергетических систем. М.: Энергия, 1981.
  3. Сводный доклад по секции № 5. Симпозиум СИГРЭ, Бостон, 1987.
  4. High Voltage Direct Current (HVDC), Workshop. Notebook Summary of presentation material pertinent to upgrading DC transmission. May 6-8, 1992, Portland.
  5. Технико-экономическая эффективность системообразующей сети постоянного тока / Галанов В. И., Зейлигер А. Н., Иванов В. Ф., Кощеев Л. А. - Изв. АН СССР. Энергетика и транспорт, 1987, № 6.
  6. Семенов В. А., Совалов С. А., Черня Г. А. Основные вопросы надежности ЕЭЭС СССР. - В сб.: Методические вопросы исследования надежности больших систем энергетики. Иркутск, 1980, вып. 20.
  7. Ивакин В. Н., Сысоева Н. Г., Худяков В. В. Электропередачи и вставки постоянного тока и статические тиристорные компенсаторы. М.: Энергоатомиздат, 1993.
  8. Лонг У. Ф., Стоуэлл Д. П. Сравнение стоимости и преимуществ передач постоянного и переменного тока. Симозиум СИГРЭ, 1987.


 
« Аппараты распределительных устройств низкого напряжения   Безрельсовая перевозка трансформаторов »
Карта сайта + все метки | Контакты
© Электроэнергетика При перепечатке и цитировании активная гиперссылка на сайт обязательна.