Экономическое сравнение электропередач для связи Урал - Сибирь

Одной из тенденций развития энергетики России является рост объёмов транспорта энергоресурсов её азиатской части, в том числе канско-ачинских углей и гидроэнергетических ресурсов Ангары и Енисея. Объединённая энергетическая система (ОЭС) Сибири – одна из крупнейших в России. Главной чертой ОЭС Сибири является то, что при её установленной мощности 49,2 ГВт [1] почти половина всей энергии вырабатывается на ГЭС. Наличие в избытке сравнительно дешёвой энергии и потенциала для её увеличения позволяют судить об ОЭС Сибири как об особой ОЭС для формируемого федерального оптового рынка энергии и мощности.

Значительные ограничения имеются в настоящее время в транзитной электрической сети между ОЭС Сибири и ОЭС Урала. Установленная мощность последней достигает 47,6 ГВт. Почти вся энергия на Урале (95 %) вырабатывается на тепловых электростанциях. Оборудование, установленное в ОЭС Урала, характеризуется высокой степенью износа. Также Урал испытывает определённые трудности с поставками топлива. При этом себестоимость производства электроэнергии в ОЭС Сибири более чем в два раза меньше аналогичной величины для ОЭС Урала. Следовательно, наличие электрической связи с высокой пропускной способностью между ОЭС Урала и ОЭС Сибири способствовало бы увеличению экономичности работы обеих ОЭС, а также повышению надёжности электроснабжения потребителей Урала.

Целью работы не является проработка подключения линии и выбор её трассы, поэтому в экономических расчётах используется приблизительная длина ЛЭП – 3000 км. Максимальная мощность передачи – 6000 МВт.

Постановка задачи и возможныепути решения

Сегодня в мире практически не используются длинные линии. Передача энергии на большие расстояния связана с такими проблемами, как повышенные потери электроэнергии, сложность учёта всех физических явлений, происходящих при передаче и т. д. Сейчас рассматриваются различные варианты организации дальних передач: традиционные трёхфазные электропередачи переменного тока, четырёх- и шестифазные электропередачи, электропередачи с управляемыми самоком-пенсирующимися ВЛ, передачи на постоянном токе [2].

В случае связи Урал – Сибирь каждый из представленных вариантов будет обладать как преимуществами, так и недостатками, в связи с географическими и климатическими условиями региона строительства. Задачей работы является выбор оптимального варианта для данных условий варианта электропередачи из существующих на сегодня. Расчёт выполнен с учётом капиталовложений в ЛЭП и преобразователи, а также стоимости потерь электроэнергии.

Выбор вариантов электропередачи Урал– Сибирь производился по критерию пропускной способности, которая, согласно выбранным условиям, должна быть не менее 6000 МВт. Уделялось внимание соблюдению этого критерия как по условию термической стойкости проводов, так и по условию статической устойчивости самой передачи. Этим определялся выбор класса напряжения и сечения проводов для каждого варианта.

Наиболее экономически выгодно использование традиционных трёхфазных электропередач на большие расстояния при полуволновой (3000 км) длине линии. Такие линии обладают повышенной пропускной способностью, положительно влияя на устойчивость параллельной работы энергосистем; сбалансированы по реактивной мощности в любых режимах, благодаря чему напряжения по концам такой линии всегда равны по модулю. Первым вариантом для экономического сопоставления выбирается линия полуволновой длины наиболее высоким (а значит, экономичным) напряжением 1150 кВ.

В [2, 3] показано, что четырёхфазные передачи обладают также хорошими техническими и экономическими показателями. В основе такой передачи лежит симметричная система токов с фазовым сдвигом 90°. Фазы на линии образуют две независимые симметричные двухфазные системы, в каждой из которых токи и напряжения находятся в противофазе, благодаря чему четырёхфазная ЛЭП обладает повышенной пропускной способностью. Капиталовложения в такую линию значительно не превышают капиталовложения в трёхфазную линию, так как четырёхфазная передача создаётся с использованием стандартного для трёхфазных передач оборудования, за исключением фазопреобразующего трансформатора. Для экономического сравнения выбрана четырёхфазная ЛЭП напряжением 750/ 3 кВ.

При передаче на постоянном токе используется меньшее количество проводников и потери в таких линиях меньше (из-за отсутствия индуктивных и емкостных явлений), что сокращает как капиталовложения в ЛЭП, так и издержки на потери в сравнении с трёхфазными ЛЭП. Но из-за высоких затрат в преобразователи применение ЛЭП постоянного тока для передачи энергии на небольшие расстояния не рассматривается. Однако их использование для дальних передач может быть экономически оправдано [4, 5]. Для экономического сравнения выбрана ЛЭП постоянного тока напряжением ±750 кВ.

Технико-экономическое сравнение вариантов

Технико-экономическое сопоставление вариантов произведено при помощи сравнения приведённых затрат. Результаты сравнения сведены в таблицу. Расчёт проводился на основе методики и данных из [6]. Капиталовложения вычислены в базисных ценах на 01.01.2000 г. и переведены в цены на I квартал 2014 г. с помощью коэффициента 3,92. Коэффициент экономической эффективности принят равным 0,2. Все линии электропередачи приняты со сталеалюминевыми проводами, на стальных опорах, одноцепные, промежуточные опоры с оттяжками. Потери электроэнергии в ЛЭП и на трансформаторах (преобразователях) подстанций рассчитаны приблизительно согласно [4].

Трансформаторная мощность подстанций:

ПС 1150/500 кВ - 3 х (3 х 667)+667 МВА;

ПС 750/500/10 кВ - 4 х 4 х 417 МВА;

ПС ±750 кВ – 6000 МВт (мощность преобразователя).

В базисной цене ПС учтены стоимости распределительных устройств, трансформаторов (преобразователей), шунтирующих реакторов (для ПС переменного тока), противоаварийной автоматики и др. затрат. Площадь землеотвода рассчитана приближённо с опорой на данные в [6].

Анализ результатов расчета и выводы

Наиболее экономически выгодным оказался вариант ЛЭП на постоянном токе напряжением ±750 кВ. Приведённые затраты на её реализацию составляют 64 636,4 млн руб. (в ценах на I квартал 2014 г.), из которых 39 190 млн руб./год (60 %) составляют капиталовложения в линию, 15 950 млн руб./год (25 %) составляют капиталовложения в подстанции и 9495 млн руб./год (15 %) составляют издержки на потери электроэнергии.

Кроме того, в данном варианте суммарные годовые издержки на потери меньше, чем в остальных вариантах. Поэтому в долгосрочной перспективе ЛЭП на постоянном токе окажется также экономически выгоднее. При использовании ЛЭП постоянного тока будет облегчено ведение режимов. Её ввод позволит увеличить устойчивость системы, препятствуя каскадному распространению аварии с одной части энергосистемы на другую. Изменения в нагрузке, приводящие к десинхронизации отдельных частей электрической сети, не будут затрагивать данную линию, и переток мощности через неё будет стабилизировать основную электрическую сеть.

Если сравнивать трёхфазную и четырёхфазную линии переменного тока, то по результатам расчёта они оказались равноэкономичными. Однако четырёхфазная ЛЭП 750/ 3 кВ может работать в трёхфазном режиме при однофазных повреждениях, что увеличивает её показатели надёжности по сравнению с трёхфазной ЛЭП 1150 кВ. Такой режим возможен, если использовать фазопреобразующие трансформаторы специальной конструкции [7]. При отключении повреждённой фазы или выводе её в ремонт четырёхфазная ЛЭП переходит на трёхфазный режим. Кроме того, четырёхфазная ВЛ требует меньшую полосу отчуждения и площадь для размещения ПС. Но потери электроэнергии в ЛЭП 750 / 3 кВ и трансформаторах превышают аналогичную величину у ЛЭП 1150 кВ на 17 %.

К реализации рекомендуется вариант ЛЭП на постоянном токе напряжением ±750 кВ как самый экономически выгодный и имеющий ряд преимуществ.

Близнюк Д.И., Плясунов А.О., Хальясмаа А.И.

Результаты технико-экономического сравнения вариантов

Показатель	3-фазная ЛЭП 1150 кВ	4-фазная ЛЭП 750/ 3 кВ	ЛЭП пост. тока ±750 кВ
Затраты на ЛЭП
Сечение провода, мм2	330	400	1000
Число проводов в фазе	8	5	4
Капиталовложения в ЛЭП в ценах на I квартал 2014 г., млн руб, в том числе:	305 990,2	292 305,7	195 952,1
Затраты на строительство, млн руб.	252 492,7	239 269,1	159 404,4
Затраты, сопутствующие строительству, млн руб.	49 347,1	47 136,0	31 402,7
Прочие затраты, млн руб.	4150,4	5900,6	5145
Потери электроэнергии в ЛЭП, млн руб./год	9465,8	10 894,6	6429,6
Затраты на ПС
Капиталовложения в ПС в ценах на I квартал 2014 г., млн руб., в том числе:	26536,3	21259,2	79752,0
Базисная стоимость ПС (2 шт.), млн руб.	21 519,2	17 240,0	64 680,0
Затраты, сопутствующие строительству, млн руб.	5014,0	4016,9	15 070,4
Прочие затраты, млн руб.	3,1	2,3	1,6
Потери электроэнергии (в двух ПС), млн руб./год	1225,0	1633,3	3066,0
Приведённые затраты, млн руб.	77 196,1	75 250,9	64 636,4
Приведённые затраты, %	119,4 %	116,4 %	100,0 %

В работе не рассматривалась существующая связь 1150 кВ Урал – Сибирь «Челябинск – Итат». В настоящее время эта ЛЭП частично разобрана, частично переведена на класс напряжения 500 кВ. Согласно [8], её восстановление возможно. Пропускная способность передачи может составить 5 ГВт. Этот вариант будет, вероятно, экономически более выгоден, чем представленные в данной работе, так как часть оборудования 1150 кВ сохранено, что уменьшает капиталозатраты. Однако для его реализации необходимо добиться договорённости с казахстанской компанией KEGOC, которая владеет ВЛ 1150 кВ «Экибастуз – Кокчетав – Кустанай», являющейся частью данной передачи. Также при выборе варианта линии 1150 кВ можно будет опираться на уже существующий опыт проектирования и строительства линии, что сократит как расходы на строительство, так и срок ввода в эксплуатацию.