Содержание к диссертации
Введение
1. Обзор методов выбора основных параметров линий электропередачи 6
1.1. Современное состояние электроэнергетики России 6
1.2. Современные методы технико-экономического обоснования проектных решений 13
1.3. Исходная экономическая информация, необходимая для выбора оптимальных параметров линий электропередачи 23
1.4. Традиционные методы выбора основных параметров ЛЭП 28
1.4.1 Факторы, влияющие на выбор параметров ЛЭП 28
1.4.2 Методы выбора номинального напряжения 29
1.4.3 Методы выбора сечений проводов и жил кабелей 32
1.5. Основные задачи диссертационной работы 35
2. Технико-экономическая модель линии электропередачи 37
2.1. Математическая формулировка задачи 37
2.2. Общая ТЭМ воздушной линии (дискретная модель) 40
2.3. Частная ТЭМ воздушной линии (непрерывная модель) 43
2.4. Учет изменения нагрузки линии по годам расчетного периода 46
2.4.1. Понятие расчетного тока 46
2.4.2. Законы роста нагрузки в период эксплуатации 49
2.4.3. Коэффициент динамики роста нагрузки 51
2.4.4. Анализ результатов 55
2.5. Выводы по главе 2 58
3. Выбор сечений проводов ВЛ 110 - 220 кВ на основе критерия минимума дисконтированных затрат 60
3.1. Экономическая плотность тока 60
3.2. Экономические токовые интервалы 63
3.3. Оценка чувствительности экономической плотности тока и границ экономических токовых интервалов к вариации влияющих факторов 69
3.4. Универсальные номограммы 77
3.5. Соотношение экономической плотности тока и плотности тока на границах экономических токовых интервалов 83
3.6. Выводы по главе 3 86
4. Выбор числа цепей и номинального напряжения ВЛ 110 - 220 кВ 87
4.1. Постановка задачи и основные допущения 87
4.2. Условия выбора числа цепей 89
4.3. Модификация непрерывной ТЭМ ВЛ для определения границы зон 99
4.4. Анализ свойств ТЭМ ВЛ 106
4.5. Технико-экономические модели концевых подстанций 112
4.5.1. Общие положения 112
4.5.2. ТЭМ передающей подстанции (ПСН) 115
4.5.3. ТЭМ приемной подстанции (ПСК) 129
4.6. Ограничение по длине линии 137
4.7. Выявление границы областей применения напряжений 110 и 220 кВ для базового варианта 142
4.8. Оценка чувствительности границы областей к вариации неопределенных факторов 146
4.9. Выводы по главе 4 154
Заключение 158
Список литературы 162
Приложения 168
- Современные методы технико-экономического обоснования проектных решений
- Коэффициент динамики роста нагрузки
- Оценка чувствительности экономической плотности тока и границ экономических токовых интервалов к вариации влияющих факторов
- Ограничение по длине линии
Введение к работе
з
Актуальность темы. Методические принципы технико-экономического обоснования проектных решений в электроэнергетике были разработаны отечественными учеными во второй половине XX века, т.е. в эпоху плановой экономики. В современных условиях традиционные инструменты выбора сечений проводов и жил кабелей, числа цепей и номинального напряжения линий электропередачи (ЛЭП) нуждаются в критическом анализе и определенной корректировке. Границы экономических токовых интервалов сечений проводов воздушных линий и закрепленные в ПУЭ нормы на экономическую плотность тока были получены несколько десятилетий назад на основании критерия минимума приведенных затрат. К тому же значительные изменения претерпели укрупненные показатели стоимости сооружения электросетевых объектов. Существенно изменились и удельные затраты на возмещение потерь электроэнергии. Кроме того, использование современной методики технико-экономического обоснования проектных решений требует обоснованного учета неопределенности как ряда экономических параметров, которые в эпоху плановой экономики централизованно регламентировались государством, так и технических.
Продолжающиеся преобразования в электроэнергетике России: и связанное с ними изменение характера собственности придают особую актуальность использованию современного подхода при обосновании выбора основных параметров ЛЭП. Кроме того, намеченные «Энергетической стратегией России на период до 2020 года» и «Стратегией развития Единой национальной электрической сети на десятилетний период" масштабы нового строительства, технического перевооружения и реконструкции электросетевых объектов обуславливают необходимость разработки технических решений, отражающихсовременныетехнические,иэкономическиереалииисоответствующих
мировым стандартам.
Цели работы
Разработать технико-экономические модели линии электропередачи на основе критерия минимума дисконтированных затрат для выбора сечений проводов и жил кабелей.
Выявить влияние роста нагрузки линии при различных законах и темпах ее изменения на выбор сечений проводов.
3. Разработать современные технико-экономические модели линии электро
дачи и концевых подстанций, для выявления положения границы областей экономиче
ски целесообразного применения номинальных напряжений ПО и 220 кВ.
Определить современные значения экономической плотности тока, экономические токовые ицтервалыи границу областей'применения напряжений 110 и 220 кВ для базового варианта исходных данных.
Оценить чувствительность экономической плотности тока, границ экономических токовых интервалов и положения границы применения напряжений ПО и 220 кВ к вариации основных влияющих факторов.
Методы исследования. При выполнении диссертационных исследований использовались методы экономического обоснования оптимальных сечений проводов и
РОС. НАЦИОНАЛЬНА» .ных проектов, БИБЛИОТЕКА і
.05 *»>fttT<*
жил кабелей, современные методы оценки эфф( методы численного математического экспериме]
Научная новизна
На основе современной методики оценки эффективности инвестиционных проектов разработаны технико-экономические модели линий электропередачи ПО -220 кВ, положенные в основу методов выбора их сечений проводов, числа цепей и номинального напряжения.
Выполнена оценка чувствительности экономической плотности тока, границ экономических токовых интервалов и границы областей применения напряжений ПО — 220 кВ к изменению неопределенных параметров.
Доказано, что в современных условиях неправомерно использовать подходы и нормативы, существовавшие в период плановой экономики, и что при сохранении неопределенности исходной экономической информации необходим дифференцирован ный подход к обоснованию решений при проектировании районных электрических сетей с учетом конкретной совокупности исходных данных.
Практическая ценность. Разработанные в работе технико-экономические модели, линии электропередачи на основе дисконтированных затрат позволяют достоверно определять сечения проводов линий и жил кабелей, положение границ применения номинальных напряжений 1,10 и 220 кВ с учетом неопределенности исходной информации динамики роста нагрузки линии.
Достоверность полученных результатов, сделанных выводов и рекомендаций подтверждается корректностью выполненных расчетов с использованием технико-экономических моделей на ЭВМ и проверенных сопоставлением с контрольными рас четами.
Апробация работы,- Основные теоретические и практические результаты диссертационной работы докладывались и обсуждались на VII, VIII, IX и X Международных научно-технических конференциях студентов и аспирантов (г. Москва, МЭИ, 2001 — 2004 годы).
Публикации. Основные положения диссертации опубликованы в четырех статьях.
Структура и объем диссертационной работы. Диссертация состоит из введения,четырех глав, заключения, списка литературы из 88 наименований и 7 приложений. Диссертационная работа изложена на 205 страницах текста, содержит 83 рисунка, 63 таблицы.
Современные методы технико-экономического обоснования проектных решений
В рыночных условиях осуществление инвестиционных проектов (ИП) в электроэнергетике предполагает всестороннее и детальное рассмотрение результатов и последствий их реализации. Оценка эффективности капитальных вложений в рыночной экономике предполагает использование специальных методических подходов и показателей эффективности, развитых и широко применяемых в мировой практике.
Для определения эффективности инвестиционных проектов и их отбору для финансирования необходимо проведение комплексной оценки инвестиционного проекта, всестороннее изучение непосредственно связанных с проектом затрат и полученных результатов. При этом учитываются не только технологические аспекты проекта, но и системы управления и финансирования, а также общая жизнеспособность и долговременность результатов проекта.
В современных условиях наиболее эффективным альтернативным инструментом привлечения инвестиций является так называемое «проектное финансирование» [13]. Проектное финансирование основано на эффективности собственно проекта и детальном распределении ответственности между его участниками, что, в конечном счете, обеспечивает возврат вложенных средств и процентов по кредиту. При этом использование метода проектного финансирования дает возможность реализации проекта в условиях отсутствия государственных гарантий. Привлечение средств для финансирования инвестиционных проектов, в том числе проектного, может осуществляться несколькими путями [8, 14]:
- за счет фондов развития производства, включая прибыли и амортизационные отчисления;
- эмиссии акций;
- долгосрочного долгового финансирования;
- лизингового финансирования.
При комплексном подходе проектный анализ, в общем случае, включает такие виды анализа [13] как технический, коммерческий, финансовый, экологический, организационный и социальный.
Задачей технического анализа инвестиционного проекта является определение его технической осуществимости и анализ его целесообразности. Такой анализ предполагает рассмотрение альтернатив и проблем технического плана. В части технического анализа должны быть рассмотрены следующие вопросы [13]: местоположение и срок сооружения энергообъекта, применяемые технологии, а также смета затрат и график работы по проекту.
Целью коммерческого анализа проектов является оценка инвестиций с точки зрения перспектив развития рынка электроэнергии и мощности. При проведении коммерческого анализа необходимо учитывать перспективные балансы мощности энергообъединений, изменение цен на топливо, конкурентоспособность продукции с учетом технико-экономических характеристик проекта, действующие и прогнозируемые тарифы на электроэнергию.
Финансово-экономический анализ инвестиционных проектов имеет несколько разновидностей: финансовый анализ проекта как экономической единицы, анализ инвестиционных затрат, затрат на возмещение и анализ финансовой рентабельности.
Финансовый анализ проекта призван установить, насколько устойчиво финансовое положение проекта на основе разработки прогноза трех основных финансовых отчетов: отчет о прибылях и убытках, отчет о движении денежных средств и проектно-балансовая ведомость. Анализ возмещения затрат на осуществление проекта имеет целью показать возможность их возврата за счет выпуска продукции.
Анализ инвестиционных затрат определяет потребность в финансовых ресурсах для осуществления проекта и его эксплуатации. В результате составляется финансовый план, характеризующий поступление необходимых финансовых ресурсов. Целью анализа финансовой рентабельности является оценка доходности, получаемой на инвестиции за весь период прогнозируемой деятельности проекта.
Задачей экологического анализа инвестиционного проекта является оценка потенциального ущерба окружающей среде во время осуществления проекта и определение усилий, необходимых для смягчения или предотвращения этого ущерба.
Организационный анализ инвестиционных проектов имеет своей целью выработать необходимые рекомендации по организационной, правовой, политической и административной обстановке, в рамках которой проекты реализуются и эксплуатируются. Этот анализ включает ряд критериев, оценивающих навыки управления и опыт предпринимателей, качество и компетентность руководящего персонала, правовую обеспеченность проекта, его непротиворечивость действующему законодательству; возможное влияние перспективного законодательства на проект.
Цель социального анализа - определение приемлемости данного проекта для населения, проживающего в районе размещения проекта. Здесь необходимо рассмотреть, возможную реакцию общественного мнения на осуществление проекта; воздействие проекта на уровень занятости. Необходимо также учитывать ресурсные возможности регионов, степень социальной нестабильности, состояние инфраструктуры (коммуникации, банковское обслуживание) и другие факторы.
В зависимости от интересов участников инвестиционного проекта различают три направления оценки эффективности [13, 15]. Во-первых, это оценка коммерческой или финансовой эффективности проекта в целом и для каждого из инвесторов. Показатели коммерческой эффективности проекта в целом отражают эффективность всех инвестиционных затрат в проект, исходя из предположения, что он реализуется за счет средств единственного реального или абстрактного участника. Показатели эффективности проекта для его отдельных участников определяют финансовые последствия использования собственного капитала каждого участника в реализации проекта.
Второе направление связано с оценкой бюджетной эффективности, отражающей финансовые последствия осуществления проекта для федерального, регионального или местного бюджетов.
Наконец, третье направление - оценка экономической эффективности, где учитываются затраты и результаты, связанные с реализацией проекта, выходящие за пределы прямых финансовых интересов участников инвестиционного проекта и допускающие стоимостное измерение. Для крупномасштабных проектов, которые существенно затрагивают интересы города, региона или всей России, экономическую эффективность рекомендуется оценивать обязательно.
В основу оценок эффективности инвестиционных проектов должны быть положены следующие основные принципы, применимые к любым типам проектов независимо от их технических, технологических, финансовых, отраслевых или региональных особенностей [15]:
- рассмотрение проекта на протяжении всего его жизненного цикла (расчетного периода) от проведения предивестиционных исследований до прекращения проекта;
- моделирование денежных потоков, включающих все связанные с осуществлением проекта денежные поступления и расходы за расчетный период с учетом возможности использования различных валют;
- сопоставимость условий сравнения различных проектов (вариантов проекта);
- принцип положительности и максимума эффекта.
- учет фактора времени;
- сравнение "с проектом" и "без проекта";
- учет всех наиболее существенных последствий проекта;
- многоэтапность оценки;
- учет влияния инфляции;
- учет (в количественной форме) влияния неопределенностей и рисков, сопровождающих реализацию проекта.
Коэффициент динамики роста нагрузки
Подставляя полученные значения токовой нагрузки в выражение (2.38) для коэффициента аг; при различных значениях норматива дисконтирования для каждого из рассматриваемых законов изменения нагрузки линии электропередачи за десятилетний период, получим зависимости, представленные на рис.2.4.
Для более полного анализа изменения КДРН необходимо также рассмотреть влияние продолжительности расчетного периода эксплуатации. Для этого рассмотрим диапазон изменения Т3 в пределах от 5 до 25 лет при = 0,1. Соответствующие зависимости аг = /(; ,) при Т3 = var, построенные по данным табл.П1.8., представлены на рис.2.5. Их анализ будет дан в п. 2.4.4.
Как следует из рис.2.4, при любом из рассматриваемых законов роста нагрузки значение КДРН оказывается меньше единицы. Этот, на первый взгляд парадоксальный факт требует осмысления и ясной физической трактовки. С этой целью обратимся к анализу выражения (2.38) для at. Нетрудно видеть, что при заданных значениях Е и Тэ = Тр-\ значения КДРН определяются изменением произведения ijDt под знаком суммы при принятом законе роста нагрузки. Это произведение можно условно называть «дисконтированным квадратичным током» (/,2(диас)).
В качестве примера рассмотрим вариант линейного роста нагрузки ЛЭП при /\ = 0,6 для расчетного периода эксплуатации линии в 10 лет. Ежегодный относительный прирост нагрузки при этом составляет А/ = 0,1 ив 10-м году ток нагрузки достигает значения /10 = 1,5. Соответствующее изменение нагрузки линии по годам эксплуатации показано на рис.2.6. Полученные для этого примера значения if = f(t), а также значения if с учетом операции дисконтирования при =0,1, т.е. ifAduCK) = ifpu = fit), показаны на рис.2.7.
Площадь, ограниченная штриховой ступенчатой ломаной if = fit), отвечает действительным суммарным потерям ЭЭ за 10-летний период. Равная ей по величине площадь прямоугольника с ординатой і2 представляет собой расчетные (фиктивные) потери ЭЭ при условии неизменности расчетного тока в тот же период. Определенное из условия равенства этих площадей значение і2 в данном примере составляет 1,185, а значение КДРН - примерно 1,09, т.е. больше единицы.
Таким образом, полученное значение ах соответствует учету динамики роста нагрузки, но без учета дисконтирования разновременных затрат на компенсацию потерь ЭЭ.
На рис. 2.7 площадь, ограниченная сплошной ступенчатой ломаной ifDt = /(/), отвечает суммарным дисконтированным затратам на компенсацию потерь ЭЭ за десятилетний период (3„отдействХ определенным по (2.33). Равная ей по величине площадь прямоугольника с ординатой
Таким образом, приведение разновременных затрат к началу расчетного периода снижает значение расчетной нагрузки линии. Последствия этого обстоятельства с точки зрения влияния на выбор сечений токоведущих элементов линий электропередачи будут рассмотрены в 3.3.
Представляет интерес получить формулу для at аналогичную (2.39) из [32] для линейного закона изменения нагрузки в функции (/,, /10), т.е. аг =/(/ 1,/10). Для этого в общее выражение (2.38) для а1 подставим аналитическое выражение (2.40) для линейного закона роста нагрузки.
Оценка чувствительности экономической плотности тока и границ экономических токовых интервалов к вариации влияющих факторов
Наличие неопределенности исходной информации при определении диапазона возможных значений экономической плотности тока предопределяет необходимость рассмотрения влияния как каждого в отдельности, так и всей совокупности факторов, вносящих эту неопределенность. Как уже отмечалось выше, к этим факторам относятся, прежде всего, сугубо экономически параметры (ц3,Е, Тр, и кдеф), а также коэффициент к2, определяющий наклон зависимости капиталовложений от сечения провода по отношению к горизонтальной оси. Кроме указанных выше параметров к категории неопределенных следует также отнести значение числа часов использования максимальной нагрузки линии.
Как известно [86], приведение уравнения к безразмерному виду позволяет провести анализ чувствительности по отношению к любой из величин исходного уравнения или их совокупности. В качестве исходного используем уравнение (2.306). Возможный диапазон изменения величины к2 относительно его базового значения определяется величинами, указанными в табл. 3.1. Так, максимальное значение составляет 0,0556 т.руб/(кммм2), а минимальное - 0,04 т.руб/(кммм2), что в относительных единицах от величины, принятой за базовую (0,05 т.руб/(км-мм )), соответственно составит 1,112 и 0,8. При этих граничных значениях к2отн экономическая плотность тока соответственно возрастает на 5,45% и снижается на 10,56% относительно ее базовой величины.
Изменение коэффициента дефляции на 33,3%, т.е. его повышение с 30 до 40, вызывает соответствующий рост Jжотн на 15,5%.
Для принятого в 1.3 диапазона рассматриваемых значений стоимости электроэнергии (0,8 -1,6 руб/кВтч) снижение цэ на 33,3% от базового значения (1,2 руб/кВтч) приводит к соответствующему росту экономической плотности тока на 22,5%, тогда как ее увеличение на те же 33,3% вызывает снижение Jж только на 13,4%.
Как следует из (3.4), чувствительность экономической плотности тока к вариации таких параметров, как продолжительность расчетного периода и норматив дисконтирования, определяется изменением относительного корректирующего множителя (DomH). Изменение Тр на ±50% вызывает очень незначительное изменение величины Jж. Так, снижение Тр с 10 до 5 лет приводит к росту экономической плотности тока всего лишь на 1,35%, а его увеличение до 15 лет ведет к соответствующему снижению J3K на 1,63%. Это означает, что практически влиянием изменения Т можно пренебречь.
Как уже отмечалось в 3.1, вариация Е оказывает значительно более существенное влияние на Уэк. Максимальному значению норматива дисконтирования (0,15) соответствует величина J3K на 18% большая ее базового значения. При минимальном значении норматива дисконтирования (0,05) экономическая плотность тока снижается по отношению к базовому значению на 22%.
Наиболее широко варьируемым параметром, и как следствие, наиболее влияющим является число часов использования максимальной нагрузки. Эта величина в выражение (3.4) не входит, но ее влияние отражается в функциональной зависимости между временем максимальных потерь и Тнб, т.е. г = /(Т ). В качестве диапазона изменения Т следует принять тот же, что и в ПУЭ, т.е. 1000 - 8760 ч/год. При этом значения г, соответствующие границам указанного диапазона, составят 439 ч/год и 8760 ч/год, а значение времени максимальных потерь при базовом значении Т„б гб » = 3411 ч/год. Снижение г с тбаз до тмин, т.е. на 87% вызывает соответствующий практически трехкратный (279%) рост экономической плотности тока. Увеличение же г в 2,5 раза вызывает снижение J9K по отношению к базовому значению лишь на 37,6%. Это свидетельствует о значительно большей крутизне зависимости J3K=/(TH6) в диапазоне 1000 Тн6 5000 ч/год, нежели в диапазоне 5000 - 8760 ч/год, и как следствие, о значительно больших отличиях нормированных значений J3K по сравнению с приведенными в ПУЭ.
Более полное представление о влиянии вариации параметров цэ, Е, Тр, и кдеф дают зависимости J3K = /[Тнб), представленные на рис. П2.3 — П2.6, которые построены по данным табл. П2.4 -П2.7.
Проведенный выше анализ чувствительности J3K к изменению отдельных влияющих факторов позволяет определить совокупности значений варьируемых параметров, которые определяют границы области возможных значений экономической плотности тока в современных условиях. Их значения для верхней и нижней границ указанной области приведены в табл.3.4. При этом максимально возможное значение J3K составляет 3,353 А/мм2, а минимальное - 0,342 А/мм2. Относительно базового (0,71 А/мм2) эти значения составляют 4,7 и 0,48 соответственно. Следует отметить, что указанные граничные значения экономической плотности тока определены без учета влияния продолжительности расчетного периода (при Т ваз)= Ю лет), так как оно, как уже сказано выше, пренебрежительно мало.
Зависимости JaK =ДТ„б), построенные при трех указанных в табл. 3.4 совокупностях параметров представлены на рис.3.7. Числовые значения параметров, определяющие зависимости на рис. 3.7, приведены в табл. П.2.8.
Анализ данных табл. 3.5 показывает, что такие показатели как дефлирующий множитель, коэффициент к2, стоимость электроэнергии и время максимальных потерь оказывают в численном отношении одинаковое влияние на экономическую плотность тока. Увеличение кдеф и к2 на 1% влечет за собой увеличение J3K на 0,5%, тогда как аналогичное изменение ц3 и г приводит к снижению Jж на 0,5%. Влияние дисконтирования практически отражается только в изменении норматива дисконтирования, причем оно несколько меньше, чем изменения, обусловленные приращениями первых четырех показателей из табл.3.3. Так, при увеличении Е на 1% значение экономической плотности тока увеличивается на 0,397%. Вариация же продолжительности расчетного периода практически не оказывает влияния на конечный результат, приводя к снижению Jж всего лишь на 0,032%, что еще раз подтверждает высказанное ранее соображение о возможности пренебречь влиянием изменения Тр.
Определим теперь нормируемые значения экономической плотности тока (J3KHOpM) по трем регламентированным ПУЭ диапазонам изменения Т (I - от 1000 до 3000, II - от 3000 до
5000 и III — 5000 до 8760 ч/год) как полусумму ординат на границах указанных диапазонов. Результаты представлены в табл. 3.6 и на рис.3.7.
Полученные результаты подтверждают высказанную в [69, 76] мысль о необходимости корректировки нормативов на экономическую плотность тока для В Л 110 - 220 кВ в сторону их снижения прежде всего в диапазонах II и III, которые соответствуют графикам перетоков мощности по линиям районных электрических сетей и межсистемным связям.
Кроме того, анализируя зависимости, представленные на рис.3.6, и данные табл.3.6, можно отметить, что соотношения между смежными значениями Jжнорм существенно отличаются от аналогичных соотношений по данным ПУЭ. Если в ПУЭ нормируемые значения для диапазонов III, П и I находятся в пропорции 1,3:1,1:1, то соответствующая пропорция между значениями, приведенными в табл.3.6, выглядит как 2,6:1,5:1 для базового и «максимального» сочетания исходных данных и 2,4:1,5:1 - для «минимального». Это означает, что крутизна современных зависимостей Jзк = /(Тн6) значительно больше. Данное обстоятельство позволяет поставить под сомнение корректность осреднения значений Jж в каждом из рассматриваемых диапазонов изменения Гнб. Действительно, погрешность на границах диапазонов, т.е. относительная разница между реальным и нормируемым значениями J3K, как следует из табл.3.6, лежит в пределах 19 -31 %, что для В Л 110 кВ соизмеримо с относительной дискретностью шкалы сечений проводов. Последнее в свою очередь предопределяет вероятность выбора не действительно оптимального сечения, а смежного по шкале.
Теперь перейдем к оценке чувствительности границ экономических токовых интервалов. Оценку влияния вариации различных параметров на величину граничного тока для В Л 110 — 220 кВ следует проводить по аналогии с анализом экономической плотности тока, т.е. при рассмотрении зависимости граничного тока от наиболее влияющего параметра, каковым является годовое число часов использования максимальной нагрузки линии. При этом нет необходимости в построении указанных зависимостей для всех смежных сечений при каждом из рассматриваемых номинальных напряжений. Для получения полной картины качественного и количественного влияния того или иного параметра на границы экономических токовых интервалов достаточно оценить чувствительность граничного тока, выраженного в относительных единицах от его базового значения. При этом значение базового граничного тока для каждой пары смежных сечений будет отличаться, т.е. для перехода от относительного значения граничного тока к его натуральному значению для определенной пары сечений необходимо его умножить на соответствующее значение.
Ограничение по длине линии
Границы зон экономически целесобразных напряжений, приведенные в [32], как уже отмечалось ранее, построены без учета ограничения по длине линии. Авторами [32] в качестве ограничения по длине линии электропередачи рассматривается условие минимального к.п.д., который принят равным 0,9 без какого-либо обоснования этой величины. В соответствии с этим условием предельная длина В Л 110 кВ равна 80 км, а В Л 220 кВ - 400 км независимо от числа цепей и передаваемой мощности. Очевидно, это ограничение продиктовано некоторыми субъективными экономическими соображениями, которые в современных условиях могут оказаться иными.
Вместе с тем, для рассматриваемой схемы в качестве не экономического, а технического ограничения длины линии выступает условие поддержания на шинах НН приемной подстанции напряжения в соответствии с принципом встречного регулирования. В нормальном режиме наибольшей нагрузки ПСК напряжение на шинах 10 кВ согласно ПУЭ [31, п. 1.2.22] не должно быть ниже 105% от номинального, поэтому в качестве желаемого напряжения для дальнейшего анализа можно принять значение ишжел =10,5 кВ. Напряжение на шинах СН КЭС в указанном режиме может быть принято равным иип = 1,1(/WJM =121 кВ, что не превосходит рекомендуемого в [32] значения (124 кВ).
Для дальнейшего анализа введем следующие допущения:
1) на ПСК установлены 2 трансформатора (пт = 2) с номинальной мощностью (ST ном) от 10 до 125 MB А;
2) поток мощности в конце линии 8ЛК определяется без учета потерь активной мощности в трансформаторах, а потери реактивной мощности в них оцениваются приближенно в размере 10% от модуля полной мощности нагрузки на шинах 10 кВ.
3) в диапазоне экономически целесообразных передаваемых по одной цепи линии мощностей (Рэкмин Р\ч Рж.макс) погонное активное сопротивление принимается равным омическому (r0 =p/F), а сечение определяется по выражению (4.23) как F = Pl43Ki/pFi, где для В Л ПО кВ 7 =0,116 МВт/мм2 (см. 4.4);
4) усредненное значение погонного индуктивного сопротивления в указанном диапазоне изменения Р1ц принимается равным х0 = 0,42 Ом/км;
5) число цепей В Л 110 кВ не превышает двух (п = 2);
6) поперечная составляющая вектора падения напряжения на сопротивлениях zn и zT не учитывается;
7) коэффициент аварийной перегрузки рассматриваемых трансформаторов одинаков и равен среднему значению (к1 = 1,7);
8) коэффциент мощности на шинах 10 кВ ПСК равен 0,9, чему соответствует tg „= 0,484.
Таким образом, ограничение по длине линии зависит от мощности, передаваемой по одной цепи линии в режиме наибольших нагрузок. Как было показано в 4.3, весь диапазон значений Р, для В Л 110 кВ при п = 2 делится на три поддиапазона, в каждом из которых функция (4.116) будет иметь отличающееся выражение.
