ФЭА / Электроэнергетика / Лекция Технико-экономические расчеты электрических сетей
(автор - student, добавлено - 22-01-2013, 19:05)
Лекция №14
Технико-экономические расчеты электрических сетей 14.1. Основы технико-экономических расчетов Технико-экономические показатели. При экономиче¬ском сравнении вариантов схем для электрических се¬тей, как и для других инженерных сооружений, опреде-ляют основные экономические показатели, характери¬зующие их строительство и эксплуатацию. Основными экономическими показателями электрической сети являются: капитальные вложения на ее сооружение и ежегодные эксплуатационные издержки. В ряде случаев используют так называемые удельные экономические показатели: капитальные вложения К0, отнесенные к одному киловатту передаваемой по сети мощности, и себестоимость С передачи одного кило¬ватт-часа электроэнергии по сети. Помимо экономических показателей для дополни¬тельной характеристики мо-гут быть полезны также не¬которые обобщенные технические показатели. К числу их относятся: величина потерь активной мощности — в процентах от соответст-вующих значений суммарной активной мощности нагрузки сети; величина потерь электроэнергии — в процентах от общего количества электроэнергии Агод, полученного потребителями за год; наибольшее значение потери напряжения в -сети одного напряжения; масса цветного металла, затрачен¬ного на провода линий сети, и т.п. Капитальные вложения К на сеть состоят из затрат на сооружение линий КЛ и на сооружение повышаю¬щих и понижающих подстанций КП (14.1) В капитальные вложения на линии входят затраты на изыскательские работы и подготовку трассы линии, опоры, изоляторы, провода, монтаж линий и пр. В ка¬питальные вложения на подстанции входят затраты на подготовку территории, силовые трансформаторы, электрические распределительные устройства, включая электрооборудование и его монтаж и пр. Капитальные вложения определяют по укрупненным показателям стоимости отдельных элементов сети или путем составления смет. При этом учитывают за-траты на создание основных и образование оборотных фондов для сравниваемых объектов. Ежегодные издержки на эксплуатацию сети И со¬стоят из отчислений от капи-тальных вложений на амор¬тизацию, ремонт и обслуживание линий ИЛ и подстан-ций ИП и стоимости потерь электроэнергии за год ИА: . (14.2) где b — стоимость 1 кВт∙ч потерянной электроэнер¬гии, руб; аЛ, рЛ, оЛ — отчисле-ния соответственно на амортизацию, ремонт и обслуживание линий, %; аП, рП, оП — то же подстанций, %. И . (14.3) Амортизационные отчисления используют на капи¬тальный ремонт линий и оборудования подстанций и для замены оборудования после его износа (ренова-цию). Отчисления на амортизацию тем выше, чем мень¬ше срок службы оборудования. Так, амортизационные отчисления для линий на деревянных опорах составля¬ют 4—5%, для линий на металлических и железобетон¬ных опорах 3%, для электрооборудования подстанций 6%, для кабельных линий 3%. Отчисления на текущий ремонт предназначены для поддержания оборудова-ния в рабочем состоянии. Во время текущего ремонта меняют изоляторы, окрашива¬ют опоры, кожухи оборудования подстанций, исправля¬ют небольшие повреждения. Отчисления на текущий ремонт относительно невелики и составляют 0,5—1%. Отчисления на обслуживание сети расходуют на содер-жание эксплуатационного персонала, на транспортные средства и пр. Отчисления на обслуживание сети до¬стигают 3—4% для ВЛ на деревянных опорах, 2% – для ВЛ на металлических и железобетонных опорах и для кабельных линий и 2,5% для подстанций. Себестоимость передачи электроэнергии С равна от¬ношению суммарных ежегодных издержек И к количе¬ству электроэнергии АГОД, полученной потреби-телями за год: . (14.4) Экономические критерии выбора вариантов. Наивы¬годнейшим из сравнивае-мых считают вариант, имею¬щий наименьшие экономические показатели К = мин. и И = мин. (14.5) при выполнении всех технических требований по элек¬троснабжению потребите-лей. В тех случаях, когда ни один из сравниваемых ва¬риантов не удовлетворяет условию (14.5), наивыгодней¬шим считают вариант с наименьшими приведенными народнохозяйственными затратами З = мин. (14.6) В простейшем случае при единовременных капиталь¬ных вложениях К на сооружение сети (если срок строи¬тельства не более 1 года) и постоянных после-дующих ежегодных издержках И на ее эксплуатацию приведен¬ные затраты оп-ределяются по формуле: , (14.7) где рН — нормативный коэффициент капитальных вло¬жений, принимается рав-ным 0,12: . (14.8) Формула (14.7) справедлива для случаев, когда сравниваемые варианты выполнения электрических се¬тей обеспечивают одинаковую степень надежности элек¬троснабжения потребителей. Если степень обеспечения надежности электроснабжения в разных вариантах раз¬лична, то , (14.9) где У — вероятный народнохозяйственный ущерб от перерывов электроснабже-ния, имеющий место при отключениях потребителей вследствие повреждений или ремонтов элементов сети. Если сроки строительства сетей превышают 1 год, то капитальные затраты по годам будут различными. При¬ведение капитальных затрат к расчетному году при этом производят с учетом сложных процентов. После выполнения рас¬четов по выбору параме¬тров элементов сети обычно производится оп¬ределение удельных ка¬питаловложений на 1 кВт передаваемой мощности КО и себестоимости С пе¬редачи электроэнергии по сети. Полученные значе¬ния сравниваются с ап¬робированными в анало¬гичных условиях, что дает возмож¬ность судить о технико-экономической целесообразности принимаемого решения. 14.2. Определение потерь энергии в элементах сети В современных элек¬трических системах элек¬троэнергия передается от генераторов станций по линиям сетей различных напряжений, т. е. подвер¬гается неоднократной трансформации. Суммар¬ные потери мощности и энергии в такой системе могут достигать 15—20%. Таким образом, если установленная мощность генераторов си¬стемы составляет, например, 2 000 МВт, то потери мощ¬ности в ее сетях всех напряжений могут достигать 300—400 МВт, т. е. на покрытие их в системе должны работать три-четыре генератора мощностью 100 МВт каждый. Величина потерь энергии в сети заметно влияет на ежегодные эксплуатацион-ные расходы и себестоимость передачи электроэнергии. Для правильного проектирования и эксплуатации надо уметь определять потери мощности и энергии в сети и знать способы возможного их снижения. Величина потерь энергии в элементе сети сущест¬венно зависит от характера изменения его нагрузки в течение суток. Обычно изменение нагрузки ЭП или группы ЭП определяется ступенчатым графиком. По¬этому потери энергии ΔА в продольном сопротивлении R определяются: (14.10) где n — количество ступеней изменения нагрузки в гра¬фике нагрузки; U — некоторое среднее или номинальное значение напряже¬ния сети. Графики P = f(t) и Q=f(t) заранее неизве¬стны, поэтому практиче¬ски приходится пользо¬ваться их числовыми ха¬рактеристиками. Наи¬большую нагрузку рас-сматриваемого элемента сети за сутки называют наибольшей суточной на¬грузкой (РМ на рис. 14.1 или QM на графике реак¬тивной мощности). Пло¬щадь суточного графика активных нагрузок в оп¬ределенном масштабе дает величину элек-троэнергии А, полученную данным потребителем за сутки. Наиболее характерными суточ¬ными графиками для большинства потребителей явля¬ются графики за зимние и летние сутки. Форма суточ¬ного графика зависит от режима работы потребителей. Для иллюстрации на рис. 14.1 и 14.2 приведены типовые суточные графики для некоторых групп потребителей. Ординаты графиков выражены в процентах максималь¬ной нагрузки за зимние сутки. При практических расчетах удобно использовать го¬товые графики нагрузок по продолжительности, пока¬лывающие длительность работы установки в течение года с различными нагрузками. На рис. 14.3 приведен такой график для активной мощности. Начальная орди¬ната его определяется наи¬большей на-грузкой РМ, а его площадь (заштрихована) в определенном масштабе да¬ет количество электроэнергии АГОД, полученной потре¬бителем в течение года. Обычно графики измене¬ния нагрузки удобно характеризовать продолжительностью наибольшей нагрузки ТМ. В течение времени ТМ, потребитель, работая с наи¬большей нагрузкой РМ, получил бы из сети такое же ко¬личество электроэнергии, как и при работе по дейст¬вительному графику в тече-ние года (рис. 14.1, 14.3): . (14.11) Для односменных промышленных предприятий в среднем равно 1500 – 2200, двухсменных — 3000 – 4500 , трехсменных — 5000 – 7000 ч. Для осветительно-бытовой нагруз¬ки ТМ ≈ 2000 – 3000 ч. При построении гра¬фиков по продолжительности для реактивной мощности необходимо учитывать режимы рабо¬ты компенсирующих устройств. Для оценки величины потерь энергии при проек¬тировании применяют ве-личину времени потерь τ. В течение этого времени при наибольшей нагрузке потери энергии получаются та¬кими же, как и при нагрузке, изменяющейся в течение года по действительному графику (рис. 14.4): . (14.12) Значения τа и τр зависят от формы соответствующих графиков изменения активной и реактивной мощности нагрузки. Практически часто используют общее значе¬ние τ: , (14.13) где ΔРМ— потери мощности при наибольшей нагрузке. В этом случае предполагают условно, что очертания графиков активной и реактивной мощности близки и поэтому коэффициент мощности нагрузки почти не из¬меняется в течение года.Величина τ определяется по графикам τ = f (TM, cos φ). Для графиков типовой формы может быть также использована эмпирическая формула: ч. (14.14) Потери энергии в п трансформаторах, непрерывно включенных в работу и работающих параллельно, опре¬деляются приближенно по формуле , (14.15) где SM — наибольшая Б году суммарная нагрузка трансформаторов. Если в каждом из i-х режимов число ni параллель¬но работающих и включенных трансформаторов изме¬няется, то суммарные потери энергии для m характер¬ных режимов в течение года равны: (14.16) 14.3. Выбор номинального напряжения и схемы сети Величина номинального напряжения электрической сети весьма существенно влияет на ее технико-экономи¬ческие показатели. При более высоком напряжении по¬вышается пропускная способность линий, имеющих од¬но и то же сечение проводов, снижаются потери мощ¬ности, энергии и напряжения, уменьшается расход материала на провода (за исключением тех случаев, когда сечения проводов выбираются из условий коронирования), упрощаются схемы соединений подстанций, облегчается дальнейшее развитие сети. Все это приво¬дит часто к уменьшению расходов на эксплуатацию сети. В то же время в сетях более высокого напряжения увеличивается стоимость электрооборудования и соору-жения линий. Накопленный в СССР большой опыт проектирова¬ния электрических сетей по-зволяет рекомендовать не¬которые целесообразные области применения различ-ных номинальных напряжений. Для питающих сетей напряжением 35—220 кВ в табл. 14.1 приведены данные о средних мощностях нагрузки на одну цепь линии и о расстояниях передачи их, полученные на основании соответствующего опыта проектирования. На рис. 14.5 приведены графики, ха¬рактеризующие ориентировочную область применения электрических сетей более высоких напряжений. В распределительных сетях среднего напряжения городов и промышленных предприятий в настоящее время применяют напряжение 10 кВ. Напряжение 6 кВ используется в сооруженных ранее сетях. Его приме¬нение может быть также целесообразно при питании значительного количества двигателей напряжением 6 кВ на предприятиях. Таблица 6.2. Приближенные технические характеристики сетей с напряжением 35 – 220 кВ Номинальное напря-жение, кВ Мощность нагрузки на одну цепь, МВт Расстояние передачи или длина линии, км 35 5 – 10 30 – 15 110 30 – 40 150 – 120 220 100 – 120 250 – 200 Распределительные сети напряжением до 1 кВ в настоящее время сооружают на напряжение 380/220 В, на промышленных предприятиях применяют также на-пряжение 660 В. Старые сети с другими номинальными напряжениями (220/127 и 500 В) сохраняются в ограни¬ченных пределах или постепенно реконструиру-ются. На основании приведенных рекомендаций прибли¬женно может быть выбрано номинальное напряжение сети. В некоторых случаях может оказаться необходи-мым произвести технико-экономическое сравнение схем сетей с различными смежными номинальными напря¬жениями. С учетом полученных данных в отношении номи¬нального напряжения наме-чают варианты схемы сети. При этом учитывают требования в отношении обеспе-чения необходимой степени надежности электроснабже¬ния потребителей в соответствии с их категориями, а также местоположение и мощности нагрузок потребителей и расположение источников питания. Число вариантов резко возрастает при увеличении чи¬сла пунктов потребления электроэнергии. Обычно варианты схем сети намечаются на основа¬нии общих соображений с учетом местных условий. За¬тем приближенно оцениваются некоторые их техниче¬ские показатели: возможное число цепей линий (на¬грузка одной цепи определяется на основании данных, например, табл. 14.1), наибольшая величина потери на-пряжения в сети одного напряжения в нормальных и аварийных режимах и т.п. Одновременно, со схемами линий эскизно намечаются схемы подстанций и элек-тростанций, оценивается приближенно количество требуемых выключателей, трансформаторов и т.п. На основании полученных ориентировочных технических и экономических показателей отбираются варианты, удовлетворяющие техническим требованиям и имеющие лучшие предварительные экономические показатели. После этого производится детальное тех¬нико-экономическое сравнение оставшихся вариантов. Похожие статьи:
|
|