- •1.3. Электроэнергетика
- •9.2. Метод характерных суточных режимов
- •9.3. Метод средних нагрузок
- •9.4. Метод среднеквадратичных параметров режима
- •9.5. Метод времени наибольших потерь
- •9.7. Метод эквивалентного сопротивления
- •1.4.12. Механический расчет линий электропередач
- •§ 1.11. Опытное определение параметров схемы замещения трансформаторов
- •12.7. Выбор проводников линий электропередачи по допустимой потере напряжения
- •12.8. Выбор проводников линий электропередачи по условию нагревания
- •12.9. Учет технических ограничений при выборе проводов воздушных линий и жил кабелей
- •12.3. Критерии сравнительной технико-экономической эффективности
12.9. Учет технических ограничений при выборе проводов воздушных линий и жил кабелей
Приведем дополнительно к рассмотренным в параграфах 12.7 и 12.8 технические ограничения, которые должны учитываться при выборе площади сечения проводников линий различного номинального напряжения и конструктивного исполнения. Коронирование проводов воздушных линий. С учетом возможности появления короны провода должны удовлетворять следующему условию:
(12.62)
где ЕМАКС - максимальная напряженность электрического поля у поверхности любого провода при среднем эксплуатационном напряжении; Е0 - напряженность электрического поля, соответствующая появлению общей короны.
Значения ЕМАКС и Е0 зависят от диаметра провода, а ЕМАКС кроме того непосредственно связана с напряжением, подводимым к проводам. Следовательно, различным номинальным напряжением будут соответствовать вполне определенные минимальные диаметры проводов, для которых соблюдается условие (12.62). Поскольку диаметры и площади сечения проводов в свою очередь связаны между собой, то выбор (проверка) проводов по условию короны может быть произведен по условию
где Fнм. кор — наименьшая допустимая площадь сечения.
В линиях напряжением 35кВ и ниже Fнм.коp получаются существенно ниже, чем площади сечения проводов, соответствующие другим условиям. Поэтому учет коронирования производят при выборе проводов линий напряжением 110 кВ и выше.
Механическая прочность проводов воздушных линий. С учетом механических свойств проводов их площади сечения должны удовлетворять условию:
(12.64)
где Fнм. мех — наименьшая допустимая площадь сечения по условию механической прочности.
В соответствии с ПУЭ [12] на линиях напряжением до 1кВ алюминиевые провода могут применяться с площадью сечения не менее 16 мм2, а сталеалюминевые — не менее 10 мм2. На линиях более 1кВ наименьшие площади сечения установлены в зависимости от толщины стенки гололеда Ь: при b < 10 мм для алюминиевых проводов 35 мм2 и сталеалюминевых 25 мм2; при b > 15 мм для алюминиевых проводов 50 мм2 и сталеалюминевых 35 мм2. На переходах линии через судоходные реки, в пролетах пересечений с инженерными сооружениями Рнм.мех увеличены [12].
Т ермическая стойкость. Проверке на термическую стойкость подлежат проводники при протекании по ним токов короткого замыкания. Практическое значение данное ограничение имеет в основном для кабельных линий и изолированных проводов, т. к. в них даже кратковременное протекание токов короткого замыкания может вызвать повреждение изоляции из-за ее недопустимого нагрева. Проводник должен удовлетворять условию:
где Тнб.кз — наибольшая температура нагревания за время короткого замыкания; ТДОП.КЗ — допустимая температура при коротком замыкании.
Более подробно вопросы технических ограничений при выборе площади сечении проводников изложены в [8, 24].
Возможности первичного и вторичного регулирования частоты тока в электрических системах.
Смотри 14 вопрос
Методы анализа потерь электроэнергии в электроэнергетических системах.
См. вопрос 17
Методы определения расчетных нагрузок.
Технико-экономические расчеты в районных электрических сетях.
Общая задача, возникающая при проектировании систем передачи и распределения электроэнергии, заключается в выборе самых рациональных решений и в выборе наилучших параметров этих решений. При этом приходится решать следующие наиболее характерные задачи:
- выбор конфигурации электрической сети и ее конструктивного исполнения (воздушная, кабельная);
- выбор числа цепей каждой из линий и числа трансформаторов подстанций;
- выбор номинального напряжения линий;
- выбор материала и площади сечений проводов линий;
- выбор схем подстанций;
- обоснование технических средств обеспечения требуемой надежности электроснабжения потребителей;
- выбор технических средств обеспечения требуемого качества напряжения;
- обоснование средств повышения экономичности функционирования электрической сети;
- выбор средств повышения пропускной способности сети.
Методика технико-экономических расчетов и соответствующие критерии экономической эффективности выбираются в зависимости от формулировки задачи. Применительно к элементам систем передачи и распределения электроэнергии в зависимости от их назначения условно можно выделить следующие задачи [66]:
- выдача мощности проектируемой электростанции в систему;
- присоединение нового потребителя к существующей электрической сети;
-развитие электрической сети для повышения надежности электроснабжения потребителей;
- развитие электрической сети для повышения экономичности ее функционирования.
Конечно, объекты системы передачи и распределения электроэнергии могут иметь и комплексное назначение. Например, присоединение новой электростанции для выдачи ее мощности в систему одновременно может служить и средством повышения надежности системообразующей сети. Если решается задача подключения к сети нового потребителя, то эффект проявляется прежде всего за счет продажи дополнительной электроэнергии. При этом, однако, как, правило, принятие решения по варианту развития электрической сети осуществляется на основании сравнительной эффективности различных вариантов, которые могут учитывать одновременно и фактор надежности.
Если основной целью развития сети является повышение надежности, то она может быть достигнута за счет сооружения дополнительных резервных линий, глубоких вводов повышенного напряжения в центры нагрузок, увеличения числа трансформаторов на подстанции и др. Данные мероприятия одновременно способствуют повышению экономичности функционирования сети за счет снижения потерь мощности и электроэнергии.
Любое решение по развитию электрической сети связано с более общей задачей развития энергосистемы в целом. Действительно, например, подключение к сети нового потребителя может быть осуществлено лишь в том случае, если в системе есть резерв генерирующей мощности. В противном случае должны быть учтены затраты на создание дополнительных генерирующих источников и их эксплуатацию. Однако при решении частных задач электрических сетей произвести оценку эффективности развития всей энергосистемы бывает затруднительно. Поэтому обычно в таких случаях учет необходимого развития генерирующих мощностей осуществляют посредством соответствующей оценки стоимости 1кВтч потерь электроэнергии в электрических сетях.
12.2. ОСНОВНЫЕ ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ
К основным экономическим показателям систем передачи и распределения электроэнергии отнесем капитальные затраты (вложения), ежегодные издержки (годовые эксплуатационные расходы), чистый дисконтированный доход и срок окупаемости сооружаемого объекта.
Капитальные затраты (инвестиции) — это единовременные (разовые) денежные средства, которые необходимы для строительства новых или реконструкции существующих объектов. Применительно к системам передачи и распределения электроэнергии капитальные затраты (стоимость сооружения) можно представить в виде следующих составляющих:
(12.1)
где Кпс1, Кпс2 — стоимость повышающих и понижающих подстанций; Кл — стоимость сооружения линии электропередачи.
Стоимость каждого элемента системы, учитываемого в формуле (12.1), определяется многими факторами. Так, на стоимость сооружения воздушной линии электропередачи влияют ее номинальное напряжение, конструкция фазы и площадь сечения проводов, число цепей, тип и материал опор, климатические районы сооружения линии по гололеду и по ветру, характер рельефа местности и условия прохождения трассы линии (населенная, ненаселенная местность), удаленность от производственных баз и др. Конечная стоимость линии рассчитывается при ее конкретном проектировании на основании выполнения сметного расчета по заранее определенным вышеперечисленным факторам. На начальной стадии принятия решений обычно неизвестными (варьируемыми) факторами являются номинальное напряжение и площадь сечения проводов фазы линии. Остальные факторы обычно заданы при проектировании каждой конкретной линии. Поэтому выбор рациональных параметров линии (напряжения, площади сечения проводов) приходится осуществлять на основании сравнения их многочисленных вариантов до составления детальной сметы. В этих условиях для оценки стоимости используют накопленный опыт проектирования и строительства линий, на основе которою разработаны укрупненные показатели стоимости [6]. Для воздушных линий электропередачи стоимость 1 км представляется в виде таблиц для различных номинальных напряжений, типов и материалов опор в зависимости от площади сечения проводов фаз. Для использования укрупненных показателей стоимости в сравнительных технико-экономических расчетах табличные значения стоимости часто аппроксимируют, представляя зависимость стоимости от искомых параметров (площади сечения проводов или напряжения линии и площади сечения). Так, при фиксированном напряжении стоимость 1 км линии от площади сечения F описывают линейной зависимостью
(12.2)
где a,b — коэффициенты аппроксимации.
Зависимость от площади сечения и напряжения U одновременно представляют в виде:
(12.3)
Значения коэффициентов аппроксимации АЛ, ВЛ, СЛ для воздушных линий напряжением 35—500кВ по данным [67] приведены в табл. 12.1 (в ценах 1977 г.).
Таблица 12.1 Коэффициенты к формуле (12.3)
Стоимость подстанции укрупнено может быть представлена в виде:
(12.4)
где Kti, Кячj, KКУ К — стоимость однотипных трансформаторов (автотрансформаторов), ячеек распределительных устройств и компенсирующих устройств соответственно; пti, nячj, nк ук — соответственно число однотипных элементов из общего числа I, J, К.
При этом под ячейкой подразумевается набор оборудования для присоединения линии, трансформатора или шин, состоящий из выключателя, разъединителей, трансформаторов тока, трансформаторов напряжения и др.
В стоимость подстанции входит также постоянная составляющая капитальных затрат К,„ включающая стоимости здания щита управления, релейной защиты и автоматики, оборудования собственных нужд подстанции, водо- и теплоснабжения, ограждения, дорог, освещения территории и др. Эта стоимость задается в укрупненных показателях в зависимости от первичной схемы и числа присоединений распределительного устройства высшего напряжения подстанции.
Наряду с укрупненными показателями стоимости отдельных видов оборудования подстанции так же, как и для линий электропередачи, могут быть представлены в виде аппроксимирующих зависимостей. Так, стоимость одного трансформатора (автотрансформатора) определяется в виде:
(12.5)
стоимость одной ячейки с выключателем
(12.6)
где А, В, С — коэффициенты аппроксимации.
Стоимость компенсирующих устройств (батарей конденсаторов, шунтирующих реакторов, синхронных компенсаторов) укрупнено определяется по их мощности QKy:
(12.7)
где Аку — коэффициент аппроксимации.
Постоянная часть затрат приближенно может быть определена по выражению:
(12.8)
где Ап, Вп — коэффициенты аппроксимации.
Средние значения коэффициентов аппроксимации для подстанций с высшим напряжением 110—1150 кВ по данным [67] приведены в табл. 12.2 (в ценах 1977 г.).
Цены 1977 года, по которым вычислены коэффициенты, приведенные в табл. 12.1 и 12.2, с течением времени, конечно, изменились, особенно после 1991 года, и продолжают изменяться. Это вызывает серьезные затруднения при проведении технико-экономических расчетов, особенно при учебном проектировании. Обобщенный анализ изменения цен с учетом рекомендаций, приведенных в [68, 69], позволяет предложить переход от стоимостей, полученных по эмпирическим зависимостям на основании табл. 12.1 и 12.2, к стоимости в российских рублях на уровне 2005 года путем введения повышающего коэффициента k2005 = 82. При этом подчеркнем, что такая рекомендация дается исключительно с целью учета логических связей между стоимостью и соответствующими техническими параметрами и упрощения при проведении расчетов. С указанными оговорками коэффициент k2005 может использоваться только в учебных целях и только для сравнительных технико-экономических расчетов.
Таблица 12.2
З начения коэффициентов аппроксимации для расчета стоимостей подстанций
Аналогичный подход рекомендуется и в [69], где приведены базовые показатели стоимости элементов системы передачи и распределения электроэнергии (цены 1991 г.) и индексы цен по капитальным вложениям в 2002—2003 гг. по отношению к уровню сметных цен 1991 г.
Ежегодные издержки — это годовые эксплуатационные расходы, необходимые для эксплуатации сооружений и устройств системы передачи и распределения электроэнергии. Они включают:
- отчисления на амортизацию объектов электрической сети;
- расходы на эксплуатацию (текущий ремонт и обслуживание);
- стоимость потерянной электроэнергии в элементах сети.
Сущность амортизационных отчислений основывается на том, что каждый объект электрической сети рассчитан на определенный срок службы tc. Во время эксплуатации с течением времени объект приходит в негодность. Если ставится задача сооружения нового объекта взамен старого после окончания его срока службы (т. е. задача осуществления воспроизводства), то за этот период должны быть накоплены соответствующие средства. Это накопление и делается за счет амортизационных отчислений. Нормы на амортизацию выбирают в долях от первоначальных капитальных затрат К в зависимости от расчетного срока службы tс объекта:
где KЛ — ликвидная (остаточная) стоимость объекта после прекращения его функционирования, включающая стоимость материалов и оборудования, которые могут быть использованы по другому назначению после ликвидации данного объекта.
Из этой формулы видно, что норма на амортизацию обратно пропорциональна сроку службы. Например, значение ра для линий электропередачи на деревянных опорах должно быть принято больше, чем для линий на металлических опорах, т. к. срок службы последних выше.
Расходы на амортизацию должны определяться с учетом как физического, так и морального износа оборудования. При этом под моральным износом понимается ситуации, когда с течением времени выпускаемое новое оборудование того же назначения обладает улучшенными техническими характеристиками. Например, традиционно основным фактором морального износа трансформаторов считают повышенные потери мощности в их устаревших типах, отсутствие встроенных устройств регулирования напряжения и др.
Зная норму отчислений на амортизацию, ежегодные расходы на амортизацию определяют по формуле:
(12.9)
Расходы на эксплуатацию электрической сети включают в себя ежегодные затраты на текущий ремонт и техническое обслуживание. Текущий ремонт необходимо выполнять для поддержания соответствующего технического состояния электрической сети (замена поврежденных изоляторов на линии, покраска металлических опор и т. п.). Для этого нужно иметь ежегодные расходы на материалы, оборудование, топливо для транспорта, заработную плату ремонтному персоналу. Расходы на обслуживание включают заработную плату оперативному, техническому и управленческому персоналу.
Эксплуатационные расходы зависят от напряжения и конструкции линий, подстанций. В проектных расчетах их определяют в долях от капитальных затрат:
(12.10)
Поскольку капитальные затраты в линии зависят от площади сечения проводов, то такое вычисление эксплуатационных расходов допустимо лишь при определении общих годовых издержек. На самом же деле Иэ не зависят от площади сечения проводов. Поэтому при выборе площади сечения проводов их следует принимать постоянными и исключить из рассмотрения.
В табл. 12.3 по данным [6] приведены нормы на амортизацию и обслуживание сети.
Таблица 12.3
Ежегодные издержки на амортизацию (включающие капитальный ремонт и реновацию (восстановление)) и обслуживание элементов электрической сети
Стоимость потерянной электроэнергии в электрической сети может быть представлена так:
(12.11)
где ΔWH, ΔWX — соответственно годовые нагрузочные потери энергии и потери холостого хода; — стоимость 1кВтч потерь электроэнергии.
Если для расчета потерь электроэнергии применить метод времени наибольших потерь, то формула (12.11) принимает вид:
(12.12)
где ΔРНБ нагрузочные потери мощности в режиме наибольших нагрузок; ΔРХ — потери мощности холостого хода; τ — время наибольших потерь; Т — время работы в году рассматриваемого элемента сети.
Наличие потерь электроэнергии в электрической сети приводит к необходимости дополнительной выработки электроэнергии на электростанциях и, как следствие, дополнительным расходам финансовых средств энергосистемы на производство и передачу электроэнергии. Эти дополнительные расходы зависят от многих факторов: типов электростанций в системе, стоимости 1 кВт установленной мощности на электростанциях, удельного расхода топлива на выработку ] кВтч электроэнергии и его стоимости и др. Поскольку нагрузка в системе изменяется в соответствии с суточным графиком нагрузки, то электростанции в течение суток загружаются не одинаково. В режимах наибольших нагрузок вынужденно загружают как экономичные, так и не экономичные электростанции, а в других (не максимальных) режимах появляется возможность неэкономичные станции держать в резерве. Поэтому в режимах наибольших нагрузок стоимость выработки электроэнергии оказывается выше, чем при средних и наименьших нагрузках. Следовательно, стоимость 1кВтч потерь электроэнергии в сетях также должна приниматься различной для потерь холостого хода (которые соответствуют потребителю с неизменной нагрузкой в течение суток) и нагрузочных потерь, соответствующих потребителю, работающему с переменной в течение суток нагрузкой, т. е. должно быть соотношение βн > βх. Оценку стоимости нагрузочных потерь электроэнергии, поэтому, связывают с режимом работы элемента сети через такие параметры графиков нагрузки, как время наибольших потерь т и коэффициент попадания наибольшей нагрузки данного элемента сети в максимум нагрузки энергосистемы
где Рм — нагрузка данного элемента сети в максимум нагрузки энергосистемы; РНБ — наибольшая нагрузка элемента сети в его суточном графике.
Рис. 12.1. Суточные графики нагрузки системы (Рс) и элемента сети (Р)
Смысл коэффициента km пояснен на рис.12.1, где мощность системы в режиме наибольших нагрузок равна Рс н6, а мощность рассматриваемого элемента сети при этом Рм меньше его наибольшей нагрузки Рн6. Очевидно, что значение km ≤1 при этом km = 1 в случае, когда нагрузка потребителя Рн6 совпадает во времени с нагрузкой системы Рси6.
На основе описанного общего подхода к оценке стоимости 1 кВт-ч потерь энергии в [6] предложены зависимости удельных затрат в системе на возмещение потерь электроэнергии, приведенные на рис. 12.2 (в ценах 1985 г.). Таким образом стоимость 1 кВт-ч рекомендуется принимать в зависимости от региона сооружения сети (от него зависит структура электростанций в соответствующей энергосистеме) и параметра .
При этом обычно полагается время работы элемента сети в году, равное 8760, и, соответственно, для определения стоимости потерь холостого хода = 8760 ч.
Вместе с тем, в [24] отмечается, что отдельные авторы указывают на заниженные удельные затраты на покрытие потерь электроэнергии, получаемые по рис. 12.2, и рекомендуют их увеличивать в 1,5 раза.
С учетом динамики цен [68, 69] переход от стоимости 1 кВт-ч потерь энергии по рис. 12.2 к стоимости в российских рублях на уровне 2005 года может быть осуществлен посредствам повышающего коэффициента kβ=64. При этом подчеркнем, что такая рекомендация может быть использована исключительно в учебных целях и только для сравнительных технико-экономических расчетов.
Рис. 12.2. Удельные затраты на возмещение потерь электроэнергии в электрических сетях:
1 — ОЭС европейской части России;
2 — ОЭС Сибири; 3 — ОЭС Востока
В [69] предлагается затраты на возмещение потерь электроэнергии рассчитывать по тарифу на электроэнергию. Так, на начало 2004 г. средний тариф розничного рынка электроэнергии для потребителей Европейской зоны России сложился от 80 до 160 . Например, для потребителей Белорусской энергосистемы в 2004 г. средний тариф в российских денежных единицах составил 132 . Вместе с тем, в [69] отмечается, что строгая идеология ценообразования на рынке электроэнергии в настоящее время отсутствует. Таким образом, ежегодные издержки
(12.13)
Если проектирование элемента сети вести из условия, что после окончания срока его службы он будет не нужен, то из формулы ежегодных издержек исключаются амортизационные отчисления:
(12.14)
Удельные ежегодные издержки, приходящиеся на единицу передаваемой электроэнергии, обычно называют себестоимостью передачи электроэнергии
(12.15)
где Рнб — наибольшая передаваемая мощность; Тнба— время использования наибольшей активной мощности.
Чистый дисконтированный доход (ЧДД) — в соответствии с [70] является одним из основных показателей эффективности инвестиционного проекта. Под ним понимают превышение суммарных денежных поступлений над суммарными затратами с учетом неравноценности эффектов, относящихся к различным моментам времени. При этом дисконтированием называют приведение разновременных значений денежных потоков (денежных поступлений, капиталовложений и пр.) к их ценности на определенный момент времени, который называется моментом приведения. Основным экономическим нормативом, используемым при дисконтировании, является норма дисконта Е, выражаемая в долях единицы или в процентах в год.
Если дисконтирование (приведение) осуществляется к году строительства объекта, то показатель ЧДД имеет вид:
(12.16)
где Дt — суммарный доход в год t, включающий плату за электроэнергию, получаемую потребителями; Иt — годовые эксплуатационные и другие расходы в год t; Kt — капитальные затраты в год t; T — расчетный срок.
Сооружение объекта эффективно только при ЧДД > 0.
Если расчетный срок Т не ограничивать сроком службы объекта, то в эксплуатационные расходы должны включаться амортизационные отчисления. Такие условия характерны для задач систем передачи и распределения электроэнергии, которые непрерывно развиваются, модернизируются, и поэтому для них невозможно установить конкретный срок службы.
В выражении (12.16) норма дисконта Е равна процентной ставке за предоставление кредита, либо за хранение средств в банке.
Срок окупаемости капитальных затрат — характеризует общую эффективность капитальных затрат К [70]:
(12.17)
где П - прибыль, получаемая за счет сооружения объекта.
Применительно к электрическим сетям иногда используют следующее выражение срока окупаемости:
(12.18)
Здесь К — капитальные затраты, используемые для усовершенствования (развития) объекта электрической сети; И1,И2 — годовые издержки до и после реализации капитальных затрат, И2 < И1 ,например, за счет снижения стоимости потерь электроэнергии.