Технико-экономический расчет систем электроснабжения

Всем известно, что сооружение систем электроснабжения требует очень больших материально-технических ресурсов. Для того чтобы максимально снизить затраты и оптимизировать комплекс применяемого оборудования применяют технико-экономические расчеты, для выбора наиболее подходящего варианта системы электроснабжения. При выполнении технико-экономических расчетов руководствуются Методикой технико-экономических расчетов в энергетике.

Выявления наиболее рационального варианта происходит путем сравнения различных схем электроснабжения, но равноценных по своим техническим показателям (требуемая надежность электроснабжения, баланс реактивной мощности, самозапуск ответственных электроприводов, защиту изоляции от загрязнения и т.д.). Технико-экономические расчеты производятся после подсчета электрических нагрузок, которые соответствуют указаниям по их расчету (тип устройства, место установки, мощность и т.д.)


Содержание:

Экономическая эффективность

Главная задача экономической эффективности — это найти такой вариант электроснабжения, при котором потери в сети будут минимальны, эксплуатационные показатели лучшие и будут обеспечивать высокую степень надежности.

Минимум приведенных затрат – это основной критерий экономичности системы электроснабжения. Он определяется формулой, тыс. денежных единиц в год (тыс.ден.ед./год):

Минимум привиденных затрат(1)

где рнорм = 0,12 — нормативный коэффициент эффективности ка­питальных вложений ; К — единовременные капитальные вло­жения, тыс.ден.ед./год.;— годовые текущие затраты при нормальной эксплуатации, тыс.ден.ед./год; ра, рт.Р — коэффициенты отчисления на теку­щий ремонт и амортизацию; Иэ —потери электроэнергии, тыс.ден.ед./год; р—коэффициент суммарных отчислений от капитальных вложений.

Суммарные приведенные затраты могут использовать в качестве критерия экономичности, тыс.ден.ед./год:

Суммарные приведенные затраты(2)

На результаты технико-экономических расчетов не влияет какая формула используется (1) или (2), так как для сравнения вариантов важны соотношение затрат, а не их значение.

Пример 1

Экономические показатели трех сравниваемых вариантов, тыс. ден.ед.: К1 = 100, И1 = 30; К2 = 150, И2 = 18; К3 = 200, И3 = 24. Нужно оп­ределить из трех наиболее экономичный вариант.

При расчете годовых приведенных затрат, тыс.ден.ед./год , по формуле (1) полу­чаем: Зг = 0,12 * 100 + 30 = 42; 32 = 0,12 * 150 + 18 = 36; З3 = 0,12 * 200 + 24 = 48.

При расчете суммарных затрат, тыс.ден.ед., по формуле (2) находим: 312 = = 30/0,12+ 100 = 340, 322 = 18/0,12 + 150 = 300, = 24/0,12 + 200 = 400. Таким образом, в обоих случаях самым экономичным оказался вариант 2.

Капитальные вложения

По всем элементам снабжения электрической энергией, которые входят в изменяющуюся часть сравниваемых вариантов, определяют капитальные вложения К. В них также входят стоимость монтажа и строительства сооружений. Значения капитальных вложений принимаются по сметам на типовые проекты, по имеющимся рабочим чертежам или техническим проектам, которые содержат подобные элементы, по цен­е на оборудование и его монтаж, а также по ведомственным справочным материалам.

Если сравнивать варианты электроснабжения с различным количеством подстанций глубокого ввода или способы, которыми электроэнергия передается по территории предприятий отличаются друг от друга, то необходимо учесть занимаемую электротехническими  коммуникациями (сооружениями) площадь, если их размещение на гене­ральном плане проектируемого предприятия требует расширения коммуникационных коридоров между цехами, и, следовательно, вызывает удлинение коммуникационных связей, а также соответ­ствующее удорожание вариантов.

Так, например, воздушная линия 110 кВ и кабельная линия того же напряжения существенно отличаются между собой шириной занимаемой полосы. Существенное отли­чие существует и в случае сооружения магистрального токопровода 6—10 кВ или кабельных линий в туннелях (если воздушные линии и токопроводы не размещаются в пределах принятых разрывов между цехами).

Прибавлением к стоимости каждого варианта удорожаний (удорожаний связей, например линии, токопроводы) – это условно называют «стоимостью территории»:

Cтоимость территории

Где kуд.тер — условная стоимость 1 м2 территории, ден.ед./м2 (определяется в зависимости от характера произ­водства отрасли промышленности); l — длина сооружения или коммуни­кации, м; b—ширина полосы на террито­рии предприятия, на которую увеличивается разрыв между произ­водственными сооружениями для размещения электротехнических установок и коммуникаций, м.

Стоимость потерь электроэнергии

Стоимость потерь электроэнергии определяют по формуле:

Стоимость потерь электроэнергии

где ∆Р0 — потери х.х., МВт; m — стоимость 1 кВт максимальных активных нагрузочных потерь, ден.ед./(кВт • год); m0 — стоимость 1 кВт потерь холостого хода (х. х.), ден.ед./(кВт*год); ∆рн.шах—максималь­ные нагрузочные потери активной мощности, МВт

Для каждой энергосистемы на основании действующих тарифов определяют стоимость 1 кВт электроэнергии. Она зависит от использования максимума потерь в год τmax, ч/год, и от времени включения Тв в год, а также от коэффициента мощности нагрузки, который определяется формулой:

Коэффициент мощности нагрузки

Коэффициент мощности нагрузки1

где а — основная плата двухставочного тарифа, ден.ед./кВт; Р — дополнитель­ная плата за 10 кВт • ч; Ттах — время исполь­зования максимума нагруз­ки предприятия в год, ч/год.

В зависимости от Тmax и cosφ определяют время использования максимума τmax с графика приведенного ниже:

зависимость времени использования от потерь

Также приближенное значение можно вычислить:

Приближенная формула для максимума электрической нагрузки(3)

В зависимости от сменности промышленных предприятий можно определить время использования максимума активной нагрузки в год. При работе в одну смену Тmax = 1500…2000, в две смены – 2500…4000, в три смены  — 4500…6000, при непрерывной работе – 6500…8000 ч/год, и соответственно Тв = 2000,4000,8000 и 8700 ч/год.

Пример 2

Определить время Ттах годовых потерь для ВЛ35 кВ, по которой в течение года передано активной энергии  Wa= 40 • 106 кВт • ч и реактивной Wp = 36 • 106 квар • ч, максимальная кажущаяся мощность Sтах = 10 МВ* А. Отсюда:

Пример определения1

По формуле (3)

Пример определения2

Такой же результат получим по графику (см. выше) при Ттах = 5380 ч и соs φ = 0,8.

Потери активной мощности для основных элементов системы электроснабжения

Воздушные, кабельные линии токопроводы

Формула определения потерь для воздушных и кабельных линий, токопроводов:

Потери в кабельных,воздушных линий и токопроводов

где R0 —сопротивление (активное) на 1 км линии, Ом/км; l — длина ли­нии, км; Iр — расчетный ток линии при работе в нормальном режиме, А.

Трансформаторы

Определение потерь в трансформаторах:

Потери в трансформаторе

где ∆Рн.ном — номинальные активные нагрузочные потери, кВт; к3 — максималь­ный коэффициент загрузки.

Потери суммарные в трансформаторе:

Суммарные потери в трансформаторе

где ∆Р0 — активные потери х. х.

Электропривода

Для определения потерь электродвигателей приводов с постоянной нагрузкой (Мс = const):

Потери в электроприводе

где к3 — коэффициент загрузки;  Рн — нагрузка на валу, кВт; Рн.ном — номиналь­ная нагрузка, кВт; ∆Рн.ном — номинальные активные потери, которые в интервале нагрузок от 0,5 Рн до Рн можно с достаточной степенью точности представить в виде зависимости от КПД двигателя ηном при номинальной нагруз­ке:

Потери в электроприводе1

Реакторы

Для реакторов:

Потери в реакторах

где ∆Р1ном —потери активной мощности, кВт, для одной фазы (если сдво­енные реакторы — то в обоих ветвях одной фазы) при номинальном токе реактора.

Затраты на компенсацию реактивной мощности

Если при сравнении вариантов электроснабжения существуют отличия естественного коэффициента мощности, то в формулу (1) вводят приведенные затраты на компенсацию реактивной мощности Зк:

Привиденные затраты на компенсацию реактивной мощности

Где 12- сумма мощностей компенсаторов реактивной мощности на стороне до 1000 В и выше 1000 В, требуемые по расчету.

Затраты на компенсацию реактивной мощности на стороне выше 1000В на 1 кВАр, ден.ед./год:

Затраты на компенсацию мощности на стороне больше 1000 В

Затраты на компенсацию реактивной мощности на стороне ниже 1000В на 1 кВАр, ден.ед./год:

Затраты на компенсацию мощности на стороне ниже 1000 В

Где 3и 4 — стоимость 1 кВАр компенсирующего устройства до и выше 1000 В, ден.ед./год. и  — потери активной мощности в компенсирующих установках до и выше 1000 В на 1 кВАр реактивной мощности, кВт/кВАр.

Если на предприятии не требуется компенсировать реактивную мощность, то и учет разной реактивной нагрузки при сравнении вариантов электроснабжения не ведется.

Ниже приведена таблица норм отчислений для различных систем электроснабжения:

Нормы отчислений для систем электроснабжения

Пример 3

Определить, какой из двух вариантов, I или II, с разной реактив­ной нагрузкой, более экономичен. Варианты отличаются величиной капиталовло­жений К1 и К2, потерь электроэнергии ∆Р1 и ∆Р2, различной величиной ком­пенсирующей мощности Qk1 и Qk2. Вариант 1: К1 = 100 тыс.ден.ед., ∆Р1= 700 кВт, Qk1= 10 000 квар; Вариант 1: К2 = 150 тыс.ден.ед., ∆Р2= 600 кВт,  Qk2= 2500 квар.

Для обоих вариантов коэффициент отчислений на амортизацию Ра = 0,1, коэффициент отчислений на ремонт и эксплуатацию рт р = 0,05; стоимость по­терь электроэнергии m= 67 ден.ед./(кВт • год).

При отсутствии компенсации реактивной мощности затраты, тыс. ден.ед.:

Расчет затрат пример1

Расчет затрат пример2

В данном случае более экономичен вариант I. Однако при необходимости ком­пенсации реактивной мощности показатели вариантов изменяются. В этом слу­чае удельные капиталовложения конденсаторной мощности Кук = 7 ден.ед./квар, удельные потери ∆Ру к = 0,003 кВт/квар, тогда затраты на 1 квар компенсирую­щей мощности:

Расчет затрат пример3

Дополнительные затраты на компенсацию, денежных единиц:

Расчет затрат пример4

Расчет затрат пример5

Приведенные затраты, тысяч денежных единиц:

Расчет затрат пример6

Расчет затрат пример7

Следовательно, если имеются затраты на компенсацию реактивной мощности, вариант II окажется более экономичным.

Пример 4

Для более конкретного примера рассмотрим три системы электроснабжения и проанализируем их:

Вариант 1

Система электроснабжения вариант1

Вариант 2

Система электроснабжения вариант2

Вариант 3

Система электроснабжения вариант3

Напряжение электроснабжения проектируемого завода с потреб­ляемой мощностью 70 650 кВ • А принято 110 кВ. При выборе количества и располо­жения главных понижающих подстанций (ГПП) 110/6 кВ возможны три варианта (см. выше).

Вариант 1 — сооружение на границе застройки предприятия одной ГПП с трансформаторами 2 X 63 МВ • Аис двумя закрытыми распределительными уст­ройствами ЗРУ 6 кВ, одно из которых совмещено с ЗРУ 6 кВ ГПП, второе (ЗРУ 2) размещено отдельно. Связь ЗРУ 2 с ГПП выполняется с помощью двухцепного то ко провода 6 кВ. Кабели от ЗРУ к распределительным пунктам (РП) проложены на эстакадах. Подвод ВЛ 110 кВ к ГПП предусмотрен двумя юдноцепными линия­ми, проходящими в одном коридоре вне территории завода.

Вариант 2 — сооружение одной ГПП глубокого ввода с трансформаторами 2 X 63 МВ • А с одним ЗРУ 6 кВ, расположенным в месте размещения ЗРУ2 I варианта. Мощность на этот участок передается кабелями в туннеле, в остальных местах — на эстакадах. Подвод ВЛ 110 кВ предусмотрен двумя одноцепными линиями, идущими в зоне заводской и прилегающей территорий по двум различным коридорам.

Вариант 3 —сооружение двух ГПП с трансформаторами 2 X 32 МВ-А, расположенных в районах ЗРУ1 и ЗРУ2 по варианту I. Кабельная передача вы­полнена с помощью эстакад. В Л 110 кВ от ГПП 1 к ГПП 2 двухцепная.

Капитальные затраты для всех трех вариантов сведены в таблицах (см.ниже). При Тв = = 8000 ч/год, Тмах = 6700 ч/год и соs φ = 0,95 стоимость электроэнергии состав­ляет 77 руб./(кВт • год) максимальных годовых потерь и 115 руб./(кВт • год) потерь х. х. Поправочный коэффициент для системы равен 1,29, откуда стоимость потерь, руб./ (кВт • год), m = 1,29 • 77 = 99,33, m0 = 1,29 • 115 = 148,35.

Потери активной мощности и их стоимость для трансформаторов, реакторов, кабелей, токопроводов и воздушных линий приведены в табл. 4. Результаты тех­нико-экономического сравнения вариантов электроснабжения — в табл. 5.

Капитальные затраты для трех вариантов электроснабжения

Технико-экономические показатели электрооборудования

Технико-экономические показатели электрооборудования1

Сравнение технико-экономических показателей трех вариантов электроснабжения
Таким образом, вариант 3 является наиболее экономичным. Объясняется это снижением стоимости за счет: сокращения кабельной сети 6 кВ (что связано с ра­зукрупнением трансформаторной мощности и приближением ее к центрам нагруз­ки завода), отказа от реакторов в сетях 6 кВ и отказа от тяжелых выключателей 6 кВ типа МГГ-10 в связи со снижением мощности короткого замыкания. Полу­ченная при этом экономия с избытком перекрывает удорожание стоимости распре­делительных устройств 110 и 6 кВ, вызванное сооружением двух ГПП вместо од­ной. Вариант 3 более предпочтителен также и по техническим показателям, так как обеспечивает возможность поэтапного ввода в эксплуатацию трансформаторов.

Основные факторы, которые нужно учитывать при  технико-экономических расчетах

При проведении технико-экономических расчетов необходимо учесть площадь размещения электрооборудования, способ передачи электроэнергии (кабельные линии, токопроводы), напряжения, категорию надежности потребителя, затраты на компенсацию реактивной мощности и др. Необходимо рассматривать несколько вариантов электроснабжения при влиянии различных факторов и выбрать наиболее подходящий для данного предприятия или нескольких предприятий.

Добавить комментарий

Ваш e-mail не будет опубликован. Обязательные поля помечены *