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.)

• Экономическая эффективность
• Пример 1
• Капитальные вложения
• Стоимость потерь электроэнергии
• Пример 2
• Потери активной мощности для основных элементов системы электроснабжения
• Воздушные, кабельные линии токопроводы
• Трансформаторы
• Электропривода
• Реакторы
• Затраты на компенсацию реактивной мощности
• Пример 3
• Пример 4
• Основные факторы, которые нужно учитывать при  технико-экономических расчетах

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):

(1)

где р_норм = 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; р_а, р_т._Р — коэффициенты отчисления на теку­щий ремонт и амортизацию; И_э —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:

(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: З_г = 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»:

Где k_уд.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:

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); ∆р_н.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 τ_max, ч/год, и от времени включения Т_в в год, а также от коэффициента мощности нагрузки, который определяется формулой:

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

В зависимости от Т_max и cosφ определяют время использования максимума τ_max с графика приведенного ниже:

Также приближенное значение можно вычислить:

(3)

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

Пример 2

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

По формуле (3)

Такой же результат получим по графику (см. выше) при Т_тах = 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:

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

Трансформаторы

Определение потерь в трансформаторах:

где ∆Р_н._ном — номинальные активные нагрузочные потери, кВт; к₃ — максималь­ный коэффициент загрузки.

Потери суммарные в трансформаторе:

где ∆Р₀ — активные потери х. х.

Электропривода

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

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

Реакторы

Для реакторов:

где ∆Р_1ном —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 З_к:

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

Где и  — 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:

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 Q_k1 и Q_k2. Вариант 1: К₁ = 100 тыс.ден.ед., ∆Р₁= 700 кВт, Q_k1= 10 000 квар; Вариант 1: К₂ = 150 тыс.ден.ед., ∆Р₂= 600 кВт,  Q_k2= 2500 квар.

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

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

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

Дополнительные затраты на компенсацию, денежных единиц:

Приведенные затраты, тысяч денежных единиц:

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

Вариант 2

Вариант 3

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, Т_мах = 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.

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.