 |
Нормы амортизационных отчислений
|
|
|
|
| Наименование элементов системы | Нормы амортизационных отчислений | Затраты на обслуживание | Всего издержки на амортизацию и обслуживание | ||
|
Всего | В том числе | ||||
| Капитальный ремонт | Реновация | ||||
| ВЛ 35кВ и выше на стальных и железобетонных опорах | 2,4 | 0,4 | 2,0 | 0,4 | 2,8 |
| ВЛ 35…220кВ на деревянных опорах | 4,9 | 1,6 | 3,3 | 0,5 | 5,4 |
| Силовое оборудование и распределительные устройства (кроме ГЭС) до 150 кВ | 6,4 | 2,9 | 3,5 | 3,0 | 9,4 |
| 220 кВ и выше | 5,8 | 2,5 | 3,3 | 2,0 | 7,8 |
3. Вычисляются ежегодные затраты на возмещение потерь электроэнергии И пот. На первом этапе оценочных расчетов И пот можно определить из выражения:
И пот = b ·D W; (30)
где b - стоимость потерь 1кВт·ч электроэнергии (в Европейской части b можно ориентировочно принять [7]):
b = 0,8 - 1,0 коп/(кВт·ч);
D W - потери электроэнергии в кВт·ч (за год). Более точно ежегодно затраты на возмещение потерь электроэнергии определяются по формуле [4].
, (31)
где З э' и З э" - соответственно удельные замыкающие затраты,
коп/(кВт·ч), т.е. стоимость 1 кВт·ч, переменных и постоянных потерь электроэнергии, определяемых по рис. 5 для показателей: Т = t/ a max и Т "=8760 г. [3, 8, 4] или могут быть приведены в задании;
и - потери электроэнергии, соответственно зависящие
и независящие от нагрузки.
При определении затрат на возмещение потерь следует иметь ввиду, что
a max= К м2
где, К м - коэффициент попадания нагрузки в максимум энергосистемы
[4 с. 66] (см. вставку С).
, (32)
где , Т - время работы оборудования в год;
|
|
|
D Р i' и D Р i"- суммарные потери мощности в элементах сети от 1 до n, зависящие и не зависящие от нагрузки.
Потери электроэнергии в элементах сети существенно зависят от характера изменения нагрузки в течение рассматриваемого периода времени. При проектировании обычно пользуются приближенными методами, введя понятие времени максимальных потерь t.
При работе в течение времени t с наибольшей нагрузкой потери электроэнергии получаются такими же, как и при нагрузке изменяющейся в течение года по действительному графику (см. рис. 5).
 |
Рис. 5.
Рис.6.
. (33)
При этом предполагается, что графики активной и реактивной мощности близки и связь между ними определяется условием: cos j max= cos j t = const [4]. Для графиков t = f (Т) типовой формы величина t определяется по эмпирической формуле:
t =(0,124+ Т нб /10000)2 ·8760, (34)
где Т нб - время использования наибольшей нагрузки (этим показателем определяется условное время, в течение которого потребитель, работая с наибольшей нагрузкой, получил из сети то же количество энергии, которое потребитель получит за год при работе по действительному графику).
Для односменных промышленных предприятий I нб в среднем равно1500…2200 ч.,
Двухсменных -- 3000…4500 ч.,
трехсменных -- 5000…7000 ч.
Для осветительно-бытовой нагрузки Т нб ~ 2000 - 3000 ч.
В ТЭ расчетах суммарные потери подразделяются на переменные и постоянные D W ' и D W ", обусловленные соответственно потерями мощности, зависящими и независящими от нагрузки.
В составе переменных потерь учитываются потери в активном сопротивлении проводов линий и обмоток трансформаторов. Прочие потери электроэнергии в практических расчетах относят к постоянным потерям [4].
|
|
|
Структура потерь электроэнергии в сетях общего пользования характеризуется следующими величинами [4], %:
напряжение, кВ потери, %
750 1
500 9
330 7
220 16
110…150 28
0,4…35 32
Потери на корону 2
|
Собственные нужды подстанций 2
Ориентировочные значения коэффициентов попадания максимума нагрузки в максимум энергосистемы К м, (a м).
Шины Кр.м
6…10 кВ 0,6…0,8
35 кВ 0,8…0,85
110 кВ 0,9…0,95
Км
Осветительно-бытовая нагрузка 1,0
Промпредприятия:
- трехсменные 0,85
- двухсменные 0,7…0,75
- односменные 0,1…0,15
Сельскохозяйственное производство 0,7…0,75
Электрифицированный транспорт 1,0
Для определения потерь активной мощности в линиях напряжением 220 кВ и выше следует учитывать как потери мощности в активном сопротивлении линии D Р н так и потери на корону D Р кор:
D Р л =D Р н + D Р кор, (35)
потери энергии в линии в этом случае находятся по формуле:
, (36)
|
|
|
где D Р кор - удельные потери мощности на корону, кВт/км (см. табл. 13).
Общие потери на корону для всей ВЛ или для ее участков длиной l (км) определяются, следующим образом:
D Р кор =D Р к.уд· l.
Для линий с несколькими нагрузками, потери мощности и энергии на корону и в активных сопротивлениях участков линии определяются для каждого участка линии отдельно в соответствии с длиной (для D Р кор) и нагрузкой (для D Р н) и затем суммируют.
Т а б л и ц а 13
Потери на корону в ВЛ 220…500кВ
| Напряжение ВЛ, кВ | Номинальное сечение, мм2 | Количество проводов в фазе | D Р к мах, кВт/км | D Р к min, кВт/км |
| 220 | 240/32 300/39 400/51 500/64 | 1 1 1 1 | 2,7 2,5 1,7 1,5 | 2,0 1,8 1,3 1,0 |
| 330 | 240/32 300/39 400/51 500/64 | 2 2 2 2 | 3,4 3,4 2,6 1,9 | 3,2 2,5 1,8 1,4 |
| 500 | 300/39 400/51 500/64 | 3 3 3 | 8,0 6,2 4,9 | 5,7 5,3 3,4 |
П р и м е ч а н и е. Минимальные потери соответствуют условиям ОЭС Северного Казахстана, максимальные ОЭС -- Сибири. Для других ОЭС следует принимать промежуточные значения.
Потери активной мощности в двухобмоточных трансформаторах и автотрансформаторах состоят из потерь мощности на нагрев в активном сопротивлении обмоток трансформатора и потерь в магнитопроводе на перемагничивание и вихревые токи, приравненные активным потерям холостого хода (хх), т.е.
, (37)
где Р 2 и Q 2 -- соответственно активная и реактивная мощность нагрузки трансформатора на стороне приведенного вторичного напряжения U 2'.
В тех случаях, когда напряжение U 2' неизвестно, его принимают равным номинальному напряжению трансформатора, к которому приведены его сопротивления r т и х т, которые обычно приводятся к напряжению ВН трансформатора.
При правильной работе n одинаковых трансформаторов:
, (38)
или
. (39)
Потери электроэнергии в трансформаторах зависят от режима их работы. Если допустить cos j н неизменным в течение года, тогда для параллельно работающих в течение всего года трансформаторов, с номинальной мощностью S ном каждого, потери энергии
|
|
|
, (40)
или
, (41)
где S 2нб сум - наибольшая в году суммарная нагрузка трансформатора;
D P к - потери короткого замыкания;
D P x - потери холостого хода (потери в стали) трансформатора;
Потери активной мощности в трехобмоточных трансформаторах находятся суммированием потерь мощности в трех его обмотках, которые определяются по величине мощности, протекающей через соответствующую обмотку.
Общее выражение для определения потерь активной мощности при n работающих параллельно трехобмоточных трансформаторов:
, (42)
где индексами 1, 2 и 3 обозначены величины, относящиеся соответственно к первичной, вторичной и третичной обмоткам.
Потери электроэнергии в трехобмоточных трансформаторах и автотрансформаторах могут быть определены по формуле:
. (43)
В проектных расчетах можно принять, что t 1= t 2 = t 3 = t.
Определив потери энергии в линиях D W Лсум и во всех трансформаторах D W Тсум, можно определить ежегодные затраты на возмещение потерь электроэнергии И пот.
Таким образом, суммарные ежегодные издержки в сравниваемых целесообразных вариантах районной сети при одинаковых параметрах подстанций:
И = И л + И пот, (44)
то же в случае разных параметров ПС и при выборном варианте(ов) сети:
И = И л + И пс + И пот. (45)
Если варианты существенно различаются по надежности электроснабжения, рекомендуется в состав приведенных затрат (З) включать ожидаемый народнохозяйственный ущерб (У) от нарушений электроснабжения. Этот ущерб У (тыс. грн/год) включается в состав приведенных затрат по вариантам:
З 1 = Е н К 1 + И 1 + У 1, (46)
З 2 = Е н К 2 + И 2 + У 2, (47)
и т.д., затем выбирают вариант с меньшими затратами.
В расчетах учитываются как аварийные, так и плановые отключения элементов электрической сети.
Среднегодовой ущерб из-за аварийного (вынужденного) нарушения электроснабжения определяются так:
У в = w · T в· P нб· x н· У ов, (48)
|
|
|
где w - параметр потока отказов (среднее количество отказов за год);
T в - среднее время восстановления, лет/отказ;
P нб- суммарная наибольшая нагрузка нормального режима, кВт;
x н - коэффициент ограничения нагрузки потребителя;
У ов- расчетный удельный годовой ущерб из-за вынужденного перерыва электроснабжения, тыс. гривен.
Параметр потока отказов w и среднее время восстановления T в элементов электрических сетей определяются из таблиц 8 и 9 [4].
Коэффициент ограничения нагрузки потребителей x н равен отношению нагрузки, которую необходимо отключить в данном режиме при данном отказе, к суммарной наибольшей нагрузке нормального режима. При полном прекращении электроснабжения x н= 1.
В сети с полным резервированием потребитель не испытывает перерыва в электроснабжении и x н = 0. Величина P нб· x н равна мощности нагрузки, отключенной при отказе.
Среднее количество энергии, не отпущенной за год потребителю, равно: w · T в· P нб · x н.
Удельные показатели ущерба определяются по кривым, приведенным на рис.6 в зависимости от состава нагрузки и коэффициента ограничения нагрузки x н [4,7].
Выражение (48) относится к простейшему случаю, когда возможно аварийное отключение одного элемента электрической сети. В действительности в электрической сети могут отключаться из-за аварий различные элементы: линии, трансформаторы, выключатели, шины, отделители и короткозамыкатели.
В структурной схеме замещения электрической сети последовательно в одну ветвь соединяются те элементы сети, отказ любого из которых вызывает простой всех остальных элементов. В структурной схеме параллельно соединяются отдельные элементы или участки сети, отключение любого из которых не приводит к простою остальных.
Математическое ожидание ущерба от вынужденных простоев У в тыс. грн/год, для ветви структурной схемы сети, состоящей из последовательно соединенных элементов, определяется так:
У в = К в· P нб· x н· У ов, (49)
где К в - коэффициент вынужденного простоя (средняя вероятность отказов за год), отн.ед.
Для одного элемента сети
К в = w · T в, (50)
где К в характеризует время вынужденных простоев за год в относительных единицах. Для электрической сети, в которой возможен отказ нескольких элементов, коэффициент вынужденного простоя определяется с помощью выражений используемых в теории надежности, например, в [10].
Для учета надежности при проектировании необходимо учитывать не только аварийные, но и плановые отключения элементов сети, которые имеют место при плановых ремонтах. При этом в расчетные затраты (46) и (47) включается сумма математических ожиданий ущербов от перерывов в электроснабжении из-за вынужденных и плановых простоев. При последовательном соединении элементов на структурной схеме электрической сети математическое ожидание ущерба определяется по выражению (49), в котором вместо К в и У ов используются коэффициенты плановых простоев К п и удельный показатель ущерба из-за плановых перерывов электроснабжения У оп по кривым на рис. 6.
Общая величина ущерба из-за плановых и аварийных простоев по вариантам составляет:
У 1 = У в1 + У п1; (51)
У 2 = У в2 + У п2.
и т.д.
Расчетные показатели составляющих приведенных затрат сравниваемых вариантов сводим в таблицу 14, например, для задания 1-1 в приложении 2.
Т а б л и ц а 14
|
|
|
