Главная | Обратная связь | Поможем написать вашу работу!
МегаЛекции

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

3
Потери в остальных элементах энергосистемы (в реакторах и генераторах, работающих в режиме синхронного компенсатора (СК), измерительных приборах, трансформатор для тока и напряжения)                                          

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

Поделиться:





Воспользуйтесь поиском по сайту:



©2015 - 2024 megalektsii.ru Все авторские права принадлежат авторам лекционных материалов. Обратная связь с нами...