8.6. Технико-экономическая оценка вариантов схем электроснабжения

Варианты схем электроснабжения, подлежащие технико-эко­номическому сравнению, должны быть приведены к сопостави­мому виду, т. е. схема каждого варианта должна обеспечивать пе­редачу и распределение всей необходимой мощности при соблю­дении требований ПУЭ, а также требований к качеству электро­энергии у электроприемников.

До накопления необходимых статистических данных по ава­рийности электрооборудования и сетей промышленных предпри­ятий и практического освоения количественной (стоимостной) оценки надежности электроснабжения следует стремиться к тому, чтобы экономически сравниваемые варианты обладали одинако­вой степенью надежности. Во многих случаях этого не удается достичь полностью. Поэтому помимо экономического сравнения рассматриваемых вариантов необходимо проводить тщательный качественный анализ надежности и других технических показателей каждого из сравниваемых вариантов на основе опыта проектирования и эксплуатации.

Критерием экономичности данного варианта схемы электро­снабжения служат приведенные затраты

где Е_н — нормативный коэффициент эффективности капиталь­ных вложений; К— единовременные капитальные вложения; С — ежегодные текущие затраты при нормальной эксплуатации.

Капитальные вложения К определяют по справочным данным для всех элементов электроснабжения, входящих в изменяющуюся часть сравниваемых вариантов, с учетом стоимости монтажа и I строительных работ.

Капитальные вложения включают в себя стоимость выключателей, разъединителей (или ячеек с ними), короткозамыкателей, I воздушных и кабельных линий, трансформаторов и т.д.

Площадь сечения проводов линии предварительно находят по экономической плотности тока (см формулу (5.37)). При этом расчетный ток линии /_р определяют по мощности трансформато­ра. Провода, выбранные по экономической площади сечения Е_ж, проверяют на нагрев при расчетном токе, на допустимую потерю напряжения и возможность появления короны.

Трансформаторы выбирают по расчетной мощности.

Ежегодные текущие затраты С складываются из стоимости потерь С_п и амортизационных отчислений С_а:

Стоимость потерь электроэнергии С_n при оплате по двухставочному тарифу можно определить по формуле

где С_о.п — основная плата за 1 кВт максимальной мощности, руб.; АР_М — максимальные потери активной мощности, кВт; С_д.п — дополнительная плата за 1 кВт-ч, руб.; АЭ_Т — расчетные годовые потери электроэнергии, кВт-ч.

Амортизационные отчисления

где Р_о, Р_т, Р_л — амортизационные отчисления, %, соответствен­но на оборудование, трансформаторы, линии; К_о, К_т, К_л — стои­мости соответственно оборудования, трансформаторов, линии, руб.

Для воздушных линий на железобетонных опорах амортизаци­онные отчисления принимают равными 3,5 %, на деревянных опо­рах — 6; для кабельных линий 4,5; подстанций и распределитель­ных пунктов 9; конденсаторных установок 10 %.

Двухставочный тариф состоит из годовой платы за 1 кВт заяв­ленной (абонированной) потребителем максимальной мощности, используемой при максимуме нагрузки энергосистемы и платы за I кВт • ч, отпущенной потребителю активной электрической элек­троэнергии.

Под заявленной мощностью подразумевается абонированная потребителем наибольшая получасовая электрическая мощность, реализуемая в период максимальной нагрузки энергосистемы.

Часы максимума нагрузки энергосистемы устанавливаются энергоснабжающей организацией по кварталам в соответствии с ре­жимом нагрузки энергосистемы и фиксируются в договоре на пользование электроэнергией.

Отпускаемая потребителю активная электроэнергия учитыва­ется счетчиком, устанавливаемым на стороне первичного напря­жения головного абонентского трансформатора. Если же счетчик находится на стороне вторичного напряжения, т.е. после голов­ного абонентского трансформатора, то указанная в прейскуранте плата за 1 кВт-ч отпущенной потребителю электроэнергии умно­жается на коэффициент 1,025.

По двухставочным тарифам осуществляется расчет с предпри­ятиями с присоединенной мощностью 750 кВА и выше.

Расчеты за электроэнергию, расходуемую на освещение и про­чие нужды зданий и помещений, не связанных с производством (жилые поселки, клубы, дома культуры, больницы, детские сады и т.п.) осуществляются по одноставочным тарифам, установлен­ным прейскурантом для потребителей соответствующих групп.

Если отдельный цех или отдельные объекты расположены обо­собленно от предприятия и не имеют с ним общей распредели­тельной сети, расчеты осуществляются по тарифам, установлен­ным для потребителей соответствующей группы, независимо от тарифа, применяемого в расчетах с основным предприятием.

Если сравниваемые варианты различаются по надежности, то выражение (8.6) принимает вид

Убыток (ущерб) У_п от перерывов в электроснабжении потре­бителей определяют по формуле

где Р_ср — среднегодовая нагрузка, МВт; Т_ср — среднегодовое вре­мя перерыва, ч; у — средний ущерб от недоотпуска 1 МВт-ч элек­троэнергии.

Если сравниваемые варианты отличаются, кроме всего проче­го, значением естественного (без компенсации) коэффициента мощности на шинах источника питания, то в формулу приведен­ных затрат добавляется еще одно слагаемое:

где З_к — приведенные затраты на компенсацию реактивной мощ­ности.

Для подсчета указанных затрат (в тыс. руб./год) пользуются выражением

где З_ук — удельные затраты на компенсацию 1 квар реактивной мощности, руб/квар * год); (2_бк — суммарная реактивная мощ­ность батарей конденсаторов, необходимая для доведения соsф до нормативного значения, Мвар.

Из сравниваемых вариантов схем электроснабжения экономи­чески наиболее целесообразен тот, при котором приведенные зат­раты будут наименьшими. Если приведенные затраты сравнивае­мых вариантов равны или отличаются незначительно (не более чем на 10 %), то решающее значение для выбора варианта имеют следующие технические (качественные) показатели:

надежность элементов системы электроснабжения;

приспособленность к восприятию растущих нагрузок без суще­ственной реконструкции действующей части СЭС;

лучшие условия для монтажа и эксплуатации;

степень зависимости основных линий и узлов СЭС от измене­ния технологии и очередности строительства;

номинальное напряжение сети (предпочтение отдается вари­анту с более высоким напряжением);

качество напряжения (в пределах, допускаемых ГОСТ 13109 — 97);

количество оборудования и сложность схемы.

Экономичность одного варианта по отношению к другому ха­рактеризуется степенью экономичности

где АЗ и АК— разности годовых эксплуатационных затрат и капи­тальных вложений, тыс. руб.

В систему внешнего электроснабжения входят линии с ячей­ками в их начале или отпайки от линии. Число линий определяет­ся в зависимости от категории надежности электроснабжения по­требителей (см. табл. 2.1) и передаваемой мощности. Широко рас­пространены схемы с короткозамыкателями и отделителями на высшем напряжении. Установка перемычки на высшем напряже­нии определяется необходимостью питания двух трансформато­ров от одной линии.

194

Для выбора схемы намечают два-три варианта и для каждого находят технико-экономические показатели. Учитывая, что опре­деляющим показателем служит в основном напряжение питания, сравнивают, насколько оно при том или ином варианте отличает­ся от рационального. Для подсчета рационального напряжения питания пользуются эмпирической формулой

где Р_м — максимальная передаваемая по линии мощность, МВт; l — расстояние от точки подключения линии до подстанции объек­та, км.

Пример 8.1. Выбрать число и мощность трансформаторов для ГПП напряжением 110/10 кВ, если максимальная нагрузка 5_М = = 10 000 кВ А, среднесуточная нагрузка 5_ср = 8700 кВА, продол­жительность максимума нагрузки t=2ч, потребители первой и второй категории составляют 80%, стоимость 1 кВт-ч электро­энергии С_о = 2 руб., число часов использования максимума на­грузки Т_и =. 2400 ч.

.

Решение. Так как имеются потребители первой и второй катего­рий, принимаем двухтрансформаторную схему и соответственно две питающие линии. Рациональное напряжение

Намечаем два варианта электроснабжения: I — передача элек­троэнергии при напряжении 110 кВ; II — при напряжении 35 кВ.

Принимаем для обоих вариантов схему с отделителями и короткозамыкателями. Выбираем трансформатор ТМН/6 300/110, тех­нические характеристики которого приведены в примере 8.1. Рас­четы проведем для I варианта.

Расчетный ток

Здесь 1,4 — коэффициент допустимой перегрузки трансформа­тора.

Площадь сечения проводов воздушной линии определяем по экономической плотности тока

При напряжении 110 кВ минимальная площадь сечения прово­да ВЛ составляет 70 мм².

Принимаем двухцепную линию с проводом марки АС-70 на железобетонных опорах. Стоимость 1 км такой линии составляет 135 тыс. руб.

Открытое распределительное устройство напряжением ПО кВ включает два блока с короткозамыкателями и отделителями. Сто­имость блока К_о = 1500 тыс. руб. Стоимость ячеек районной под­станции не учитывается, так как в обоих вариантах она не изме­няется.

Эксплуатационные затраты:

а) потери активной энергии в линии находим по формуле (5.23):

б) потери активной энергии в трансформаторах АЭ_ат подсчитываются так же, как в примере 8.1.

Стоимость потерь электроэнергии определяют по формуле

Амортизационные отчисления

Приведенные затраты подсчитываются по формуле

Аналогично проводят расчеты для II варианта. Схема выбира­ется на основании сравнения технико-экономических показате­лей вариантов.

Контрольные вопросы

1. Назовите основные принципы построения схем электроснабжения.

2. Перечислите преимущества и недостатки радиальных и магистраль­ных схем.

3. В чем заключается технико-экономический выбор схемы электро­снабжения?

4. Почему распределительные сети выполняют в основном разомкнутыми?

5. Опишите схему подстанции напряжением 35... 220/6 кВ без выклю­чателей на высшем напряжении.

6. Какие схемы вводов напряжением 6 (10) кВ от трансформаторов применяют на подстанциях напряжением 35...220/6 (10) кВ?

7. Как выбирается мощность трансформатора ГПП?

8. Почему ГПП и РП следует располагать вблизи центра электричес­ких нагрузок?