Название: Электрические системы и сети - учебное пособие (И.Л. Кескевич)

Жанр: Технические

Просмотров: 1146


8.  выбор окончательного варианта схемы развития электрической сети

Окончательный вариант следует выбирать, сопоставляя полные (дисконтированные) или удельные затраты. Методика расчета полных и удельных затрат изложена в [2]. Методика расчета суммарных дисконтированных приведенных затрат изложена в [1]. При расчете затрат на сооружение сети необходимо пользоваться укрупненными стоимостными показателями электрических сетей (УСП). УСП учитывают типизацию проектирования, прогрессивную технологию строительства, его механизацию и индустриализацию с максимальным использованием унифицированных элементов и конструкций заводского изготовления.

УСП приведены в приложении в базовых сметных ценах 1991 г. и не включают НДС.

Для определения текущих стоимостей могут быть использованы ведомственные индексы цен. Индексы представляют собой отношение стоимости продукции, работ или ресурсов в текущем уровне цен к стоимости в базовом уровне цен. Индексы цен публикуются в «Межрегиональном информационно-аналитическом бюллетене», издаваемом ежеквартально Госстроем РФ.

В суммарные затраты на сооружение сети Kу по УСП по каждому варианту включаются стоимости только тех элементов, на которые варианты различаются между собой, включая стоимости расширения действующих подстанций при присоединении к ним новых ЛЭП.

Пример расчета Kу для двух вариантов сооружения электрической сети приведен в приложении П.2.7. В Kу примера не включены стоимости трансформаторов подстанций, распределительных устройств НН, компенсирующих устройств, а также ЛЭП и ОРУ подстанций, которые входят во все сравниваемые варианты.

Для расчетов полных затрат необходим расчет потерь мощности:

нагрузочных потерь в сети (выполняется при расчете установившегося режима на ЭВМ);

потерь холостого хода (сумма потерь холостого хода всех трансформаторов, установленных на новых подстанциях);

потерь на корону;

потерь в ВЛ от токов утечки по изоляторам.

Последние три составляющие потерь относятся к классу условно-постоянных потерь мощности (энергии).

Удельные потери мощности на корону зависят от номинального напряжения ВЛ, конструкции фазы и вида погоды. Можно определять удельные потери мощности на корону через удельные годовые потери электроэнергии в зависимости от региона расположения линии. В России определены семь регионов для целей расчета потерь, зависящих от погодных условий [5]. К седьмому региону относятся территориальные образования западной Сибири. Удельные годовые потери электроэнергии для этого региона для ВЛ 110 и 220 кВ приведены в табл. 20.

При расчете потерь на линиях с сечениями, отличающимися от приведенных в табл. 19, расчетные значения потерь получаются умножением значений из табл. 20 на отношение , где Fт – суммарное сечение проводов фазы, приведенное в табл. 20; Fф – фактическое сечение фазы линии.

 

Таблица 20

Удельные годовые потери электроэнергии на корону

Номинальное

напряжение ВЛ, кВ

Материал опор, число

и сечение проводов

в фазе

Удельные потери электроэнергии на корону, тыс. кВт  ч/км в год

(7-й регион)

220

Сталь-1х300

15,3

Сталь/2-1х300

28,5

Железобетон-1х300

22,2

Железобетон/2-1х300

37,9

110

Сталь-1х120

0,85

Сталь/2-1х120

1,13

Железобетон-1х120

1,36

Железобетон/2-1х120

1,47

 

Чтобы получить средние потери мощности на корону в линии, необходимо умножить значения из табл. 20 на число цепей, длину линии, отношение  и поделить на число часов в году.

Потери электроэнергии от токов утечки по изоляторам ВЛ для 7-го региона на одну цепь принимают:

для напряжения 220 кВ – 1,08 тыс. кВт ч/км в год;

для напряжения 110 кВ – 0,86 тыс. кВт ч/км в год.

Чтобы получить средние мощности по линии электропередачи, необходимо умножить указанные значения на число цепей, длину линии и поделить на число часов в году.

Для вычисления полных затрат в соответствии с [2] определяются:

1) суммарные затраты на сооружения сети по УСП в ценах 1991 г.;

2) капитальные вложения в сооружение сети в начале первого года строительства сети без учета инфляции, ежегодных платежей и учетной ставки банка

     ,

kп – коэффициент пересчета цен на сооружение ЛЭП и подстанций на момент времени t = 0 (индекс цен);

3) капитальные вложения

     ,

где i – ежегодная инфляция и учетная ставка кредитора при долгосрочном кредите;

kп2 – коэффициент приведения ежегодных затрат к сегодняшнему дню

     ,

где iэ – эквивалентная учетная ставка;

     ,

a – рост стоимости электрической энергии;

Tв – срок строительства электрической сети;

Tэ – экономический срок службы электрической сети;

4) эксплуатационные затраты

     ,

где β – относительное значение ежегодных эксплуатационных затрат;

5) капитализированная стоимость потерь

     ,

где ИΔP – стоимость расширения электростанций и подстанций для компенсации потерь мощности в электрической сети;

     ,

где μ – удельная стоимость расширения электростанций и подстанций;

ΔPΣ = ΔPкор + ΔPх + ΔPн – полные потери мощности в электрической сети;

ΔPкор – потери в ЛЭП на корону;

ΔPх – потери холостого хода на подстанциях;

ΔPн – суммарные нагрузочные потери в ЛЭП и на подстанциях;

     ,

где τ – время наибольших потерь:

     ;

b – удельная стоимость электрической энергии для покрытия потерь энергии.

Полные затраты каждого варианта З определяются по формуле

     .

Из предложенных вариантов выбирается вариант с наименьшими затратами.

Если полные затраты сравниваемых вариантов различаются менее чем на 5 \%, то варианты считаются неразличимыми с точки зрения используемого критерия и требуется привлечение дополнительных критериев сравнения.

При вычислениях затрат исходные данные и результаты расчета удобно представить в табличной форме. Пример сопоставления вариантов по полным затратам дан в приложении П.2.7.