Тема 4.1. Технико-экономические расчёты в
Электрических сетях энергосистем
4.1.1. Задачи и методы проектирования энергосистем
и электрических сетей
Проектирование развития ЭЭС выполняется для схем развития [1]:
- Единой энергетической системы (ЕЭС) России и Объединенных энергетических систем (ОЭС);
- районных энергетических систем (РЭС);
- распределительных сетей 35...220 кВ;
- внешнего электроснабжения объектов промышленности и сельского хозяйства.
Проектирование ЭЭС состоит в разработке и технико-экономическом обосновании решений, определяющих развитие ЭЭС, обеспечивающих при наименьших затратах снабжение потребителей электрической и тепловой энергией при выполнении технических ограничений по надежности электроснабжения и качеству электроэнергии.
Проект развития электрических сетей может выполняться в рамках одного АО-энерго в качестве самостоятельной работы, называемой «схема развития электрической сети РЭС», или как составная часть схемы развития ОЭС и ЕЭС.
К основным вопросам, которые решаются по схеме развития распределительных сетей РЭС, относятся:
-выбор конфигурации электрической сети, типов подстанций, номинальных напряжений и сечений проводников ЛЭП, а также схем и оборудования подстанций;
- баланс мощностей, выбор типа и мест размещения КУ, а также способов регулирования напряжения.
При решении этих вопросов предлагается несколько конкурентно-способных вариантов схем, которые сопоставляются на основе технико-экономических критериев. Все варианты должны удовлетворять требуемой степени надежности, определенной ПУЭ.
|
|
|
Варианты схем электрических сетей выбираются исходя из наименьшей суммарной длины новых линий, кратчайшего пути от новых пунктов нагрузок до источников питания, требуемого уровня надежности электроснабжения потребителей и перспективы дальнейшего развития энергосистемы.
4.1.2. Технико-экономические показатели вариантов электрической сети
В условиях рыночных отношений между производителями и потребителями электрической энергии выбор варианта развития электрической сети должен учитывать множество факторов, среди которых необходимо назвать следующие [1]:
- срок строительства электрической сети;
- начальные капитальные затраты на ее сооружение;
- темпы инфляции и рост стоимости затрат за время сооружения;
- учетную ставку банка за выданную ссуду на сооружение сети;
- тариф на электроэнергию и его изменения;
- эксплуатационные расходы за весь срок службы.
Энергокомпания является частным предприятием или акционерным обществом и строит свои отношения с потребителем электроэнергии и кредитором – банком или другой организацией, дающей ссуду на строительство сети. В таком случае критерий выбора варианта строительства может быть взят как сумма затрат на сооружение и эксплуатацию электрической сети [1]:
|
|
|
З = К + И, (4.1)
где К – капитальные затраты на сооружение электрической сети с учетом инфляции за время сооружения и учетной ставки банка; И – издержки за весь срок службы электрической сети с учетом изменения стоимости электроэнергии за это время и с учетом инфляции.
Энергокомпания для сооружения объекта может взять либо краткосрочную ссуду в банке на срок не более одного года, либо долгосрочную – по долговому обязательству. Если деньги нужны для сооружения объекта в течение нескольких лет, ссуду можно взять в долг у государства, у другой компании или у будущих потребителей. Эта операция называется лизингом. Кредитор может дать деньги под определенный процент, называемый «учетная ставка» или «интерес», причем он должен быть уверен в успехе проекта и в том, что сможет вернуть, учитывая инфляцию, свои деньги с прибылью. Интерес кредитора может состоять в том, что в будущем у него есть возможность купить объект у энергокомпании, если он будет приносить приемлемую прибыль.
|
|
|
Решение о вложении денег в строительство объекта энергокомпания принимает после сопоставления годовых эксплуатационных расходов со стоимостью капиталовложений и дохода от этого объекта. Поскольку доходы энергокомпании контролируются, удобно сравнивать капиталовложения с требуемым доходом, который при отсутствии прибыли равен сумме ежегодных расходов на обслуживание, ремонт, потери энергии и годовых фиксированных расходов на вложенный капитал. Фиксированные расходы должны включать выплату дивидентов акционерам или выплату процентной ставки за кредит, расходы, покрывающие инфляцию, налоги на доходы, налоги на собственность и страховые взносы.
В условиях рыночной экономики существует понятие стоимости денег. Сами по себе деньги ничего не стоят. Понятие «стоимость денег» имеет смысл покупательной способности денег. Деньги стоят столько, сколько товаров и услуг на них можно купить. Сравнение вариантов электрических сетей требует объединения затрат, которые были произведены за различные периоды времени. Деньги, полученные в одно время, могут быть потрачены в другое время. Затраты за разные отрезки времени объединяют, используя концепцию времени стоимости денег, т.е. приведения затрат к одному моменту времени.
|
|
|
Стоимость как реальная покупательная способность денег зависит от времени их расходования, поэтому различают понятия: номинальная стоимость денег, или фактические деньги, полученные и потраченные в одно время, и реальная стоимость денег, или деньги, имеющие покупательную способность в определенное время.
Изменение стоимости денег называется обесцениванием, или инфляцией. Из-за инфляции i % в год деньги обесцениваются на i % за этот год. Обозначим через К0 сегодняшнюю стоимость денег, через год эта стоимость уменьшится в 1 + i раз, а через n лет – в (1 + i)n раз. Купить те же товары и услуги через n лет можно будет уже за деньги Кn = К0 ∙ kп1, где kп1 = (l + i)n – коэффициент приведения будущей стоимости денег к сегодняшнему дню; i – ежегодная инфляция в относительных единицах.
Примем за начало отсчета времени (t = 0) момент начала сооружения сети. Если электрическая сеть строится в течение Тв лет, то в момент t = 0 энергокомпания должна взять такой кредит с учетной ставкой i, чтобы этой суммы хватило на закупку оборудования, материалов, на выполнение строительно-монтажных работ за время Тв с учетом инфляции. Возможен отдельный учет интереса кредитора i1, и инфляции i2. В этом случае i = i1 + i2.
Если обозначить начальные капитальные затраты на сооружение сети в момент t = 0 K0, то полные затраты К за время сооружения Тв составят
К=К0(1 + i)Тв. (4.2)
После ввода объекта в эксплуатацию энергокомпания несет ежегодные издержки и получает доход от продажи электроэнергии потребителям. В этот период она может начать расплачиваться с кредитором.
Введем формулу коэффициента приведения ежегодных эксплуатационных расходов к сегодняшнему дню с учетом займа денег, ежегодных платежей, интереса кредитора и роста стоимости электроэнергии:
, (4.3)
где Тэ – экономический срок службы электрической сети, который обычно меньше физического срока службы и отсчитывается от момента t = Тв; iэ – эквивалентная учетная ставка (отн. ед.):
iэ = (i – a)/(1 + a), (4.4)
i – учетная ставка кредитора и значение инфляции; а – рост стоимости электрической энергии (отн. ед.).
Значение эквивалентной учетной ставки принимается не меньше значения инфляции. Она называется также минимальной приемлемой учетной ставкой при возврате капитала.
При ежегодных равных платежах в течение экономического срока службы электрической сети Тэ общая сумма долга, возвращенная кредитору за этот срок, будет
(4.5)
Эксплуатационные издержки энергокомпании за срок службы электрической сети Тэ складывается из двух составляющих:
И = И1 + Ипот, (4.6)
где И1 – приведенные к моменту ввода электрической сети в эксплуатацию расходы на управление, обслуживание, ремонт и замену оборудования, налоги, страховые взносы и пр.; Ипот – капитализированная стоимость потерь мощности и энергии в электрической сети, т.е. стоимость потерь, приведенная к моменту ввода электрической сети в эксплуатацию.
Значение И1 определяется по формуле
И1 = βКΣkп2, (4.7)
где β – относительное значение ежегодных эксплуатационных затрат; kп2 – коэффициент приведения эксплуатационных затрат за экономический срок службы электрической сети к сегодняшнему дню.
Капитализированная стоимость потерь в электрической сети имеет две составляющие:
Ипот = ИΔP + ИΔW, (4.8)
где ИΔP – стоимость расширения электростанций и подстанций в существующей сети для компенсации потерь мощности в сооружаемой сети:
ИΔP = μΔPΣ; (4.9)
μ – удельная стоимость расширения электростанций и подстанций; ΔPΣ – полные потери мощности в электрической сети (нагрузочные потери, потери холостого хода и потери на корону ΔPΣ = ΔP+ ΔPх + ΔPкор); ИΔW, – стоимость электрической энергии, необходимой для покрытия потерь энергии в электрической сети за ее экономический срок службы, приведенная к сегодняшнему дню:
ИΔW = [(ΔPх + ΔPкор) 8760 + ΔPτ]bkп2; (4.10)
τ – время максимальных потерь; b – удельная стоимость электрической энергии для покрытия потерь энергии в электрической сети.
Таким образом, полные затраты (4.1) определяются по формуле
З = КΣ + И1 + ИΔP + ИΔW =
= КΣ + βКΣkп2 + μΔPΣ + [(ΔPх + ΔPкор) 8760 + ΔPτ]bkп2. (4.11)
4.1.3. Технико-экономическое сравнение вариантов сети
По всем разрабатываемым вариантам сооружения электрической сети необходимо рассчитать полные затраты по формуле (4.11) и на основе их сопоставления выбрать вариант с меньшими затратами [1]. Если сравниваемые варианты отличаются по затратам менее чем на 5%, то эти варианты считаются равноценными и окончательный выбор следует делать по каким-либо другим критериям, например учитывающим экологические, эстетические и партнерские факторы.
Данные о стоимости сооружения линий и подстанций в виде укрупненных показателей приводятся в справочной литературе, как правило, на 1984 г. Для их использования надо пересчитать данные по стоимости оборудования через коэффициент приведения цен к сегодняшнему дню. О стоимости оборудования, выпускаемого в настоящее время, можно узнать из каталогов фирм-изготовителей и заводов.
Приведенная выше методика сопоставления вариантов на основе полных затрат учитывает зарубежный опыт, но не является утвержденной для использования в отрасли электроэнергетики России, однако в условиях рыночной экономики ее применение в энергосистемах может быть весьма полезным.
4.1.4. Выбор варианта сети с учётом надёжности электроснабжения
Первым этапом создания вариантов схем электрической сети является выбор конфигурации (графа) сети [1]. Между источниками питания и новыми пунктами нагрузок с учетом их расположения на местности в масштабе проводятся линии, которые отображают расположение новых ЛЭП. Таким образом, наметив несколько схем, следует определить их номинальные напряжения, число ступеней трансформации на подстанциях, скорректировать расстояния между подстанциями с учетом условий прокладки трассы под будущие ЛЭП и вновь рассмотреть варианты конфигурации сети.
При выборе сечений проводов линий количество вариантов возрастает, так как для одной и той же линии можно применять разные марки проводов. Здесь используют дополнительные критерии выбора сечений проводов для сокращения количества вариантов.
Конфигурации схем электрических сетей разделяют на разомкнутые и замкнутые.На начальном этапе проектирования, нельзя сказать, какую именно конфигурацию следует принять в конкретном случае. Поэтому среди намечаемых вариантов конфигураций сети должны быть как разомкнутые, так и замкнутые ее виды.
Несмотря на многообразие применяемых конфигураций и схем, любую сеть можно разделить на отдельные участки, опирающиеся на центры питания (ЦП), и отнести к одному из рассмотренных ниже типов (рисунок 4.1).
Рисунок 4.1. Основные типы конфигурации электрической сети
Одинарная радиальная сеть(рисунок 4.1, а)является наиболее дешевой, однако обеспечивает наименьшую надежность; она получила широкое распространение как первый этап развития сети – при небольших нагрузках присоединенных подстанций и возможности их резервирования по сети СН или НН.
Двойная радиальная сеть(рисунок 4.1, б)за счет дублирования линии (двухцепная или две одноцепные ЛЭП) обеспечивает резервирование питания потребителей. Эта схема характеризуется равномерной загрузкой обеих линий и позволяет присоединять подстанции по простейшим схемам.
При электроснабжении района от одного ЦП находят применение замкнутые сети кольцевой конфигурации – одинарные(рисунок 4.1, в)и двойные (рисунок 4.1, г).Достоинствами этих схем являются высокая надежность электроснабжения потребителей (обеспечивается питание каждого потребителя по двум независимым участкам сети) и возможность применения простых схем присоединения подстанций.
Широко используется также замкнутая одинарная сеть,опирающаяся на два ЦП, – линия с двусторонним питанием. Эта конфигурация образуется в результате поэтапного развития сети между двумя ЦП. Преимущества такой конфигурации – возможность охвата территории сетями, создание «шин» между двумя ЦП для присоединения по мере необходимости новых подстанций, уменьшение суммарной длины ВЛ по сравнению с присоединением каждой подстанции по кратчайшему пути, что приводит к созданию сложнозамкнутой сети, а также возможность присоединения подстанций по упрощенным схемам.
Модификацией замкнутой одинарной сети является замкнутая двойная сеть,опирающаяся на два ЦП (рисунок 4.1, е).Применяется при более высоких плотностях нагрузок, обладает теми же преимуществами, что и одинарная сеть.
Узловая сеть(рисунок 4.1, ж)имеет более высокую надежность, чем предыдущие конфигурации сети, за счет присоединения к трем ЦП, однако плохо управляема в режимном отношении и требует сооружения сложной узловой подстанции.
Многоконтурная сеть(рисунок 4.1, з) является, как правило, результатом неуправляемого развития сети в условиях ограниченного количества и неравномерного размещения ЦП. Характеризуется сложными схемами подключения подстанций и трудностями обеспечения оптимального режима.
4.1.5. Выбор номинального напряжения сети
При проектировании электрической сети одним из наиболее важных вопросов является выбор номинального напряжения [1]. С одной стороны, чем выше напряжение передачи, тем меньше потери мощности и напряжения. С другой стороны, большая часть электроэнергии потребляется на напряжении 0,4 кВ, и увеличение напряжения передачи приводит к необходимости дополнительных трансформаций напряжения. Кроме того, чем выше напряжение оборудования, тем оно дороже и сложнее в эксплуатации. Таким образом, возникает задача поиска оптимального значения напряжения передачи.
Основными параметрами, определяющими целесообразное значение напряжения сети, являются дальность передачи и активная мощность, передаваемая по сети. Ориентировочные значения напряжений можно получить, используя эмпирические таблицы, графики или формулы. Ниже приведены наиболее часто используемые эмпирические формулы.
Формула Стилла дает приемлемые результаты при длинах линий не более 250 км и максимальной мощности 60 МВт:
(4.12)
Формула Илларионова применяется для большой дальности передачи и значительных мощностей:
(4.13)
В этих выражения l – длина линии (участка сети), км; P – мощность, передаваемая по линии (участку сети), МВт. В результате расчетов получим напряжение, измеряемое в кВ.
Для линии принимают номинальное напряжение, ближайшее к расчетному. ГОСТ 721-77 устанавливает следующий ряд номинальных напряжений электрических сетей общего назначения переменного напряжения частоты 50 Гц, кВ: (3); 6; 10; 20; 35; 110; (150); 220; 330; 500; 750; 1150. Напряжения, указанные в скобках, не рекомендуются для вновь проектируемых сетей.
При выборе номинального напряжения сети необходимо так же учитывать следующие условия:
1. Для различных регионов России характерны свои системы напряжений. Для ОЭС Северо-запада характерна система 110 (150) – 330 – 750 кВ, для остальных ОЭС система 110 – 220 – 500 кВ.
2. Как правило, проектируемая сеть опирается на уже существующие центры питания, поэтому при выборе напряжения сети необходимо отталкиваться от тех значений напряжений, на которых сеть может получать электроэнергию.
Варианты проектируемой электрической сети или отдельные ее участки могут иметь разные номинальные напряжения. Однако, для простых замкнутых сетей нецелесообразным является введение дополнительной ступени трансформации, и определяющим является уровень напряжения на головных участках.
Дата добавления: 2018-02-28; просмотров: 658; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!