Технико-экономические показатели электрических сетей.Капитальные затраты Это средства, идущие на расширенное воспроизводство основных фондов. Состоят из затрат на сооружение линий и повышающих (понижающих) подстанций. Полные капитальные затраты определяются из выражения: К = Ко + К∆р + К∆э, тыс. руб., где: Ко – основные капиталовложения в объект сетевого строительства определяются сметой строительства данного сетевого объекта. К∆р – капитальные затраты в электрические станции, покрывающие потери активной (∆р) мощности в проектируемом объекте; К∆э – дополнительные капиталовложения в топливодобывающую промышленность и транспортировку топлива для электрической станции, покрывающей потери энергии (∆Э) в проектируемом объекте. Стоимость ВЛ: КВЛ = Коl, где: Ко -- погонныекапзатраты, тыс.руб/км.;l -- протяжённость линии сети, км.. Капитальные затраты на сооружение подстанции: КПС = КТnТ + КВnВ + Кпост, где: nТ, nВ–число силовых трансформаторов и выключателей высокого напряжения;КТ, КВ – стоимость соответственно одного трансформатораи одного выключателя; Кпост – постоянная часть стоимости подстанции (подготовка площадки, масляное хозяйство, распредустройства низкого напряжения, устройства защиты, автоматики и др.). Годовые эксплуатационные расходы. Эта величина представляет собой себестоимость передачи и распределения электрической энергии в проектируемой сети, выданной потребителям за год и образуется из отчислений на амортизацию, расходов на текущий ремонт и обслуживание и стоимости потерь электроэнергии: Иэ = Иа + Ио + Ип, где:Иа – расходы на амортизацию;Ио – отчисления на текущий ремонт и обслуживание;Ип – стоимость потерянной электроэнергии в сети. Первые две составляющие определяются нормами годовых отчислений от капитальных затрат: Иа= Кpа ;Ио = Кpо . Их сумма: Иао= К(ра + ро) = Кр. Для линий электропередачи: рВЛ=0,02…0,03, 1/год; Для оборудования электростанций и подстанций: рТП=0,08…0,1,1/год. Издержки на потери: Ип= ∆W*Cэ; где ∆W – годовые потери энергии в сети;Cэ – стоимость 1 кВт*ч потерянной энергии. При сравнении двух вариантов, различающихся капитальными затратами и издержками, определяется срок окупаемости дополнительных капитальных затрат:
K1>K2; И1<И2;
Расчетный срок окупаемости сравнивается с нормативным сроком окупаемости: Ток<Тн (целесообразенпервый вариант); Ток>Тн (целесообразенвторой вариант). Нормативный срок окупаемости капитальных вложений в настоящее время составляет 5 лет. Нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений:
Более общим критерием выбора варианта (позволяющим сравнивать любое число вариантов) являются приведенные затраты. Целесообразным является вариант с минимальными приведенными затратами: Зi=KiEн+Иi
Виды, причины и последствия КЗ Короткими замыканиями (КЗ) называют замыкания между фазами, замыкания фаз на землю в сетях с глухо-заземленными нейтралями, а также витковые замыкания в электрических машинах. Короткие замыкания, как правило, сопровождаются увеличением токов в поврежденных фазах до значений, превосходящих в несколько раз номинальные значения. Виды повреждений в электрических сетях 1 – однофазное КЗ; 2 – однофазное замыкание на землю; 3 – двухфазное КЗ; 4 – двухфазное КЗ на землю; 5 – трехфазное КЗ. По статистике нарушения вида 1 и 2 составляют около 70%; 3 и 4 – 25% и 5 – 5%. Причины: чаще всего схлестывание проводов и перекрытия изоляции ВЛ, нарушения изоляции, ошибки персонала. Протекание токов КЗ приводит к увеличению потерь электроэнергии в проводниках и контактах, что вызывает их повышенный нагрев. Нагрев может ускорить старение и разрушение изоляции, вызвать сваривание и выгорание контактов, потерю механической прочности шин и проводов и т.п. Протекание токов КЗ сопровождается также значительными электродинамическими усилиями между проводниками. Если не принять должных мер, под действием этих усилий токоведущие части и их изоляция могут быть разрушены. Короткие замыкания сопровождаются понижением уровня напряжения вэлектрической сети, особенно вблизи места повреждения. Переходный процесс КЗ Короткое замыкание сопровождается переходным процессом, при котором значения токов и напряжений, а также характер их изменения во времени зависят от соотношения мощностей и сопротивлений источника питания (генератор, система) и цепи, в которой произошло повреждение.
На рисунке показан переходный процесс изменения тока в одной из фаз при 3-х фазном КЗ. Результирующая кривая образуется периодической и апериодической составляющими. Основными характеристиками являются: действующее значение установившегося тока КЗIк; ударный ток iу; мощность, выделяющаяся в цепи короткого замыкания Sк. Максимальное мгновенное значение тока – ударный ток – где kу – ударный коэффициент, который зависит от соотношения активного и реактивного сопротивлений цепи КЗ. Общее время протекания тока КЗ до отключения его защитными устройствами составляет от 0,2…0,3 с до нескольких секунд. Это время определяется инерционностью устройств защиты и выдержкой времени срабатывания токовых реле. Расчет токов КЗ Расчет токов короткого замыкания производится по расчетным схемам замещения. Целью расчета токов короткого замыкания (КЗ) являются: проверка аппаратов на термическую и электродинамическую стойкость; выбор защитных аппаратов линий и трансформатора; проверка условий надежности, селективности и чувствительности защиты. Если ток КЗ на шинах 10 кВ районной подстанции имеет конечное значение, то сопротивление системы определяется: Сопротивление системы отражает сопротивление трансформатора 35/10 кВ и других элементов сети высокого напряжения энергосистемы. При расчете напряжение источника принимают UИ = 1,05Uном. Ток трехфазного КЗв точке К1: в точке К2: в точке К3: Ток двухфазного КЗ: Ток однофазного КЗ в наиболее удаленной точке: где: Uф – фазное напряжение; ZП– сопротивление петли «фаза – ноль». Максимальное мгновенное значение тока – ударный ток: Мощность короткого замыкания: Экономическая плотность тока Для воздушных линий электропередачи высокого напряжения при выборе сечения проводов технические ограничения (потеря напряжения, нагрев проводов током) как правило, не являются определяющими. Основным является экономический критерий – минимум приведенных затрат: З=KEн+И Распишем функцию приведенных затрат на отдельную электропередачу. Капитальные затраты на линию: К = Кпl, Kп – погонные затраты на 1 км длины ВЛ. Зависимость Kп от сечения проводов выражается линейной функцией: В аналитическом виде: Кп=а+bF, где: а – постоянная часть стоимости (стоимость изоляции, определяется классом напряжения), b – коэффициент прироста стоимости с увеличением сечения проводов (определяется стоимостью алюминия), b=tga.Т.о. капзатраты: К = (а + bF)l. Издержки эксплуатации ВЛ: И = Иао + Ип. Издержки на амортизацию и обслуживаниеопределяются нормой годовых отчислений от капитальных затрат: Иао = Кра. Для ВЛ норматив отчислений составляет ра = 0,028 1/год. Издержки накомпенсацию потерь электроэнергиисоставляют: Ип= ∆WCэ , где∆W– годовые потери энергии ВЛ; Cэ– стоимость 1 кВт·час потерь. При определении годовых потерь энергии используем потери мощности при максимуме нагрузки и эквивалент годового графика нагрузки по продолжительности – время потерь τ:
Исходная функция приведенных затрат составит:
Минимум приведенных затрат соответствует экономической плотности тока. Для её определения возьмём производную от приведенных затрат и приравняем её к нулю: Отношение силы тока к сечению провода является плотностью тока:
Экономическая плотность тока (соответствующая минимуму приведенных затрат):
где: Для ВЛ 35 кВ и выше с плотным графиком нагрузки в Европейской части РФ экономическая плотность тока составляет 1 А/мм2. Метод экономических интервалов. Если учитывать, что сечения проводов могут иметь только стандартные значения, то выражение для приведенных затрат на электропередачу можно рассматривать как функцию максимального расчетного тока нагрузки: З = f(Imax). Для каждого стандартного сечения провода эта функция имеет вид квадратичной параболы. С увеличением стандартного сечения вид параболы изменяется следующим образом: Выделенные участки соответствуют минимальным затратам для данного сечения. Таким образом каждое стандартное сечение провода имеет свой экономический интервал расчетной нагрузки. Читайте также:
|
Последнее изменение этой страницы: 2016-03-22; Просмотров: 242;