Элементы типового проектирования

ЭЛЕМЕНТЫ ТИПОВОГО ПРОЕКТИРОВАНИЯ

ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ

ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СОПОСТАВЛЕНИЕ

ВАРИАНТОВ СООРУЖЕНИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ

В условиях рыночных отношений между производителями и потребителями электрической энергии выбор варианта развития электрической сети должен учитывать множество факторов, среди которых необходтмо назвать следующие:

· срок строительства электрической сети;

· начальные капитальные затраты на ее сооружение;

· темпы инфляции и рост стоимости затрат за время сооружения;

· учетная ставка 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 [31]:

,

(7.1)

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 «лизинг». Кредитор может дать деньги под определенный процент, называемый «учетная ставка» или «интерес», причем он должен быть уверен в успехе проекта и в том, что он сможет вернуть свои деньги с прибылью с учетом инфляции. Интерес кредитора может состоять в том, что он может в будущем купить объект у энергокомпании, если этот объект 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. Требуемый доход 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. Число товаров и услуг, которые можно приобрести на деньги в конкретное время, пропорционально реальной стоимости денег в это время. 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; 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, через n лет уменьшение стоимости денег произойдет в (1 + i) ⁿ раз. Купить те же товары и услуги через n лет можно будет уже за деньги К _n = К₀× k _п1, где k _п1 = (1 + 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 времени T _в лет, то в момент времени 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 T _в с учетом инфляции. Возможен отдельный учет интереса кредитора i ₁ и инфляции i ₂. В этом случае i = i ₁ + i ₂.

Если обозначить начальные капитальные затраты на сооружение сети в момент t = 0 К₀, то полные затраты К за время сооружения T _в составят

.

(7.2)

После ввода объекта в эксплуатацию энергокомпания несет ежегодные издержки и получает доход от продажи электроэнергии потребителям. В этот период энергокомпания может начать расплачиваться с кредитором.

Введем формулу коэффициента приведения ежегодных эксплуатационных расходов к сегодняшнему дню с учетом займа денег и ежегодных платежей с учетом интереса кредитора и роста стоимости электроэнергии.

,

(7.3)

где T _э – экономический срок службы электрической сети, который обычно меньше физического срока службы и который отсчитывается от момента t = T _в; i _э – эквивалентная учетная ставка (отн. ед.):

;

(7.4)

i – учетная ставка кредитора и значение инфляции; a – 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 T _э общая сумма долга, возвращенная кредитору за этот срок, определится как

.

(7.5)

Эксплуатационные издержки энергокомпании за срок службы электрической сети T _э складывается из двух составляющих:

,

(7.6)

где И₁ – приведенные к моменту ввода электрической сети в эксплуатацию расходы на управление, обслуживание, ремонт и замену оборудования, налоги, страховые взносы и пр. И_пот – капитализированная стоимость потерь мощности и энергии в электрической сети, т. е. стоимость потерь, приведенная к моменту ввода электрической сети в эксплуатацию.

Значение И₁ определяется как

,

(7.7)

где b - относительное значение ежегодных эксплуатационных затрат; k _п2 – коэффициент приведения эксплуатационных затрат за экономический срок службы электрической сети к сегодняшнему дню.

Капитализированная стоимость потерь в электрической сети имеет две составляющие:

,

(7.8)

где И_{D P} – стоимость расширения электростанций и подстанций в существующей сети для компенсации потерь мощности в сооружаемой сети:

;

(7.9)

m - удельная стоимость расширения электростанций и подстанций; D P _S – полные потери мощности в электрической сети (нагрузочные потери, потери холостого хода и потери на корону D P _S = D P + D P _х + D P _кор); И_{D W} – стоимость электрической энергии, необходимой для покрытия потерь энергии в электрической сети за экономический срок службы электрической сети, приведенная к сегодняшнему дню:

;

(7.10)

t - время наибольших потерь; b – удельная стоимость электрической энергии для покрытия потерь энергии в электрической сети.

Полные затраты (7.1) определятся по формуле:

(7.11)

По всем разрабатываемым вариантам сооружения электрической сети следует рассчитать полные затраты и на основе их сопоставления выбрать вариант с меньшими затратами. 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 на 1984 г. Для их использования следует пересчитать данные по стоимости оборудования через коэффициент приведения цен к сегодняшнему дню. Данные о стоимости оборудования, выпускаемого в настоящее время, следует искать в каталогах 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

 

ВЫБОР СЕЧЕНИЙ ПРОВОДОВ ЛЭП

Критерием выбора сечений проводов воздушных и кабельных линий является величина полных затрат (7.1), и выбор сечений проводников должен производится сопоставительным технико-экономическим расчетом в каждом конкретном случае.

Раньше, при плановой экономике, в практике массового проектирования линий электропередачи выбор сечений производился по нормируемым обобщенным показателям, к которым относятся экономическая плотность тока и экономические токовые интервалы.

Для ВЛ значения экономической плотности тока принимались в пределах 1…1,5 А/мм² – в зависимости от региона страны и числа часов использования максимума нагрузки T _max..

Использование экономических токовых интервалов для выбора сечений проводов линий было обусловлено унификацией типов опор ВЛ, которые существенно дороже проводов линии. Кроме того, критерий экономической плотности тока не учитывал дискретности сечений проводов.

На сегодняшний день не существует обоснованной методики выбора сечений проводников ЛЭП по нормируемым обобщенным показателям, однако вполне допустимо, например, построение экономических токовых интервалов, основанных на критериях, применимых в условиях рыночной экономики.

Рассмотрим зависимость полных затрат (7.11) от сечения линии электропередачи. Условно примем допущение о том, что сечение изменяется непрерывно (рис. 7.3). На рис. 7.3 зависимость затрат от сечения складывается из двух составляющих: почти линейной возрастающей зависимости капитальных вложений и издержек не связанных с потерями от сечения проводников и нелинейной составляющей, определяемой потерями мощности и энергии в проводнике:

,

(7.14)

где К_пост – не зависящая от сечения составляющая затрат; a и b – некоторые постоянные коэффициенты.

С ростом сечения увеличиваются затраты на оборудование и сооружение линии, но уменьшаются потери, которые прямо пропорциональны активному сопротивлению провода:

,

(7.15)

где r - удельное сопротивление материала провода; l – длина провода; F – сечение алюминиевой части провода.

Рис. 7.3. Зависимость составляющих затрат от сечения провода

Зависимость З(F) имеет минимум, который дает значение оптимального сечения проводника F ^*.

Вследствие того, что сечение на самом деле принимает дискретные значения, каждому из этих значений отвечает множество оптимальных решений при различных потерях в линии. Так как нагрузочные потери в линии в формуле (7.11) вычисляются в режиме наибольших нагрузок, т. е. максимальному току нагрузки I _max, то одно и то же сечение будет оптимально для целого интервала токовой нагрузки I _max. Это приводит к появлению такого показателя как экономические токовые интервалы. Смысл экономических токовых интервалов можно проиллюстрировать на рис. 7.4, где изображены три кривые зависимости потерь мощности от максимального тока в линии (загрузки линии в режиме наибольших нагрузок). Каждая кривая построена для одного конкретного значения сечения провода. Пусть F ₁ < F ₂ < F ₃. тогда минимуму затрат на интервале до значения тока I ₁ отвечает сечение F ₁, на интервале от I ₁ до I ₂ – сечение F ₂ и, наконец, на интервале свыше I ₃ – сечение F ₃.

Рис. 7.4. Экономические токовые интервалы

В учебных целях при выборе сечений проводов ВЛ можно использовать методику экономических токовых интервалов, изложенную, например, в справочнике [11], где экономические токовые интервалы построены по критерию из плановой экономики (приведенных затрат). По отношению к критерию полных затрат сечения по старой методике получаются, в основном, заниженными и по зарубежному опыту видно, что выгоднее снижать потери в линии увеличивая при этом затраты на ее сооружение. Изложим указанную методику выбора сечений проводников по экономическим токовым интервалам.

1. Рассчитываем ток линии в режиме наибольших нагрузок на пятый год эксплуатации I ₅:

(7.16)

где S _max – полная мощность в режиме наибольших нагрузок на пятый год эксплуатации; U _ном – номинальное напряжение линии.

2. Вычисляем расчетный ток линии I _р:

,

(7.17)

где a _i – коэффициент, учитывающий изменение нагрузки по годам эксплуатации линии; a _T – коэффициент, учитывающий число часов использования максимальной нагрузки T _max и коэффициент ее попадания в максимум энергосистемы k _м.

Коэффициент a _i рассчитываем по специальной формуле, но для некоторых случаев, например напряжения линии 110 и 220 кВ может быть принят равным 1,05.

Коэффициент a _T принимаем по табл. 7.2

Таблица 7.2

Усредненные значения коэффициента a _T

Напряжение ВЛ, кВ	k м	T max, ч
		до 4000	4000 … 6000	Более 6000
35…330	1,0	0,8	1,0	1,3
	0,8	0,9	1,2	1,6
	0,6	1,1	1,5	2,2
500…750	1,0	0,7	0,9	1,1
	0,8	0,8	1,0	1,4
	0,6	0,9	1,4	1,9

 

3. Выбирается сечение проводов по [11, табл. 7.8] в зависимости от напряжения, расчетного тока, определенного по (7.17), района по гололеду, материала и цепности опор.

При расчетном токе, превышающем верхнюю границу использования максимального сечения проводов ЛЭП данного напряжения, рекомендуется рассмотреть варианты усиления сети, например вариант двухцепной ЛЭП или вариант линии с более высоким номинальным напряжением.

4. Выбранное сечение провода линии подлежит обязательной проверке по нагреву в послеаварийном режиме. Для этого рассматриваются различные аварийные ситуации в электрической сети, которые могут повлечь увеличение тока в рассматриваемой линии в режиме наибольших нагрузок. Значения допустимых токов для каждого сечения провода приводятся в справочной литературе.

Следует отметить, что кроме ограничения по допустимому току из условия нагрева провода существуют и другие ограничения на сечения проводов, к ним относятся ограничения:

· механической прочности проводов;

· механической прочности опор ВЛ;

· снижения потерь на корону;

· допустимой потери напряжения.

При использовании методики экономических токовых интервалов перечисленные ограничения уже учтены и их дополнительная проверка не требуется. Кроме того, для напряжений линий свыше 35 кВ проверка ограничения по допустимой потере напряжений вообще не выполняется, так как выполнение других условий влечет за собой и выполнение данного ограничения.

Все необходимые для выбора сечений проводников справочные данные и параметры проводов можно найти в [6,11 и 33].

Пример 1. Выбрать сечение сталеалюминиевых проводов двухцепной ВЛ 35 кВ длиной 18 км с передаваемой мощностью на одну цепь 8 + j 3 МВ×А. Время использования максимума нагрузки T _max = 5500 ч, коэффициент попадания нагрузки линии в максимум энергосистемы k _м = 0,9.

Найдем ток по линии:

По [2, табл. 8] списка методической литературы для T _max = 5500 ч и k _м = 0,9 находим a _T = 1,1, коэффициент a _i примем равным 1,05. Расчетный ток:

.

По [2, табл. П15] списка методической литературы для двухцепных ВЛ на железобетонных опорах находим сечение провода АС-120 (при любом районе по гололеду).

Предельно допустимый ток для выбранного сечения составляет 390 А. В случае отключения одной цепи ВЛ по оставшейся в работе одной цепи потечет послеаварийный ток I _ав = 2× I = 2×140,94 = 281,88, что меньше допустимого.

Пример 2. Выбрать сечение сталеалюминиевых проводов ВЛ 110 кВ – линии Л₁, Л₂, Л₃ и ВЛ 220 кВ – линия Л₄ (две цепи), рис. 7.5, а. Материал опор – железобетон, район по гололеду – III. Время использования максимума нагрузки T _max = 5200 ч, коэффициент попадания нагрузок в максимум энергосистемы k _м = 0,8.

Мощности нагрузок в мегаваттах и мегаварах и длины ВЛ в километрах нанесены на схеме сети.

Рис. 7.5. Схема сети 110/220 кВ: а – граф сети, б – линия с двусторонним питанием

для кольцевой части сети 110 кВ

Расчеты представим в системе Mathcad Единицы измерения использованных величин: напряжение в киловольтах, мощности в мегаваттах и мегаварах, длины ВЛ в километрах, токи в амперах.

Исходные данные:

Потоки мощности в кольце 110 кВ найдем путем приведения замкнутого контура к линии с двусторонним питанием, рис 4.5, б. Так как сопротивления линий еще не известны, то для расчета потокораспределения используем длины ВЛ:

Токи в линиях на одну цепь:

Расчетные токи и выбранные по ним сечения по таблице экономических токовых интервалов [2, табл. П15] списка методической литературы:

Послеаварийные токи при поочередных отключениях линий в кольце и одной цепи Л₄:

Послеаварийные токи меньше предельно допустимых, следовательно сечения проводов не требуют изменений.

 

ЭЛЕМЕНТЫ ТИПОВОГО ПРОЕКТИРОВАНИЯ

ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ