Технико-экономические расчеты в системах электроснабжения.

Технико-экономические расчеты в системах электроснабжения.

При выборе элементов в системе электроснабжения выполняют ТЭР (технико-экономический расчёт). Основным параметром при сравнении, являются годовые затраты: З [т. руб/год]. З= Ен٠Ке+Ин; Ен – нормативный коэффициент эффективности капиталовложений Ен = 0,12 Ен=1/Токн; Токн – нормативный коэффициент средней окупаемости; Ке – одновременные капиталовложения с учётом монтажа и строительства [руб]; Ин – издержки производства [руб/год].

Ин=Иа+Им+Иэ; Иа – затраты на амортизацию; Им – затраты на электроэнергию (стоимость потерь); Иэ – затраты на эксплуатацию (ремонт и обслуживание).

Иа = Еа٠Ке; Им=m٠ΔРм + m0٠ΔР0 , где m – стоимость одного кВТ потерь на холостой ход [руб/кВт٠год]; ΔРм – максимальная потребляемая мощность в системе электроснабжения [МВт]; ΔР0 – потери на холостой ход [МВт]. Стоимость одного кВт птерь зависит от числа часов использования максимальных потерь τм [ч/год] и коэффициент мощности ; где Тм – число часов использования максимальной нагрузкой (справочные данные); α – основная ставка двухставочного тарифа [руб/кВт]; β – дополнительная плата за один кВт٠ч [руб/кВт٠ч]; α и β – принимаются по справочнику (“Cправочник по проектированию ЭсПП”, Барыбин, 91г, стр80). Тв,Тм, τм – берутся из той же литературы на этой же странице.

Им=m٠ΔРм ; m=C0٠τм – стоимость потерь электроэнергии; С0 – стоимость электроэнергии; Иэ = Етр٠Ке – состоит из затрат на ремонт оборудования и обслуживания в процентах от капитальных затрат;

З=(Ен+Еа+Етр) ٠Ке + Им = Е ٠Ке+ m٠ΔРм; Им= m٠ΔРм = ΔРм٠ C0٠ τ =ΔW٠ C0

З = Е٠К+ Им; Е – суммарный процент отчисений от капитальных затрат – даётся в справочнике. Если при сравнении вариантов, затраты отличаются в пределах 5 %, то сравнение вариантов производят по качественным показателям: а) величина питающего напряжения; б) потери мощности электроэнергии; в) надёжность; г) удобство в эксплуатации; д) индустриальные меры монтажа; е) качество электроэнергии.

Средние, среднеквадратичные, максимальные и расчетные нагрузки.

Суммарная средняя нагрузка всех приемников дает возможность приблизительно определить нижний предел возможных значений расчетных нагрузок

По продолжительности max нагрузки:

-длительные (от 10мин и <)для выбора элементов СЭС и расчета max потерь мощности)

-кратковременные (от 0.1 с до 10с) для определения падения напряжения и выбора уставок релейной защиты

Расчетная нагрузка по допустимому нагреву - длительно изменяющаяся нагрузка элементов СЭС, которой эквивалентны отдельные нагрузки по наиболее тяжелому воздействию

Допускается принимать расчетный коэффициент мощности = ср. взвешанному коэффициенту за наиболее нагруженную смену. При переменном графике нагрузки в качестве расчетной принимается ср. нагрузки за период различной продолжительности

Метод коэффициента спроса.

Для определения расчетных нагрузок по этому методу необходимо знать установленную мощность Рном группы приемников и коэффициенты мощности cosj и спроса Кс данной группы, определяемые по справочным материалам.

Расчетную нагрузку группы однородных по режиму работы приемников определяют по формулам:

Рр=КсРном

Qр=Рр

где соответствует данной группы приемников.

Расчетную нагрузку узла системы электроснабжения, содержащего группы приемников электроэнергии с различными режимами работы, определяют с учетом разновременности максимумов нагрузки отдельных групп

где и - соответственно сумма расчетных активных и реактивных мощностей отдельных групп электроприемников; Кр,м - коэффициент разновременности максимумов нагрузок отдельных групп приемников.

Значение Кр,м можно приближенно принять равным 0,9. При этом суммарная расчетная нагрузка узла системы электроснабжения не должна быть меньше его средней нагрузки.

Определение расчетной силовой нагрузки по установленной мощности и коэффициенту спроса является приближенным методом расчета, поэтому его применение рекомендуют для предварительных расчетов и определение общезаводских нагрузок для 5УР-6УР.

Потери активной мощности.

Они состоят из двух составляющих:

1) потерь, идущих на нагревание обмоток трансформатора D Р, зависящих от тока нагрузки,

2) потерь, идущих на нагревание стали D Р_ст, не зависящих от тока нагрузки.

Потери мощности, идущие на нагревание обмоток трансформатора

При этом полные активные потери

где Rт - активное сопротивление (0м) обмоток трансформатора, определяемое по величине потерь в меди D Р_х (кВт), мощности трансформатора Sном (кВА), номинальному напряжению Uном (кВ) обмотки трансформатора, присоединенной к рассчитываемой линии:

Потери реактивной мощности.

Они состоят из двух составляющих:

1)потерь, вызванных рассеянием магнитного потока в трансформаторе D Q, зависящих от квадрата тока нагрузки,

2) потерь, идущих на намагничивание трансформатора D Qm , не зависящих от тока нагрузки, которые определяются током х.х.

Потери мощности, вызванные рассеянием магнитного потока

При этом полные реактивные потери

где Хт - реактивное сопротивление обмоток трансформатора, определяемое напряжением короткого замыкания uкз,% и сопротивлением Rт.

С помощью каталожных данных потери мощности в трансформаторах можно определить иначе. Если даны потери короткого замыкания D Р_м,ном соответствующие потерям в меди при номинальной нагрузке трансформатора Sном, и известна его фактическая загрузка S, то активные потери

где кз - коэффициент загрузки трансформатора.

Сопротивление и реактивные потери трансформатора могут быть определены также по каталожным данным:

где uкз - напряжение короткого замыкания, %; Iхх - ток холостого хода трансформатора, %; Sном - номинальная мощность, кВA.

Ограничение токов К.з.

При питании электроустановок пром. Предприятий от мощных энергосистем приходится значительно повышать сечение токоведущих частей и габариты аппаратов, выбирать их по условиям как нормального так и динамич. и термич. устойчивости.

Наиболее распростр. Способами ограничения токов к.з. являются:

А) раздельная работа трансформаторов и пит. Линий

Б) включение в сеть доп. Сопротивлений-реакторов

В) применение трансформаторов с защищенной обмоткой

Наиболее целесообразна и эффективна установка реакторов на линиях потребителей, подключаемых непосредственно на шины электрический станций, а так же на районных подстанциях большой мощности, питающих маломощные заводские подстанции.

Технико-экономические расчеты в системах электроснабжения.

При выборе элементов в системе электроснабжения выполняют ТЭР (технико-экономический расчёт). Основным параметром при сравнении, являются годовые затраты: З [т. руб/год]. З= Ен٠Ке+Ин; Ен – нормативный коэффициент эффективности капиталовложений Ен = 0,12 Ен=1/Токн; Токн – нормативный коэффициент средней окупаемости; Ке – одновременные капиталовложения с учётом монтажа и строительства [руб]; Ин – издержки производства [руб/год].

Ин=Иа+Им+Иэ; Иа – затраты на амортизацию; Им – затраты на электроэнергию (стоимость потерь); Иэ – затраты на эксплуатацию (ремонт и обслуживание).

Иа = Еа٠Ке; Им=m٠ΔРм + m0٠ΔР0 , где m – стоимость одного кВТ потерь на холостой ход [руб/кВт٠год]; ΔРм – максимальная потребляемая мощность в системе электроснабжения [МВт]; ΔР0 – потери на холостой ход [МВт]. Стоимость одного кВт птерь зависит от числа часов использования максимальных потерь τм [ч/год] и коэффициент мощности ; где Тм – число часов использования максимальной нагрузкой (справочные данные); α – основная ставка двухставочного тарифа [руб/кВт]; β – дополнительная плата за один кВт٠ч [руб/кВт٠ч]; α и β – принимаются по справочнику (“Cправочник по проектированию ЭсПП”, Барыбин, 91г, стр80). Тв,Тм, τм – берутся из той же литературы на этой же странице.

Им=m٠ΔРм ; m=C0٠τм – стоимость потерь электроэнергии; С0 – стоимость электроэнергии; Иэ = Етр٠Ке – состоит из затрат на ремонт оборудования и обслуживания в процентах от капитальных затрат;

З=(Ен+Еа+Етр) ٠Ке + Им = Е ٠Ке+ m٠ΔРм; Им= m٠ΔРм = ΔРм٠ C0٠ τ =ΔW٠ C0

З = Е٠К+ Им; Е – суммарный процент отчисений от капитальных затрат – даётся в справочнике. Если при сравнении вариантов, затраты отличаются в пределах 5 %, то сравнение вариантов производят по качественным показателям: а) величина питающего напряжения; б) потери мощности электроэнергии; в) надёжность; г) удобство в эксплуатации; д) индустриальные меры монтажа; е) качество электроэнергии.