Электрических сетей

Примечание: Н^д_ам — дисконтированная норма амортизации, используемая при срав­нении вариантов. Ее определяют следующим образом: Н^д_ам = Е-100/((1 + Е)^Тс - 1).

где Н_{об рем} — нормы отчислений на обслуживание электрических сетей и ремонты, %/год.

Суммарные затраты на потери электроэнергии в сетях

где ДЭ_П0Т — потери электроэнергии в сети, кВт • ч/год; С_пот — стои­мость 1 кВт • ч потерянной энергии, р./кВт ч.

Потери в электрических сетях энергетической системы могут быть определены как разница между энергией, поступившей в сети, Э_сет, и энергией Э_аб, полученной абонентами за рассматри­ваемый период (например, год):

Количество энергии, поступившей в сети энергосистемы, мож­но найти по формуле

Таблица 25.2 Структура потерь электроэнергии, %

где Э_ст — энергия, полезно отпущенная с шин станций энергоси­стемы; Э_б.ст — энергия от блок-станций предприятий других от­раслей; Э_пок — покупная энергия, полученная от других систем; Э_прод— энергия, проданная в другие системы.

Относительное значение расхода электроэнергии, связанного с ее передачей и распределением в электрических сетях (потери электроэнергии), составляет в последние годы в сетях общего пользования всех напряжений примерно 9 % поступления элек­троэнергии в сеть. В отдельных энергосистемах эта величина ко­леблется в значительных пределах (от 4... 5 до 14... 15 %) в зависи­мости от плотности нагрузки, построения сети, числа ступеней трансформации, режимов работы и других факторов.

Ориентировочные значения потерь в сетях различных напря­жений в процентах от суммарного поступления электроэнергии в сети приведены ниже:

Подробно рассчитывать годовые потери электроэнергии в эле­ментах сети при проектировании можно по приведенным ниже формулам.

Величина годовых потерь энергии в воздушных линиях элек­тропередачи

где ∆Nкор — среднегодовые потери мощности на корону, МВт; ∆Nм — потери мощности при максимальной нагрузке Р_тах, МВт; т — годовое время максимальных потерь.

Время потерь зависит от числа часов использования максиму­ма активной нагрузки:

Если известны показатели, характеризующие конфигурацию годового графика передаваемой активной мощности, то

Потери электроэнергии подразделяются на условно-переменные (нагрузочные) и условно-постоянные (холостого хода). К потерям относят также расход электроэнергии на собственные нужды под­станций. В составе переменных учитываются потери в активном сопротивлении проводов линии и обмоток трансформаторов. По­стоянными считаются потери на коронарный разряд «корону» в ЛЭП 220 кВ и выше, потери холостого хода в трансформаторах, потери в конденсаторах и реакторах (табл. 25.2).

где β — коэффициент неравномерности графика нагрузки.

Число часов использования максимума нагрузки сетей энерге­тических систем колеблется в пределах 3,5... 6,5 тыс. ч в год.

Величина годовых потерь энергии в элементах оборудования подстанции, МВт • ч/год:

в двухобмоточных трансформаторах и автотрансформаторах

где ∆N_ХХ, ∆Nк.з — потери мощности холостого хода (потери в ста­ли) и короткого замыкания соответственно, МВт; Р_mах — макси-

где ос_п — коэффициент, учитывающий долю потерь, не завися­щих от нагрузки (0,3...0,5); ∆Nм — потери мощности в компенса­торе, МВт (1... 1,5 % от N_CK); N_Harp/N_c,_K — коэффициент нагрузки в максимальном режиме; в батареях конденсаторов

где Т₅ — время работы батарей (7000 ч/год для нерегулируемых и 5000...6000 ч/год для регулируемых); N₆ — мощность батареи, МВ-А_Р;

в шунтирующих реакторах

где Np — мощность реактора, MBАр; Т_р — время работы реакто­ра (Т_р = 6000 ч/год при Т_м < 4000 ч/год, Т_р = 3000... 5000 ч/год при Т_м > 4000 ч/год, Т_р = 8760 ч/год для неотключаемых реакторов).

Величина потерь энергии в электрических сетях колеблется от 4 до 13 % при средних цифрах порядка 5... 7 %. Величина этого показателя зависит от многих факторов, основными из которых являются: структура энергосистемы, взаимосвязь центров гене­рации и центров нагрузки, конфигурация электрических сетей системы; структура электрической сети (по напряжениям); сте­пень развития электрических сетей; загрузка электрических се­тей (по максимуму и в разрезе года); соотношения максимума нагрузки и расчетной пропускной способности ЛЭП. Стоимость 1 кВт • ч потерянной электроэнергии в элементах электрической сети (воздушной линии, оборудовании подстанций, компенси­рующих устройствах и т. п.) оценивается в технико-экономичес­ких расчетах при сопоставлении вариантов по тарифам на элек­троэнергию, а при определении себестоимости передачи — сред­ней стоимости потерянного киловатт-часа или тарифам в зави­симости от формы организации ПЭС. При работе ПЭС как само­стоятельного предприятия (юридического лица) стоимость по­терь надо оценивать по тарифам на покупку энергии, так как в этом случае затраты на передачу энергии можно представить в следующем виде:

Полная себестоимость 1 кВт • ч в системе включает в себя все затраты, в том числе и потери, поэтому оценка потерь по ком­мерческой себестоимости завышена, так как в данном случае имеет место повторный счет расходов на потери. Оценка потерь по про­изводственной себестоимости не учитывает важные виды внепроизводственных затрат, например затраты на покупную энергию, имеющуюся в электробалансе ряда энергосистем (до 30 %). По тем же мотивам не следует производить оценку потерянного кВт • ч по его средней себестоимости на шинах станций энергосистемы.

Оценка величины стоимости 1 кВт • ч потерянной энергии в сетях энергосистемы должна исходить из средней себестоимости 1 кВт • ч энергии, поступающей в эти сети из различных источни­ков питания (собственные электростанции, блок-станции, меж­системные электропередачи и др.). Этот расчет производят по сле­дующей формуле:

где З_стi — годовые затраты производства собственной /-й станции системы, р./год; С_{бл ст i} — стоимость 1 кВт ■ ч покупной энергии, полученной по договорам от блок-станций, р./кВт • ч; С_покi — стои­мость покупной энергии, полученной по электропередачам от других систем, р./кВт • ч; З_ау — административно-управленческие затраты аппарата энергосистемы (внестанционные и внесетевые расходы).

Оценку потерь энергии на предприятиях чаще всего произво­дят по тарифам с добавлением соответствующих затрат для обес­печения функционирования службы главного энергетика или глав­ного механика. В состав электрических сетей входят линии элек­тропередачи различного направления и назначения — основные сети ЭЭС и ОЭЭС напряжением 220... 750 кВ и распределительные сети напряжением 6... 110 кВ. Особенностью транспортировки элек­троэнергии является то, что она сочетает передачу энергии по основным и распределительным сетям. Если распределительные сети в основном предназначены для передачи энергии от опор­ных подстанций к потребителям, то в функции основных сетей входит также выполнение межсистемных задач: повышение на­дежности, устойчивости и экономичности работы энергосистемы.

На себестоимость передачи электроэнергии в распределитель­ных сетях значительно влияют их протяженность и загрузка. При одинаковом уровне электропотребления значение себестоимости тем выше, чем больше протяженность сетей и ниже загрузка. Сни­жение себестоимости передачи единицы электроэнергии опреде­ляется следующими основными факторами, влияющими на эти величины: снижение стоимости сооружения электрических сетей (линий и подстанций); сокращение численности эксплуатацией-

но-ремонтного персонала электрических сетей (достигается авто­матизацией и телемеханизацией управления подстанциями, пра­вильным выбором периодичности осмотров и ремонта линий и подстанций, централизацией и механизацией ремонтно-эксплуа-тационных работ); уменьшение потерь в электрических сетях за счет максимально возможного территориального сближения про­изводителей и потребителей электроэнергии (сокращения даль­них транзитных передач энергии), повышения напряжения ли­ний передачи, применения компенсирующих средств, постоян­ного тока для дальних передач, правильной загрузки линий и уче­та при экономическом распределении нагрузки между станциями потерь в электрических сетях.

Планирование затрат на ремонтно-эксплуатационное обслуживание электросетевых