4.1.9. Сравнение вариантов по расчетным затратам

Из предварительно выбранных вариантов ЭС наиболее экономичен вариант с минимальными расчетными (дисконтированными) затратами:

. (4.38)

Это выражение справедливо для статической ситуации, когда сооружение и освоение мощности ЭС осуществляют в течение одного года и в последующем ежегодные издержки на эксплуатацию неизменны. Если варианты ЭС существенно различны по надежности электроснабжения, то дополнительно учитывают в приведенных затратах ущерб У от ожидаемого недоотпуска электроэнергии.

.

При сооружении ЭС за срок более года капиталовложения распределяют по годам строительства. Кроме того, сопоставляемые варианты могут различаться также сроками ввода в эксплуатацию отдельных очередей строительства. В таких случаях до выхода ЭС в нормальную эксплуатацию значения ежегодных эксплуатационных издержек изменяются по времени. Тогда с учетом фактора времени затраты З необходимо привести к одному году Θ периода строительства Тс по формуле [2]

, (4.40)

где ΔИ_t– приращение ежегодных издержек в годt.

Подробная характеристика рассмотренного экономического критерия З и его обоснование приведены в специальной литературе [15].

Капитальные затраты определяет смета, которая является основным экономическим документом строительства. Сметные расчеты определяют абсолютную величину и структуру необходимых трудовых и материальных затрат. Однако для выявления самого экономичного варианта капитальные затраты с достаточной степенью точности можно подсчитать по укрупненным показателям стоимости, приведенным, например, в [2, 3, 9]: одного трансформатора, одной ячейки РУ, одного километра линии, что в значительной степени упрощает расчёты. Капиталовложения можно определить и по данным других источников, например [5, 13], однако для сопоставимости затраты по всем вариантам нужно подсчитывать по одному или равнозначным источникам. Для электростанций в данном проекте учитывают капиталовложения только в ОРУ, зависящие от числа отходящих ЛЭП, выбранной схемы ЭС. Для определения капиталовложений достаточно знать лишь основные параметры ЭС, определяемые в предыдущих разделах проекта: напряжение, длину и сечение проводов, тип схемы подстанции и число установленных на них выключателей и трансформаторов, мощность и тип трансформаторов и КУ. Затраты на элементы ЭС, повторяющиеся во всех вариантах, не учитывают.

Капиталовложения К в каждом варианте ЭС определяются затратами на сооружение линий К_w и подстанций К_пс:

. (4.41)

Полные капиталовложения в воздушные линии

, (4.42)

где – стоимость сооружения 1 км ВЛ с одноцепными и двухцепными опорами соответственно;– число одно-, двухцепных линий, различных по напряжению, сечению проводов, типу опор и т. п.; – длины одноцепных и двухцепных линий соответственно.

Для определения капиталовложений в строительство подстанций необходимо просуммировать стоимости ОРУ (ячеек ОРУ с выключателями К_я), расчётные стоимости трансформаторовК_ти компенсирующих устройствК_ку(включают стоимости основного и вспомогательного оборудования, строительной части и монтажа) и постоянные затраты на строительство подстанцийК_пост, зависящие в основном от напряжения и общего количества выключателей на подстанцииNв:

. (4.43)

Ежегодные издержки на амортизацию и текущий ремонт, обслуживание линий И_wи подстанций И_пспропорциональны стоимости основных фондов (капиталовложениям):

;

(4.44)

.

Коэффициенты суммарных отчислений на амортизацию, текущий ремонт, а также обслуживание линий и подстанций приведены в [2, табл. 8.2].

Суммарные годовые издержки определяют с учётом затрат на возмещение потерь электроэнергии И_Эв ЭС.

. (4.45)

При определении ежегодных издержек на возмещение потерь электроэнергии необходимо дифференцированно учитывать зависимость стоимости 1 кВт·ч потерь β в сетях от числа часов максимальных потерь τ и назначения ЭС:

, (4.46)

где – суммарные потери электроэнергии, соответственно зависящие и не зависящие от нагрузки (см. п. 4.1.8);– стоимости 1 кВт∙ч потерь, определяемые по рис. 4.6 для показателейи∙ч.

Определение вероятного народнохозяйственного ущерба Удля простейшей ЭС рассмотрено в п. 4.1.8. Различные методики расчёта ущерба приведены, например, в [2, 4–7].

При выборе оптимального варианта ЭС одинаковые по величине технико-экономические показатели, входящие в выражения приведенных затрат через величины К,ИилиУ, можно исключить.

Результаты технико-экономических расчётов сводят в табл. 4.3. Вариант с минимальными приведенными затратами считают оптимальным (наиболее экономичным).

Таблица 4.3

Технико-экономические показатели вариантов схем

№ варианта	Капитальные затраты, тыс. руб.					Ежегодные издержки, тыс. руб.				У	З=Е К+И+У
	КW	КЗ	КТ	ККУ	ΣК	ИW	ИПС	ИЭ	ΣИ

Если варианты оказались экономически равноценными (различие приведенных затрат до ± 5 %)¹, то лучший вариант выбирают в основном по качественным показателям. В этом случае предпочтение отдают варианту с более высокой надежностью электроснабжения, оперативной гибкостью схемы, меньшими потерями электроэнергии, расходом цветного металла на провода ЛЭП и количеством аппаратуры, лучшими возможностями развития сети при росте нагрузок и т. п.

Если варианты имеют различное номинальное напряжение, то при разнице в расчетных затратах менее 10 – 15 % предпочтение следует отдать варианту с более высоким номинальным напряжением, даже если этот вариант и дороже.

Выполнение проектной части расчётов завершают составлением принципиальной однолинейной схемы электрических соединений выбранного варианта ЭС. На рис. 4.9 приведен пример выполнения такой схемы для сети 220 кВ.

Рис. 4.9 – Принципиальная однолинейная схема

электрических соединений сети