4.3. Определение технико-экономических показателей сети

Выполнив электрические расчеты оптимального варианта ЭС и выбрав необходимые средства управления режимами напряжения и реактивной мощности, необходимо определить основные и удельные технико-экономические показатели сети:

1. Капитальные вложения на сооружение линий, подстанций и ЭС в целом.

2. Ежегодные издержки на эксплуатацию линий, подстанций и ЭС в целом.

3. Потери активной мощности и электроэнергии в проектируемой ЭС.

4. Удельные капиталовложения в ЭС.

5. Себестоимость передачи электроэнергии по ЭС.

Эти показатели позволяют определить расходы денежных средств на сооружение и эксплуатацию сети, их структуру, а также оценить экономичность функционирования ЭС.

В отличие от предыдущих технико-экономических расчетов подсчитывают полные затраты на всю ЭС. Уточняют затраты на ЭС в связи с возможной установкой новых устройств управления режимом и изменением предварительных проектных решений. Например, в результате подробных режимных расчетов может выявиться необходимость установки компенсирующих устройств повышенной мощности, изменения числа линий по связям, количества присоединений на высшем напряжении подстанций, ее схемы, сечений проводов, исполнения линий и др. Ежегодные эксплуатационные расходы на амортизацию, текущий ремонт и обслуживание оборудования ЭС уточняют по формулам (4.44) в соответствии с капитальными затратами для ЭС.

Для оценки экономической эффективности капитальных вложений в спроектированную систему электроснабжения района определяют удельные технико-экономические показатели, наиболее общими из которых для энергетического строительства являются:

а) удельные капитальные вложения в электропередачи, отнесенные или к 1 кВт расчетной передаваемой мощности нагрузки линии

, (4.105)

или к 1 кВт мощности нагрузки к 1 км длины линии

; (4.106)

б) удельные капитальные вложения в подстанции, отнесенные к 1 кВ·А установленной мощности подстанции,

. (4.107)

На рис. 4.13 – 4.15 приведены зависимости удельных капиталовложений ,, в линии электропередачи и подстанции различного номинального напряжения.

Для линий электропередачи удельные капиталовложения (тыс. руб./кВт) возрастают с увеличением номинального напряжения (рис. 4.13). Применение более высокого номинального напряжения позволяет снизить удельные капиталовложения (коп./кВт∙км), увеличив мощность и дальность передачи электроэнергии (рис. 4.14). В основном на удельные показатели стоимости влияют мощность, напряжение, электрическая схема на высшем напряжении, типы оборудования и другие факторы. Значения снижаются при увеличении мощности подстанции (рис. 4.15).

Для характеристики экономичности работы ЭС определяют относительные значения потерь активной мощности в режиме наибольших нагрузок, выраженные в процентах от суммарной активной мощности нагрузки сети и потери электроэнергии в процентах от общего количества электроэнергии, переданной через данную ЭС за год. Обычно эти величины равны 3 – 7 % [3].

С учетом допущений, указанных в п. 4.1, суммарные потери активной мощности могут быть определены как разность суммы потоков активной мощности, поступающей от источников в районную ЭС, и суммы активных нагрузок потребителей сети. При расчете потерь электроэнергии необходимо из суммарных потерь мощности выделить составляющие потерь холостого хода (потери в стали трансформаторов подстанций, на коронирование, в реакторах поперечного включения и др.) и нагрузочных потерь в продольных элементах схемы замещения (в линиях, в обмотках трансформаторов).

Куд., тыс. руб./кВт Uн, кВ	Куд.1, тыс. руб./кВт·км Uн, кВ
Рис. 4.13 – Удельные капиталовложения в линии на металлических опорах	Рис. 4.14 – Удельные капиталовложения в линии 110 кВ и выше

S,МВ·А , руб./кВ·А	Uн, кВ С, коп./кВт·ч
Рис. 4.15 – Удельные капиталовложения в подстанции напряжением 35–220 кВ с отделителями	Рис. 4.16 – Себестоимость передачи электроэнергии на 100 км для линий напряжением 110–500 кВ

Потери электроэнергии на холостой ход определяют по времени работы электрооборудования в году, которое можно принять равным 8760 часам, при условии, что электрооборудование включено весь год, за исключением 2 – 3 суток планового ремонта. Нагрузочные потери электроэнергии в линиях сети и обмотках трансформаторов зависят от времени максимальных потерь τ. Тогда при одинаковом (по заданию) для всех подстанций времени использования максимальной нагрузки Т_мсуммарные потери электроэнергии в ЭС можно приближенно определить по формуле

. (4.107)

Стоимость потерь электроэнергии в проектируемой ЭС

, (4.108)

где β – стоимость 1 кВт·ч потерянной электроэнергии, руб./кВт∙ч.

При известной величине суммарных ежегодных издержек

(4.109)

может быть определена среднегодовая себестоимость передачи 1 кВт·ч электроэнергии по ЭС. Она равна отношению ежегодных издержек на ЭС к количеству полезно переданной потребителям электроэнергии:

. (4.110)

Средние значения Сдля электропередачи 110 – 750 кВ приведены на рис. 4.16.

Величины себестоимости и удельных капитальных вложений являются достаточно показательными технико-экономическими характеристиками. Сравнение этих величин со средними значениями (рис. 4.13 – 4.16) позволяет судить о целесообразности принятых в проекте решений.