12.1. Предварительные замечания

Общая задача, возникающая при проектировании систем передачи и рас­пределения электроэнергии, заключается в выборе самых рациональных решений и в выборе наилучших параметров этих решений. При этом приходиться решать следующее наиболее характерные задачи:

- выбор конфигурации электрической сети и ее конструктивного исполне­ния (воздушная, кабельная);

- выбор числа цепей каждой из линий и числа трансформаторов подстанций;

- выбор номинального напряжения линий;

- выбор материала и площади сечений проводов линий;

- выбор схем подстанций;

- обоснование технических средств обеспечения требуемой надежности электро­снабжения потребителей;

- выбор технических средств обеспечения требуемого качества напряжения;

- обоснование средств повышения экономичности функционирования элек­трической сети;

- выбор средств повышения пропускной способности сети.

Методика технико-экономических расчетов и соответствующие критерии эко­номической эффективности выбираются в зависимости от формулировки задачи. При­менительно к элементам систем передачи и распределения электроэнергии в зависимо­сти от их назначения условно можно выделить следующие задачи [66]:

- выдача мощности проектируемой электростанции в систему;

- присоединение нового потребителя к существующей электрической сети;

- развитие электрической сети для повышения надежности электроснабже­ния потребителей;

- развитие электрической сети для повышения экономичности ее функцио­нирования.

Конечно, объекты системы передачи и распределения электроэнергии могут иметь и комплексное назначение. Например, присоединение новой электростан­ции для выдачи ее мощности в систему одновременно может служить и средством повышения надежности системообразующей сети. Если решается задача подклю­чения к сети нового потребителя, то эффект проявляется прежде всего за счет продажи дополнительной электроэнергии. При этом, однако, как, правило, приня­тие решения по варианту развития электрической сети осуществляется на основа­нии сравнительной эффективности различных вариантов, которые могут учиты­вать одновременно и фактор надежности.

Если основной целью развития сети является повышение надежности, то она может быть достигнута за счет сооружения дополнительных резервных ли­ний, глубоких вводов повышенного напряжения в центры нагрузок, увеличения числа трансформаторов на подстанции и др. Данные мероприятия одновременно способствуют повышению экономичности функционирования сети за счет сни­жения потерь мощности и электроэнергии.

Любое решение по развитию электрической сети связано с более общей за­дачей развития энергосистемы в целом. Действительно, например, подключение к сети нового потребителя может быть осуществлено лишь в том случае, если в системе есть резерв генерирующей мощности. В противном случае должны быть учтены затраты на создание дополнительных генерирующих источников и их эксплуатацию. Однако при решении частных задач электрических сетей произве­сти оценку эффективности развития всей энергосистемы бывает затруднительно. Поэтому обычно в таких случаях учет необходимого развития генерирующих мощностей осуществляют посредством соответствующей оценки стоимости 1кВтч потерь электроэнергии в электрических сетях.

12.2. ОСНОВНЫЕ ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ

К основным экономическим показателям систем передачи и распределения электроэнергии отнесем капитальные затраты (вложения), ежегодные издержки (годовые эксплуатационные расходы), чистый дисконтированный доход и срок окупаемости сооружаемого объекта.

Капитальные затраты (инвестиции) — это единовременные (разовые) денежные средства, которые необходимы для строительства новых или реконст­рукции существующих объектов. Применительно к системам передачи и распре­деления электроэнергии капитальные затраты (стоимость сооружения) можно представить в виде следующих составляющих:

(12.1)

где К_пс1, К_пс2 — стоимость повышающих и понижающих подстанций; К_л — стои­мость сооружения линии электропередачи.

Стоимость каждого элемента системы, учитываемого в формуле (12.1), оп­ределяется многими факторами. Так, на стоимость сооружения воздушной линии электропередачи влияют ее номинальное напряжение, конструкция фазы и пло­щадь сечения проводов, число цепей, тип и материал опор, климатические районы сооружения линии по гололеду и по ветру, характер рельефа местности и условия прохождения трассы линии (населенная, ненаселенная местность), удаленность от производственных баз и др. Конечная стоимость линии рассчитывается при ее конкретном проектировании на основании выполнения сметного расчета по зара­нее определенным вышеперечисленным факторам. На начальной стадии принятия решений обычно неизвестными (варьируемыми) факторами являются номиналь­ное напряжение и площадь сечения проводов фазы линии. Остальные факторы обычно заданы при проектировании каждой конкретной линии. Поэтому выбор рациональных параметров линии (напряжения, площади сечения проводов) при­ходится осуществлять на основании сравнения их многочисленных вариантов до составления детальной сметы. В этих условиях для оценки стоимости используют накопленный опыт проектирования и строительства линий, на основе которою разработаны укрупненные показатели стоимости [6]. Для воздушных линий элек­тропередачи стоимость 1 км представляется в виде таблиц для различных номи­нальных напряжений, типов и материалов опор в зависимости от площади сече­ния проводов фаз. Для использования укрупненных показателей стоимости в сравнительных технико-экономических расчетах табличные значения стоимости часто аппроксимируют, представляя зависимость стоимости от искомых парамет­ров (площади сечения проводов или напряжения линии и площади сечения). Так, при фиксированном напряжении стоимость 1 км линии от площади сечения F описывают линейной зависимостью

(12.2)

где a,b — коэффициенты аппроксимации.

Зависимость от площади сечения и напряжения U одновременно представляют в виде:

(12.3)

Значения коэффициентов аппроксимации А_Л, В_Л, С_Л для воздушных линий напряжением 35—500кВ по данным [67] приведены в табл. 12.1 (в ценах 1977 г.).

Таблица 12.1 Коэффициенты к формуле (12.3)

Стоимость подстанции укрупнено может быть представлена в виде:

(12.4)

где K_ti, К_ячj, K_{КУ К} — стоимость однотипных трансформаторов (автотрансформато­ров), ячеек распределительных устройств и компенсирующих устройств соответственно; п_ti, n_ячj, n_{к ук} — соответственно число однотипных элементов из общего числа I, J, К.

При этом под ячейкой подразумевается набор оборудования для присоеди­нения линии, трансформатора или шин, состоящий из выключателя, разъедините­лей, трансформаторов тока, трансформаторов напряжения и др.

В стоимость подстанции входит также постоянная составляющая капиталь­ных затрат К,„ включающая стоимости здания щита управления, релейной защиты и автоматики, оборудования собственных нужд подстанции, водо- и теплоснаб­жения, ограждения, дорог, освещения территории и др. Эта стоимость задается в укрупненных показателях в зависимости от первичной схемы и числа присоеди­нений распределительного устройства высшего напряжения подстанции.

Наряду с укрупненными показателями стоимости отдельных видов обору­дования подстанции так же, как и для линий электропередачи, могут быть пред­ставлены в виде аппроксимирующих зависимостей. Так, стоимость одного транс­форматора (автотрансформатора) определяется в виде:

(12.5)

стоимость одной ячейки с выключателем

(12.6)

где А, В, С — коэффициенты аппроксимации.

Стоимость компенсирующих устройств (батарей конденсаторов, шунти­рующих реакторов, синхронных компенсаторов) укрупнено определяется по их мощности Q_Ky:

(12.7)

где Аку — коэффициент аппроксимации.

Постоянная часть затрат приближенно может быть определена по выражению:

(12.8)

где А_п, В_п — коэффициенты аппроксимации.

Средние значения коэффициентов аппроксимации для подстанций с высшим на­пряжением 110—1150 кВ по данным [67] приведены в табл. 12.2 (в ценах 1977 г.).

Цены 1977 года, по которым вычислены коэффициенты, приведенные в табл. 12.1 и 12.2, с течением времени, конечно, изменились, особенно после 1991 года, и продолжают изменяться. Это вызывает серьезные затруднения при прове­дении технико-экономических расчетов, особенно при учебном проектировании. Обобщенный анализ изменения цен с учетом рекомендаций, приведенных в [68, 69], позволяет предложить переход от стоимостей, полученных по эмпирическим зависимостям на основании табл. 12.1 и 12.2, к стоимости в российских рублях на уровне 2005 года путем введения повышающего коэффициента k₂₀₀₅ ⁼ 82. При этом подчеркнем, что такая рекомендация дается исключительно с целью учета логических связей между стоимостью и соответствующими техническими пара­метрами и упрощения при проведении расчетов. С указанными оговорками коэф­фициент k₂₀₀₅ может использоваться только в учебных целях и только для сравни­тельных технико-экономических расчетов.

Таблица 12.2

З начения коэффициентов аппроксимации для расчета стоимостей подстанций

Аналогичный подход рекомендуется и в [69], где приведены базовые пока­затели стоимости элементов системы передачи и распределения электроэнергии (цены 1991 г.) и индексы цен по капитальным вложениям в 2002—2003 гг. по от­ношению к уровню сметных цен 1991 г.

Ежегодные издержки — это годовые эксплуатационные расходы, необхо­димые для эксплуатации сооружений и устройств системы передачи и распреде­ления электроэнергии. Они включают:

- отчисления на амортизацию объектов электрической сети;

- расходы на эксплуатацию (текущий ремонт и обслуживание);

- стоимость потерянной электроэнергии в элементах сети.

Сущность амортизационных отчислений основывается на том, что каждый объект электрической сети рассчитан на определенный срок службы t_c. Во время эксплуатации с течением времени объект приходит в негодность. Если ставится задача сооружения нового объекта взамен старого после окончания его срока службы (т. е. задача осуществления воспроизводства), то за этот период должны быть накоплены соответствующие средства. Это накопление и делается за счет амортизационных отчислений. Нормы на амортизацию выбирают в долях от пер­воначальных капитальных затрат К в зависимости от расчетного срока службы t_с объекта:

где K_Л — ликвидная (остаточная) стоимость объекта после прекращения его функцио­нирования, включающая стоимость материалов и оборудования, которые могут быть использованы по другому назначению после ликвидации данного объекта.

Из этой формулы видно, что норма на амортизацию обратно пропорцио­нальна сроку службы. Например, значение р_а для линий электропередачи на дере­вянных опорах должно быть принято больше, чем для линий на металлических опорах, т. к. срок службы последних выше.

Расходы на амортизацию должны определяться с учетом как физического, так и морального износа оборудования. При этом под моральным износом пони­мается ситуации, когда с течением времени выпускаемое новое оборудование то­го же назначения обладает улучшенными техническими характеристиками. На­пример, традиционно основным фактором морального износа трансформаторов считают повышенные потери мощности в их устаревших типах, отсутствие встро­енных устройств регулирования напряжения и др.

Зная норму отчислений на амортизацию, ежегодные расходы на амортиза­цию определяют по формуле:

(12.9)

Расходы на эксплуатацию электрической сети включают в себя ежегодные затраты на текущий ремонт и техническое обслуживание. Текущий ремонт необ­ходимо выполнять для поддержания соответствующего технического состояния электрической сети (замена поврежденных изоляторов на линии, покраска метал­лических опор и т. п.). Для этого нужно иметь ежегодные расходы на материалы, оборудование, топливо для транспорта, заработную плату ремонтному персоналу. Расходы на обслуживание включают заработную плату оперативному, техниче­скому и управленческому персоналу.

Эксплуатационные расходы зависят от напряжения и конструкции линий, подстанций. В проектных расчетах их определяют в долях от капитальных затрат:

(12.10)

Поскольку капитальные затраты в линии зависят от площади сечения про­водов, то такое вычисление эксплуатационных расходов допустимо лишь при оп­ределении общих годовых издержек. На самом же деле И_э не зависят от площади сечения проводов. Поэтому при выборе площади сечения проводов их следует принимать постоянными и исключить из рассмотрения.

В табл. 12.3 по данным [6] приведены нормы на амортизацию и обслужива­ние сети.

Таблица 12.3

Ежегодные издержки на амортизацию (включающие капитальный ремонт и реновацию (восстановление)) и обслуживание элементов электрической сети

Стоимость потерянной электроэнергии в электрической сети может быть представлена так:

(12.11)

где ΔW_H, ΔW_X — соответственно годовые нагрузочные потери энергии и потери холостого хода; — стоимость 1кВтч потерь электроэнергии.

Если для расчета потерь электроэнергии применить метод времени наи­больших потерь, то формула (12.11) принимает вид:

(12.12)

где ΔР_НБ нагрузочные потери мощности в режиме наибольших нагрузок; ΔР_Х — потери мощности холостого хода; τ — время наибольших потерь; Т — время работы в году рассматриваемого элемента сети.

Наличие потерь электроэнергии в электрической сети приводит к необходимости дополнительной выработки электроэнергии на электростанциях и, как следствие, дополнительным расходам финансовых средств энергосистемы на производство и передачу электроэнергии. Эти дополнительные расходы зависят от многих факторов: типов электростанций в системе, стоимости 1 кВт установ­ленной мощности на электростанциях, удельного расхода топлива на выработку ] кВтч электроэнергии и его стоимости и др. Поскольку нагрузка в системе изме­няется в соответствии с суточным графиком нагрузки, то электростанции в тече­ние суток загружаются не одинаково. В режимах наибольших нагрузок вынуж­денно загружают как экономичные, так и не экономичные электростанции, а в других (не максимальных) режимах появляется возможность неэкономичные станции держать в резерве. Поэтому в режимах наибольших нагрузок стоимость выработки электроэнергии оказывается выше, чем при средних и наименьших на­грузках. Следовательно, стоимость 1кВтч потерь электроэнергии в сетях также должна приниматься различной для потерь холостого хода (которые соответству­ют потребителю с неизменной нагрузкой в течение суток) и нагрузочных потерь, соответствующих потребителю, работающему с переменной в течение суток на­грузкой, т. е. должно быть соотношение β_н > β_х. Оценку стоимости нагрузочных потерь электроэнергии, поэтому, связывают с режимом работы элемента сети че­рез такие параметры графиков нагрузки, как время наибольших потерь т и коэф­фициент попадания наибольшей нагрузки данного элемента сети в максимум на­грузки энергосистемы

где Р_м — нагрузка данного элемента сети в максимум нагрузки энергосистемы; Р_НБ — наибольшая нагрузка элемента сети в его суточном графике.

Рис. 12.1. Суточные графики нагрузки системы (Р_с) и элемента сети (Р)

Смысл коэффициента k_m пояснен на рис.12.1, где мощность системы в ре­жиме наибольших нагрузок равна Р_{с н6}, а мощность рассматриваемого элемента сети при этом Р_м меньше его наибольшей нагрузки Р_н6. Очевидно, что значение k_m ≤1 при этом k_m = 1 в случае, когда нагрузка потребителя Р_н6 совпадает во време­ни с нагрузкой системы Р_си6.

На основе описанного общего подхода к оценке стоимости 1 кВт-ч потерь энергии в [6] предложены зависимости удельных затрат в системе на возмещение потерь электроэнергии, приведенные на рис. 12.2 (в ценах 1985 г.). Таким образом стоимость 1 кВт-ч рекомендуется принимать в зависимости от ре­гиона сооружения сети (от него зависит структура электростанций в соответст­вующей энергосистеме) и параметра .

При этом обычно полагается время работы элемента сети в году, равное 8760, и, соответственно, для определения стоимости потерь холостого хода = 8760 ч.

Вместе с тем, в [24] отмечается, что отдельные авторы указывают на зани­женные удельные затраты на покрытие потерь электроэнергии, получаемые по рис. 12.2, и рекомендуют их увеличивать в 1,5 раза.

С учетом динамики цен [68, 69] переход от стоимости 1 кВт-ч потерь энер­гии по рис. 12.2 к стоимости в российских рублях на уровне 2005 года может быть осуществлен посредствам повышающего коэффициента k_β=64. При этом под­черкнем, что такая рекомендация может быть использована исключительно в учебных целях и только для сравнительных технико-экономических расчетов.

Рис. 12.2. Удельные затраты на возмещение потерь электроэнергии в электрических сетях:

1 — ОЭС европейской части России;

2 — ОЭС Сибири; 3 — ОЭС Востока

В [69] предлагается затраты на возмещение потерь электроэнергии рассчи­тывать по тарифу на электроэнергию. Так, на начало 2004 г. средний тариф розничного рынка электроэнергии для потребителей Европейской зоны России сло­жился от 80 до 160 . Например, для потребителей Белорусской энергосистемы в 2004 г. средний тариф в российских денежных единицах составил 132 . Вместе с тем, в [69] отмечается, что строгая идеология ценообразования на рынке электроэнергии в настоящее время отсутствует. Таким образом, ежегодные издержки

(12.13)

Если проектирование элемента сети вести из условия, что после окончания срока его службы он будет не нужен, то из формулы ежегодных издержек исклю­чаются амортизационные отчисления:

(12.14)

Удельные ежегодные издержки, приходящиеся на единицу передаваемой электроэнергии, обычно называют себестоимостью передачи электроэнергии

(12.15)

где Р_нб — наибольшая передаваемая мощность; Т_нба— время использования наи­большей активной мощности.

Чистый дисконтированный доход (ЧДД) — в соответствии с [70] является одним из основных показателей эффективности инвестиционного проекта. Под ним понимают превышение суммарных денежных поступлений над суммарными затратами с учетом неравноценности эффектов, относящихся к различным момен­там времени. При этом дисконтированием называют приведение разновременных значений денежных потоков (денежных поступлений, капиталовложений и пр.) к их ценности на определенный момент времени, который называется моментом приведения. Основным экономическим нормативом, используемым при дискон­тировании, является норма дисконта Е, выражаемая в долях единицы или в про­центах в год.

Если дисконтирование (приведение) осуществляется к году строительства объекта, то показатель ЧДД имеет вид:

(12.16)

где Д_t — суммарный доход в год t, включающий плату за электроэнергию, полу­чаемую потребителями; И_t — годовые эксплуатационные и другие расходы в год t; K_t — капитальные затраты в год t; T — расчетный срок.

Сооружение объекта эффективно только при ЧДД > 0.

Если расчетный срок Т не ограничивать сроком службы объекта, то в экс­плуатационные расходы должны включаться амортизационные отчисления. Такие условия характерны для задач систем передачи и распределения электроэнергии, которые непрерывно развиваются, модернизируются, и поэтому для них невозможно установить конкретный срок службы.

В выражении (12.16) норма дисконта Е равна процентной ставке за предос­тавление кредита, либо за хранение средств в банке.

Срок окупаемости капитальных затрат — характеризует общую эффек­тивность капитальных затрат К [70]:

(12.17)

где П - прибыль, получаемая за счет сооружения объекта.

Применительно к электрическим сетям иногда используют следующее вы­ражение срока окупаемости:

(12.18)

Здесь К — капитальные затраты, используемые для усовершенствования (развития) объекта электрической сети; И₁,И₂ — годовые издержки до и после реализации капитальных затрат, И₂ < И₁ ,например, за счет снижения стоимости потерь электроэнергии.