5. Технико-экономические расчеты при сравнении вариантов

При проектировании электрических сетей и систем электроснабжения промышленных предприятий характерна многовариантность решения задач. Для выбора наиболее целесообразного варианта применяют технико-экономические расчеты.

В процессе курсового проектирования такие расчеты выполняются (в зависимости от задания на проектирование) в следующих случаях:

1) при выборе наиболее рациональной схемы питающей или распределительной сети;

2) при выборе уровня напряжения в системе внешнего или внутреннего электроснабжения;

3. при выборе числа и мощности силовых трансформаторов;

4. при разработке мероприятий по КРМ;

5. при разработке мероприятий по экономии электроэнергии.

При технико-экономическом сравнении сопоставляются только допустимые по техническим требованиям варианты, т.е. такие, в которых потребитель получает электроэнергию заданного качества при заданной степени надежности.

Экономическим критерием, по которому определяют наивыгоднейший вариант, является минимум приведенных (к одному году) затрат. Если намеченный срок строительства не более одного года, а ежегодные затраты на эксплуатацию постоянны, то приведенные затраты З определяются по формулам

З = Е_НК + И, (3.1)

где Е_Н - нормативный коэффициент эффективности капиталовложений (коэффициент приведения), равный 0,12 для бюджетных организаций;

К - единовременные капиталовложения по рассматриваемому варианту;

И - ежегодные издержки (эксплуатационные расходы) при нормальной эксплуатации.

При сравнении вариантов капиталовложения определяют по укрупненным показателям стоимости (УПС) линий, трансформаторов, распределительных ячеек, распределительных устройств и подстанций в целом. В УПС входит стоимость оборудования, стоимость строительной части и стоимость монтажных работ. Для основных элементов схемы электроснабжения УПС приведены в приложении 3 учебного пособия 1997 г издания [].

Ежегодные издержки определяются по выражению

И = И_А + И_Э + С_П, (3.2)

где И_А - амортизационные отчисления;

И_Э- расходы на эксплуатацию за год;

С_П - стоимость потерь электроэнергии за год.

Амортизационные отчисления включают издержки на капитальный ремонт и на накопление средств, необходимых для замены (реновации) изношенного и морально устаревшего оборудования. Определяются по формуле

И_а = ,

где Е_А - коэффициент (норма) амортизационных отчислений.

Расходы на эксплуатацию содержат отчисления на текущий ремонт (замена изоляторов, окрашивание опор и кожухов оборудования подстанций, периодические осмотры и профилактические испытания) и отчисления на обслуживание (зарплата, транспортные средства, жилые дома для персонала и т.д.). Обычно учитываются только отчисления на текущий ремонт, так как заработная плата и другие расходы на обслуживание одинаковы [7].

При этом

И_Э = ,

где Е_Т.Р - коэффициент (норма) отчислений на текущий ремонт.

Коэффициенты Е_Н, Е_Э, Е_ТР для различных элементов системы электроснабжения приведены в таблице 3.1.

Таблица 3.1

Нормативные коэффициенты Е_Н и нормы отчислений

на амортизацию Е_а и текущий ремонт Е_ТР

Элементы системы электроснабжения	Значения коэффициентов, доли ед.
	ЕА	ЕТР	ЕН	Е=ЕН+ЕТР+ЕА
1	2	3	4	5
ВЛ 35 - 160 кВ
на металлических и железобетонных опорах	0,028	0,004	0,12	0,152
на опорах из пропитанной древесины	0,053	0,01	0,12	0,183
на деревянных опорах с железобетонными пасынками	0,042	0,01	0,12	0,172
Кабельные линии в земле и под водой:
до 10 кВ включительно	0,03	0,015	0,12	0,165
35 кВ	0,041	0,02	0,12	0,181
110 кВ и выше	0,022	0,02	0,12	0,162
Кабельные линии, проложенные в помещении, а также открыто по эстакадам или конструкциям:
до 10 кВ включительно	0,024	0,01	0,12	0,152
35 кВ	0,033	0,005	0,12	0.158
Электродвигатели мощностью:
до 100 кВт	0,102	0,017	0,12	0,239
выше 100 кВт	0,074	0,01	0,12	0,204
Силовое электротехническое оборудование, распредустройства и подстанции	0,063	0,01	0,12	0,193
Токопроводы 6 - 10 кВ	0,03	0,01	0,12	0,16
Аккумуляторы станционные	0,154	0,02	0,12	0,294
То же, при непрерывном заряде	0,092	0,01	0,12	0,222
Измерительные и регулирующие приборы и устройства	0,12	0.01	0,12	0,25
Батареи статистических конденсаторов	0,075	0,008	0,12	0,203

Стоимость потерь электроэнергии в электрической сети рассматриваемого варианта определяется по выражению

, (3.3)

где  - основная ставка двухставочного тарифа, в рублях на киловатт;

 - дополнительная плата за 1 кВт час в копейках, принимаются по прейскуранту 09 - 01 "Тарифы на электрическую и тепловую энергию".

Значения  и  для некоторых энергосистем приведены в таблице 3.2. Значения приведены для того же года (1989), что и УПС в приложении 3 учебного пособия []. Поэтому пересчитывать стоимость электроэнергии к текущему году при экономическом сравнении вариантов не обязательно.

Если при расчете нагрузок потери мощности холостого хода трансформаторов учтены при определении расчетных мощностей, то значение потерь холостого хода P₀ при определении стоимости потерь можно не учитывать. В этом случае формула для стоимости потерь принимает вид

, (3.4)

где - потери электроэнергии за год.

Число часов использования максимума потерь _М зависит от числа часов использования максимума нагрузки Т_M и коэффициента мощности нагрузки. Его приближенное значение при cos  = 0,8 можно определить по формуле

. (3.5)

Таблица 3.2

Тарифы на электрическую энергию, отпускаемую

промышленным потребителям

Двухставочный тариф
 - основная плата за 1 кВт максимальной нагрузки, руб	 - дополнительная плата за 1 кВт ч, коп	Объединенные группы энергосистем	Энергосистема
33	0,5	II	Кузбассэнерго, Новосибирскэнерго, Омскэнерго, Алтайэнерго, Павлодарэнерго
36	0,9	III	Куйбышевэнерго, Саратовэнерго, Татэнерго, Волгоградэнерго, Грозэнерго, Башкирэнерго, Пермьэнерго, Свердловскэнерго, Челябэнерго, Карагандаэнерго
39	1,1	IV	Оренбургэнерго, Тюменьэнерго, Удмуртэнерго, Южказэнерго
45	1,5	VII	Архангельскэнерго, Комиэнерго

Число часов использования максимума активной нагрузки принимают в зависимости от сменности по таблице 3.3.

Таблица 3.3.

Значения Т_М и _М.

Режим работы	ТМ	М при cos 
		0,8	1
Односменный	1500-2000	650-920	500-700
Двухсменный	2500-4000	1250-2400	950-2050
Трехсменный	4500-6000	2900-4550	2500-4000
Непрерывный	6500-8000	5200-7500	4500-7000

При сравнении трех и более вариантов выбирают вариант с наименьшими приведенными затратами по (3.1), причем при расчетах затрат обычно исключают затраты на одинаковые элементы. Приведенные затраты для оптимального варианта должны быть меньше приведенных затрат по другим вариантам не меньше чем на 5 - 10 %. При сравнении небольших сетей или отдельных объектов варианты считаются равноэкономичными, если разница между приведенными затратами меньше 5 % [23]. Выбор вариантов из числа равноценных осуществляют на основе качественных показателей, которые не имеют непосредственного стоимостного выражения. Вариант системы электроснабжения обладает более высокими качественными показателями, если у него, например, выше номинальное напряжение сети, меньше потери мощности и напряжения в сети, более благоприятные условия для монтажа и т.д.

При сравнении двух вариантов, в случае K₂>K₁ и U₁>U₂, используют формулу срока окупаемости

, (3.6)

где К₁ и К₂ - капитальные вложения в вариантах;

И₁ и И₂ - ежегодные эксплуатационные расходы в тех же вариантах.

Экономически целесообразный срок окупаемости называют нормативным

Т_Н = 1 / Е_Н..

Для бюджетных организаций при Е_Н = 0,12 Т_Н = 8,3 лет.

Вычисленный по (3.6) срок окупаемости сравнивают с нормативным. При Т_ОКТ_Н варианты считают равноэкономичными. При Т_ОК < Т_Н экономичным будет вариант с большими капитальными вложениями и меньшими годовыми эксплуатационными расходами. При Т_ОК > Т_Н экономичным будет вариант с меньшими капитальными затратами.

При исчислении приведенных затрат следует учитывать все составляющие, которые могут иметь место, но которые не входят в УПС.

1. Следует учитывать стоимость дополнительной территории, необходимой для размещения сетей и подстанций, если она разная в вариантах. Эта стоимость может быть оценена в 12 -15 руб. / м² (в ценах 1989 г.).

2. Необходимо учитывать затраты на компенсацию реактивной мощности, которые могут отличаться в разных вариантах вследствие различных экономических значений реактивной мощности Q_Э, задаваемых энергосистемой (в вариантах с разными напряжениями питающей сети). Поэтому при рассмотрении вариантов в (5.1) включаются приведенные затраты на компенсацию реактивной мощности и формула приведенных затрат принимает вид

З = Е_НК + И +З_К, (3.7)

где З_К = З_УД._К Q_Э (3.8)

приведенные затраты на компенсацию; удельные затраты, руб/кВАр; Q_Э - экономическое значение реактивной мощности.

При отсутствии точных данных удельные затраты З_Уд.К можно принять равными 3,5 руб. / кВАр. в год [25].

3. При сравнении вариантов электроснабжения с вторичными напряжениями распределительных сетей 6 кВ и 10 кВ следует учитывать удорожание электродвигателей 10 кВ и ухудшение их КПД по сравнению с электродвигателями 6 кВ. При отсутствии конкретных данных это удорожание может быть принято 2,14 руб. / кВт [25]. Удорожание по варианту в целом получается на величину

,

где Ð_НОМ - суммарная номинальная мощность электродвигателей, которые могут быть выбраны на 10 кВ.

Стоимость дополнительных потерь в рублях в год в электродвигателях 10 кВ можно ориентировочно определить по формуле

,

где 0,0055 - среднее увеличение потерь на 1 кВт номинальной мощности электродвигателя в киловаттах на ватт;

т = С = _т - стоимость 1 кВт потерь ( рубль/киловатт).