8 Выбор оптимального варианта развития

электрической сети

Согласно [4], при сопоставлении вариантов в задачах, не требующих определения общей эффективности и в которых доходы идентичны во всех вариантах, сравнительная эффективность может оцениваться путём сопоставления затратной части интегрального эффекта (суммарных дисконтированных затрат)З_д.с.

Для статических задач, в которых строительство электрической сети ведётся не более одного года и текущие показатели постоянны в течение всего расчетного периода,

З_д.с= К_с+ И_с'/Е_, (8.1)

где К_с– капитальные вложения в электрическую сеть, определяемые по укрупнённым показателям стоимости элементов электрических сетей;

И_с' – годовые издержки, определяемые без учёта амортизационных отчислений на реновацию;

Е– реальная (чистая) норма дисконта, принимаемая в расчетах на перспективу равной 0,1.

В свою очередь

К_с= ∑К_л+ ∑К_п, (8.2)

где ∑К_ли ∑К_п– капитальные вложения в линии и ПС сети;

И_с' = И_ор.с+ И_Wс; (8.3)

И_ор.с= И_ор.л+ И_ор.п; (8.4)

И_Wс= И_Wл+ И_Wп, (8.5)

где И_ор.с, И_ор.ли И_ор.п– затраты на эксплуатацию, соответствующие годовым издержкам на техническое обслуживание и ремонт сети, линий и ПС;

И_Wс, И_Wли И_Wп – стоимость потерь электроэнергии в сети, линиях и на ПС.

При выполнении расчетов, связанных с определением оптимального варианта, следует учитывать только различающиеся элементы и показатели сети. Так, при сравнении вариантов сети одного номинального напряжения должны учитываться:

1) К_ли соответствующие им И_ор.лпри различных трассах, длинах, числе цепей линий;

2) К_пи соответствующие им И_ор.ппри различных схемах ОРУ ВН ПС и различном числе выключателей ОРУ СН ИП;

3) И_ΔWллиний сети, учитываемых при различных трассах, длинах, числе цепей.

При одинаковой нагрузке узлов сети сопоставление вариантов осуществляется без учёта стоимости потерь электроэнергии на ПС. Тогда на основе формул (8.3)–(8.5)

И_с' = И_ор.л+ И_ор.п+ И_Wл. (8.6)

Для сопоставимости результатов расчетов затраты по вариантам сети определяются по одному источнику в ценах одного уровня [4].

При расчетах используются следующие формулы и величины.

Капитальные вложения в линии:

К_л= к_о∙L; (8.7)

где к_о– стоимость сооружения 1 км линии соответствующего напряжения (табл. А.5);

L– длина линии.

Стоимость сооружения ПС сети К_ппринимается по данным табл А.11 в зависимости от схемы ОРУ ВН и сотношения напряжений на ПС.

Стоимость ячеек выключателей ОРУ СН ИП опрделяется по формуле:

К_ИП= к_яч∙n_яч, (8.8)

где к_яч−стоимость ячейки выключателя ОРУ СН ИП, принимаемая по данным табл А.12 в зависимости от его тока отключения ;

n_яч− количество ячеек ОРУ СН ИП, учитываемых при сравнении вариантов.

Годовые издержки на техническое обслуживание и ремонт линий:

И_ор.л=a_ор.л∙∑К_л, (8.9)

где a_ор.л– ежегодные издержки на техническое обслуживание и ремонт линий, в отн.ед. стоимости основных фондов по линиям сети; для линий 110 кВ α_ор.л= 0,012 (табл. А.13).

Годовые издержки на техническое обслуживание и ремонт ПС и ИП:

И_ор.п=a_ор.п∙∑К_п', (8.10)

где a_ор.п– ежегодные издержки на техническое обслуживание и ремонт ПС и ИП, в отн.ед. стоимости основных фондов по ПС и ИП; для ПС 110 кВ α_ор.п= 0,024 (табл. А.13).

Стоимость потерь электроэнергии в линиях:

И_Wл=SW_л∙β'; (8.11)

W_л= 3n_цепІ_л²R_лτ_л10^-6, (8.12)

где І_л– ток в линии (на одну цепь) в режиме максимума электрической нагрузки сети;

I_л= (√(P_л²+Q_л²))∙10³/(√3U_ном∙n_цеп), (8.13)

где P_л,Q_л– значения активной и реактивной мощности в режиме максимума электрических нагрузок, принимаемые из табл. 5 и 6;

n_цеп– количество цепей в линии.

R_л– активное сопротивление линии (на одну цепь) (см. табл. 10);

_л– годовое время наибольших потерь в линии;_л =f(Т_нб.л) может быть определено по формуле:

≈ (0,124 +T_нб /10⁴)²8760; (8.14)

β' – удельная стоимость нагрузочных потерь в линиях, равная среднему тарифу на электроэнергию на входе в электрические сети 110 (150) кВ и ниже; β' = 4,0510⁻²тыс. дол./(МВтч) (табл. А.15).

Примечание. В табл. А.5, А.11 и А.12, составленных на основании данных «Норм определения экономической эффективности капитальных вложений в энергетику. Энергосистемы и электрические сети» (НТП ЭК) [4], значения стоимости сооружения линий и ПС сети, а также тариф на электроэнергию на входе в электрические сети 110 (150) кВ и ниже (табл. А.15) приводятся в долларах США. Перевод в национальную валюту производится по официальному курсу НБУ на момент выполнения расчетов, используя коэффициент к_НБУ.

Результаты расчетов показателей для линий и ПС вариантов развития электрической сети представляются в табл. 17 и 18.

Таблица 17 − Определение показателей линий, учитываемых в сравнении вариантов развития электрической сети

Величина	Линии 1 варианта
	Б-3	3-2	2-1	1-4	4-Б	Б-5
Lл, км	21,25	26,25	37,5	31,25	27,5	25
nцеп(F), шт.(мм2)	1(240/32)	1(240/32)	1(240/32)	1(240/32)	1(240/32)	2(240/32)
ко, тыс. дол./км	25	25	25	25	25	41
Кл, тыс. дол.	513,25	656,25	937,5	781,25	687,5	1025
∑Кл, тыс. дол.	4600,75
aор.л, отн. ед.	0,028
Иор.л, тыс. дол.	128,821
Sл, МВА	37,94+j15	23.06+ j9.11	1.67+ j0.66	15.07+ j5.96	36.46+ j14.41	25,11+ j9.92
Іл, А	214,13	130,14	9,42	85,06	205,77	70,85
Rл, Ом	2.55	3.15	4.5	3.75	3.3	3
Тнб.л, ч/год	6067.22	6355.16	4500	4500	5966.68	5986
tл, ч/год	4677,44	5053,33	2886,21	2886,21	4549,61	4574,04
Wл, МВтч	1640,68	808,78	3,46	234,93	1907,1	413,29
Wл, МВтч	5008,24
b', тыс. дол./(МВтч)	4,05·10−2
ИWл, тыс. дол.	202,83

^*) на одну цепь

Продолжение таблицы 17

Величина	Линии 3 варианта
	Б-3	3-2	2-4	4-Б	Б-5	3-4
Lл, км	21,25	26,25	31,25	27,5	25	31,25
nцеп(F), шт.(мм2)	1(240/32)	1(240/32)	1(240/32)	1(240/32)	2(240/32)	2(240/32)
ко, тыс. дол./км	25	25	25	25	41	41
Кл, тыс. дол.	531,25	656,25	781,25	687,5	1025	1281,25
∑Кл, тыс. дол.	4962,5
aор.л, отн. ед.	0,028
Иор.л, тыс. дол.	138,95
Sл, МВА	33.6+ j13.28	18.72+ j7.39	2.67+ j1.06	40.8+ j16.13	25,11+ j9.92	16,74 +j6.62
Іл, А	189,63	105,63	15,08	230,27	70,85	47,24
Rл, Ом	2.55	3.15	3.75	3.3	3	3.75
Тнб.л, ч/год	6110.73	6500	6500	6967.28	5986	4500
tл, ч/год	4733,31	5247,91	5247,91	5900,69	4574,04	2886,21
Wл, МВтч	1302,09	553,34	13,43	3097,51	413,29	225,95
Wл, МВтч	5605,61
b', тыс. дол./(МВтч)	4,05·10−2
ИWл, тыс. дол.	227,03

^*) на одну цепь

Таблица 18 − Определение показателей ПС и ИП, учитываемых в сравнении вариантов развития электрической сети

Величина	Узлы 1 варианта
	1	2	3	4	5	Б
Шифр ОРУ ВН	110-4	110-4	110-4	110-4	110-2	330-9
Шифр ОРУ СН	-	-	35/5	35/5	-	110-8
Шифр ЗРУ НН	10-1	10-1	10-1	10-1	10-1	-
nтxSн.т, шт.xМВА	2×16	2×16	2×10	2×16	2×25	-
Uвн /Uсн /Uнн, кВ	110/10	110/10	110/35/10	110/35/10	110/10	330/110/НН
Кп, тыс. дол.	750	750	870	920	850	248
∑Кп, тыс. дол.	4388
ор.п, отн. ед.	0,024
Иор.п, тыс. дол.	105,312

Продолжение таблицы 18

Величина	Узлы 3 варианта
	1	2	3	4	5	Б
Шифр ОРУ ВН	110-2	110-4	110-4	110-6	110-2	330-9
Шифр ОРУ СН	-	-	35/5	35/5	-	110-8
Шифр ЗРУ НН	10-1	10-1	10-1	10-1	10-1	-
nтxSн.т, шт.xМВА	2×16	2×16	2×10	2×16	2×25	-
Uвн /Uсн /Uнн, кВ	110/10	110/10	110/35/10	110/35/10	110/10	330/110/НН
Кп, тыс. дол.	700	750	870	1170	850	248
∑Кп, тыс. дол.	4588
ор.п, отн. ед.	0,024
Иор.п, тыс. дол.	110,112

Оптимальному варианту развития электрической сети, соответствует условие минимума затратной части интегрального эффекта, т.е.

З_д.с→min. (8.15)

Оптимальным вариантом развития электрической сети, соответствующим условию минимума затратной части интегрального эффекта, является вариант

№ 3.

Результаты определения оптимального варианта развития электрической сети заносятся в табл. 19.

Примечание. При оформлении раздела бакалаврской работы для перерасчета показателей стоимости в табл. 17−19, приведенных в тыс. дол., к национальной валюте следует использовать коэффициент НБУ к_НБУ на время выполнения расчетов.

Таблица 19 –Определение оптимального варианта развития электрической сети

Величина	Вариант 1	Вариант 3
Uном, кВ	110	110
∑Кл, тыс. дол.	4600,75	4962,5
∑Кп', тыс. дол.	4388	4588
Иор.л, тыс. дол.	128,821	138,95
Иор.п, тыс. дол.	105,312	110,112
ИWл, тыс. дол.	202,83	227,03
Кс, тыс. дол.	8988,75	9550,5
Ис', тыс. дол.	436,96	476,092
Е, отн. ед.	0,1	0,1
Зд.c, тыс. дол.	13358,35	14311,42