5.11. Определение технико-экономических показателей передачи электроэнергии по сети 0,38 кВ населенного пункта

В настоящее время, характеризуемое переходным периодом экономических реформ, в т. ч. и реформированием электроэнергетики, выполнение расчетов себестоимости передачи энергии затруднено по многим причинам. Главными причинами являются отсутствие на сегодняшний день фиксированных цен на электрооборудование линий электропередачи и подстанции, постоянно изменяющиеся тарифы на электроэнергию, связанные с отказом от централизованного энергоснабжения и введением конкурентного рынка. Поэтому приведенные ниже расчеты носят достаточно условный характер и выполнены в чисто учебных целях, чтобы показать один из способов определения приведенных затрат и себестоимости электроэнергии в сетях низкого напряжения.

При выполнении приняты следующие исходные положения.

1. Капитальные затраты на элементы сетей принимались в ценах 1991 г. (табл. 5156). Такой же принималась оплата одной условной единицы – 28 руб./год.

2. Нормы реновационных отчислений для ВЛ 0,38 кВ и электрооборудования подстанций 10/0,4 кВ также приняты в соответствии с постановлением СМ бывшего СССР, а амортизационные отчисления  в соответствии с нормативами бывшего Госплана СССР, действовавшими до 1991 г.

В учебном процессе при выполнении курсовых и особенно дипломных проектов студенты по указанию руководителя должны внести в исходные технико-экономические показатели коррективы, соответствующие официальному уровню инфляции или решать задачу посредством современных сегодня бизнес-планов.

Прежде чем провести расчеты технико-экономических показателей спроектированной сети 0,38 кВ, необходимо определить потери мощности и электрической энергии в ней, т. к. эти параметры играют важную роль в этих расчетах.

1. Определение потерь мощности и энергии в линиях 0,38 кВ. Возможен непосредственный прямой расчет потерь мощности в ВЛ и КЛ по величинам активного сопротивления каждого участка сети и протекающего по нему тока. Для линии № 1, отходящей от ТП-2 и состоящей из одного участка и двух параллельно проложенных кабелей, потери мощности составляют

кВт.

Для разветвленных линий подобный расчет вручную достаточно трудоемок и его упрощают с помощью коэффициента связи (K_н/м) между U и Р (63) и коэффициента разветвления K_раз. Потери мощности в процентах (Р_%) определяют по выражению (63). Потери мощности (кВт) находятся по формуле

где S_г и cos  соответственно расчетная мощность и коэффициент мощности головного участка, значения которых для линий 0,38 кВ ТП-2 принимаются по табл. 56 и 57.

Потери электрической энергии:

W = P.

Время максимальных потерь  зависит от многих факторов – коэффициента заполнения графика загрузки линии, коэффициента формы и т. п. Анализ типовых графиков потребителей показал, что значение  можно оценить по приближенной формуле

где K_з – коэффициент заполнения сезонного или годового графика нагрузки, а Т – число часов, для которого вычисляются потери, для года Т = 8760 ч. Учитывая, что для годового графика K_з = Т_max/8760, время максимальных потерь можно определить по выражению

(70)

Рекомендуемые значения Т_max и  для годовых графиков нагрузки принимаются в соответствии с табл. 50.

В табл. 69 для всех ВЛ населенного пункта (кроме короткой кабельной линии № 1 от ТП-2) приведены все необходимые данные для определения потерь мощности и электроэнергии. В силу сокращения объема данного пособия электрический расчет для линий ТП-3 в разд. 5.6 не включен, но в табл. 69 приведены данные по мощностям головных участков.

Таблица 69

Годовое потребление и потери электроэнергии и мощности

в линиях 0,38 кВ населенного пункта

Номер ТП	Номер линии	Sг, кВА	tg	Kн/м	Kраз	U, %	Р, %	Р, кВт	, ч/год	W, кВт  ч	Тmax, ч/год	Wл, тыс. кВт  ч
ТП-2	1	130	0,29			0,8		1,05	1040	1092,0	2200	274,56
	2	28,95	0,88	0,98	0,90	1,24	1,094	0,24	760	182,4	1700	36,91
	3	34,84	0,33	0,85	0,75	1,24	0,79	0,26	610	158,6	1300	43,03
ТП-3	1	116,5	0,88	0,98	0,80	1,95	1,53	1,34	1040	1393,6	2200	192,23
	2	45,0	0,48	0,85	0,90	1,4	1,07	0,43	860	369,8	1900	76,95
	3	80,6	0,75	0,93	0,75	1,82	1,27	0,82	1160	951,2	2400	154,75
	4	63,2	0,51	0,86	0,80	1,61	1,11	0,62	1160	719,2	2400	135,0
Итого								4,76		4866,8		913,43

Таким образом, в среднем по населенному пункту потери электроэнергии в ВЛ 0,38 кВ составляют W100/W = 4866,8  100/913430 = 0,533 % от полезно отпущенной электрической энергии.

2. Определение потерь электрической энергии в трансформаторах ТП 10/0,38 кВ. Годовые потери электроэнергии в трансформаторах определяются по выражению (61). Значения Р_х и Р_к принимаются по каталожным данным (табл. 13), значения S_расч берутся по результатам предыдущих расчетов (табл. 58), а значения  по эмпирической формуле (70). Годовое число часов использования максимальной нагрузки Т_max определяется по [2, табл. 1.8]. Для ТП-2 принимаем Т_max = 2500 ч, для ТП-3 – Т_max = 2700 ч. Тогда

_ТП-2 = 0,16  2500 + 0,84  2500²/8760 = 999 ч/год,

_ТП-3 = 0,16  2700 + 0,84  2500²/8760 = 1131 ч/год,

Потеря электрической энергии в трансформаторах ТП-2:

= 10360 кВт  ч/год.

Результаты расчета потерь электроэнергии в трансформаторах обеих подстанций приведены в табл. 70. Таким образом, суммарные годовые потери электроэнергии в ВЛ 0,38 кВ и в трансформаторах 10/0,4 кВ равны

W = W_л + W_т = 4866,8 + 20384 = 25250,8 кВт  ч/год,

что составляет 2,76 % от общего электропотребления.

Таблица 70

Потери электрической энергии

в трансформаторах ТП 10/0,4 кВ

Номер ТП	Sном, кВА	Sрасч, кВА	Рх, кВт	Рк, кВт	Тmax, ч	, ч/год	Wт, кВт  ч
ТП-2	2160	166	0,51	2,65	2500	999	10360
ТП-3	250	230	0,74	3,7	2700	1131	10024
Итого							20384

После определения потерь электрической энергии можно перейти к определению технико-экономических показателей сети 0,38 кВ населенного пункта.

В табл. 71 приведены числовые значения основных показателей, используемых в дальнейших расчетах. Двухтрансформаторная ТП-2 населенного пункта принята закрытого исполнения, ее стоимость принята для КТП с тремя вводами (табл. 54). Однотрансформаторная ТП-3 также закрытого исполнения с одним вводом. Стоимость ВЛ на железобетонных опорах принята для 3-го района по гололеду (табл. 55), стоимость кабельных линий 0,38 кВ, в силу их небольшой длины, принята равной стоимости ВЛ.

Таблица 71

Исходные технико-экономические показатели

ТП 10/0,4 кВ и ВЛ 0,38 кВ

Элемент сети	Капитальные затраты		Нормы амортизационных отчислений, %		Условные единицы
	ТП, тыс. руб.	линии, тыс. руб./км	ррен	Рк.р	ед./ТП в год	ед./км в год
ТП-1 10/0,4	9,34	–	3,5	2,9	5,1	–
ТП-2 10/0,4	4,48	–	3,5	2,9	4,0	–
ВЛ 0,38 кВ	–	4,1	3,0	0,6	–	2,3

В рассматриваемом населенном пункте подлежат сооружению две трансформаторные подстанции 10/0,4 кВ. Протяженность КЛ и ВЛ 0,38 кВ от ТП-2 равна (см. разд. 5.6) 950 м, от ТП-3 – 1950 м (в данном методическом пособии подробный расчет ТП-3 не приводится).

1. Суммарные капитальные вложения:

K = K_ТП + K_ВЛ = (9,34 + 4,48) + 4,1(0,95 + 1,95) = 25,71 тыс. руб.

2. Отчисления на амортизацию:

И_ам = (9,34 + 4,48)0,035 + 4,1(0,95 +1,95)0,03 = 0,84 тыс. руб.

3. Отчисления на капитальный ремонт:

И_к.р = (9,34 + 4,48)0,029 + 4,1(0,95 +1,95) 0,006 = 0,472 тыс. руб.

4. Затраты на обслуживание сети. Количество условных единиц:

у.е. = 5,1 4 + 2,3(0,95 + 1,95) = 15,77 ед.,

тогда

И_обс = 15,77  28  10^–3 = 0,44 тыс. руб.

5. Издержки на потери энергии. Стоимость электроэнергии условно принимаем З_п = 0,04 руб./(кВт  ч). Потери электрической энергии в сетях населенного пункта вычисленные выше составили 25251 кВт  ч. Поэтому

И_э.э = 25251  0,04 = 1010,04 руб = 1,01 тыс. руб.

6. Себестоимость передачи электроэнергии по сетям 0,38 кВ. Суммарные годовые издержки:

C = И_ам + И_к.р + И_э.э + И_обс = 0,84 + 0,47 + 1,01 + 0,44 = 2,76 тыс. руб.

Тогда себестоимость передачи

С' = C/W = 2,76/913,43 = 0,003 руб./(кВт  ч).

7. Приведенные затраты на передачу электрической энергии через ТП 10/0,4 кВ и ВЛ 0,38 кВ можно рассматривать как одну из превращенных форм стоимости. Они представляют собой сумму годовых текущих затрат (себестоимости) и капитальных затрат, приведенных к одинаковой размерности при помощи нормативного коэффициента Е_н, равного 0,12–0,15, т. е.

З = Е_н K + С = 0,12  25,71 + 2,76 = 5,845 тыс. руб.

Коэффициент Е_н иногда называют коэффициентом приведения или дисконтирования. Удельные приведенные затраты на передачу электрической энергии через ТП 10/0,4 кВ и ВЛ 0,38 кВ равны

З_уд = З/W = 5,845/913,43 = 0,0064 руб./(кВт  ч).