Основы проектирования энергосистем. В 2 ч. Ч. 2

7.1.4. Расчет экономических показателей

Стоимость передачи электроэнергии определяется по формуле

где Ен – нормативный коэффициент эффективности капитальных затрат (при рыночной экономике – банковский процент по ссуде);

К и И – капитальные затраты и годовые эксплуатационные расходы во все вновь вводимые элементы сети.

Для укрупненного расчета капитальных затрат воспользуемся эмпирическими зависимостями, полученными в [50].

Капитальные затраты состоят из затрат на линии и затрат на подстанции.

Капитальные затраты на 1 км линии напряжением 35–750 кВ могут быть определены по формуле

Кл Ал ВлUном2 СлF,

где Ал, Вл, Сл – коэффициенты аппроксимации; F – сечение одной фазы линии.

Значения коэффициентов Ал, Вл, Сл для второго климатического района по гололеду приведены в табл. 7.6.

Таблица 7.6

Значения коэффициентов аппроксимации для расчета стоимости линий

182

Капитальные затраты на подстанцию могут быть определены в виде

Кпс = Ктmт + Квmв + Ккmк + Кп,

где mт, mв, mк – соответственно число трансформаторов (автотрансформаторов), ячеек с выключателями, компенсирующих устройств;

Кт, Кв, Кк – стоимость каждого элемента;

Кп – постоянная часть затрат на подстанцию. Стоимость одного трансформатора определяется в виде

Кт Ат ВтUном2 СтSтном ,

где Ат, Вт, Ст – коэффициенты аппроксимации; Uном – высшее напряжение трансформатора, кВ;

Sт ном – номинальная мощность трансформатора, МВ.А. Стоимость ячейки с выключателем

Кв Ав ВвUном2 ,

где Ав, Вв – коэффициенты аппроксимации. Стоимость компенсирующего устройства

Кк АкQк ,

где Ак – коэффициент аппроксимации;

Qк – мощность компенсирующего устройства, Мвар. Постоянная часть затрат приближенно может быть определена

по выражению

Кп Ап ВпUном2 ,

183

где Ап, Вп – коэффициенты аппроксимации.

Средние значения коэффициентов аппроксимации приведены в табл. 7.7.

Таблица 7.7

Значения коэффициентов аппроксимации для расчета стоимости подстанций

Годовые эксплуатационные расходы (издержки) определяются по формуле

И = (ра + рто)К + Wx x + Wн н,

где ра, рто – отчисления на амортизацию и текущий ремонт [10, 77]; Wx, Wн – потери энергии холостого хода и нагрузочные;

x, н – стоимость 1 кВт ч потерь энергии холостого хода и нагрузочных потерь.

184

Для расчета потерь электроэнергии могут быть использованы рекомендации, приведенные в [49].

Результаты расчета экономических показателей для всех намеченных стратегий развития энергосистемы рекомендуется представить в виде табл. 7.8.

Таблица 7.8

Результаты расчета экономических показателей

7.1.5. Принятие решений в условиях неопределенности

Для принятия решений необходимо составить платежную матрицу стоимости передачи электроэнергии. Результаты расчетов рекомендуется представить в виде табл. 7.9.

Таблица 7.9

Платежная матрица стоимости передачи электроэнергии

Стратегия

1

2

3

185

Далее рекомендуется преобразовать задачу минимизации стоимости передачи электроэнергии в задачу максимизации:

minCп = max(A – Cп),

где А > аij макс;

аij макс – наибольшее значение элемента платежной матрицы.

На основании платежной матрицы, используя формулу (2.6), необходимо составить платежную матрицу рисков по типу табл. 7.9.

Имея платежные матрицы, можно решить задачу принятия решений в условиях риска и в условиях неопределенности на основании различных критериев. При этом необходимо использовать формулы (2.7)–(2.13). Примеры применения этих формул приведены в главе 2, в частности, в задаче 2.2.

Результаты принятия решений по различным критериям рекомендуется свести в табл. 7.10.

Вусловиях риска

Вусловиях неопределенности по критериям:

Лапласа

Вальда

Сэвиджа

Гурвица

7.1.6.Принятие решений в условиях многокритериальности

Всоответствии с заданием расчеты необходимо выполнить для

уровня передачи мощности в систему С3 Р* = 0,7; 1,0; 1,3. В подразделах 7.1.3 и 7.1.4 ряд локальных критериев для каждой из стратегий уже был вычислен: капитальные затраты К, коэффициент

вынуж-денного перерыва в передаче мощности kв, годовые потери электроэнергии W.

186

Локальный критерий в виде площади отчуждения под

проектируемые линии Sл и приемную подстанцию Sпс может быть определен по формуле

S = Sл + Sпс.

Площадь отчуждения земель для существующих конструкций воздушных линий характеризуется данными, приведенными в табл. 7.11 [51].

Таблица 7.11

Площадь земель, отводимая под опоры 1 км воздушных линий электропередачи

П р и м е ч а н и я: 1. Данные приведены для ВЛ, сооружаемых на унифицированных и типовых опорах.

2. Для железобетонных опор данные приведены для опор, устанавливаемых в пробуриваемые котлованы, а в скобках – для установки опор в отрываемые котлованы.

Для определения площади отчуждения под подстанцию можно воспользоваться данными, приведенными в табл. 7.12, 7.13 для наиболее характерного числа присоединений на сторонах низшего и среднего напряжений [51].

Таблица 7.12

Площади земельных участков, отводимые для подстанций

187

Таблица 7.13

Площади земельных участков, отводимые под отдельные объекты подстанций

После определения всех локальных критериев можно составить матрицу в виде табл. 3.14.

188

Отношение наибольшей нагрузки к наименьшей равно m. Значение m выбирается из диапазона 5–16 и согласовывается с препо-давателем. Напряжение источника питания принимается

равным (1,0 –1,15) Uном .

Численные значения режимных характеристик по каждому j-му трансформатору kзj , cos j и Tнбj моделируются с использованием

программы EXP10 расчета распределительных электрических сетей 6–20 кВ, разработанной на кафедре «Электрические системы» БНТУ.

191