5. Технико-экономическое сопоставление и выбор оптимального варианта выполнения электропередачи.

1. Общие положения

Технически осуществимые варианты выполнения электропередачи сопоставляются по дисконтированным затратам на ее сооружение и эксплуатацию. При этом допускается сопоставлять только отличающиеся части рассматриваемых вариантов и не учитывать затраты на возмещение потерь энергии в трансформаторах, шунтирующих реакторов и конденсаторных батареях ввиду малости этих потерь по сравнению с потерями в линиях.

Наибольшие потери мощности в линиях (нагрузочные) каждого из участков электропередачи определяются по расчетным значениям тока на концах участков, найденными при выборе сечений проводов линий.

При расчете дисконтированных затрат для варианта, где на одном или обоих участках электропередачи имеются одноцепные линии, необходимо учитывать ущерб, возникающий при внезапном отключении этой линии. Этот ущерб связан с возникающим дефицитом мощности в приемной системе и необходимостью покрытия этого дефицита за счет покупки энергии в прилегающих энергосистемах, загрузки неэкономических блоков на электростанциях и т. д.

Экономически целесообразным признаются вариант, характеризуемый наименьшими дисконтированными затратами при условии, что затраты других вариантов превышают наименьшие более, чем на 5%. В противном случае варианты считаются равно экономичными и выбор одного из них для дальнейшей разработки осуществляется на основании таких дополнительных соображений, как повышенная надежность и способность к дальнейшему развитию, меньшие потери энергии, повышенный запас устойчивости и т. п.

Проекты развития распределительных электрических сетей, как правило, реализуются в течение одного-двух лет. Поэтому необходимо ввести некоторые допущения для данного проекта, для упрощения расчетов по сопоставлению вариантов по дисконтированным затратам:

• суммарные капиталовложения на сооружение электрической сети осуществляются в первый год реализации проекта, а со второго года начинается нормальная эксплуатация электрической сети;

• электрическая сеть начинает эксплуатироваться с проектной нагрузкой со второго года после начала строительства, что приводит к равенству суммарных ежегодных издержек на передачу и распределение электроэнергии по годам эксплуатации.

С учетом этих допущений выражение для определения дисконтированных затрат на i-год, запишется в следующем виде:

где продолжительность расчетного периода (для сетей СВН);

норма дисконтирования (рекомендуется ориентироваться на ставку рефинансирования Центробанка РФ, что позволяет принять );

суммарные капвложения на сооружение электропередачи;

суммарные издержки на возмещение потерь электроэнергии;

суммарные издержки на возмещение ущерба от недоотпуска электроэнергии потребителям, в приемную систему и на покупку электроэнергии (в случае использования оперативного резерва приемной системы)

соответственно нормы отчислений на обслуживание и ремонты.

Или в компактном виде:

где эксплуатационные издержки в год, без учета амортизационных отчислений:

расчетный множитель:

дисконтирующий множитель:

Таблица 18. Значения дисконтирующего и расчетного множителей при норме дисконтирования равной 0,1

2	0,098	0,132	0,135	0,909
3	0,187	0,252	0,259	1,736
4	0,269	0,361	0,371	2,487
5	0,324	0,460	0,472	3,170
6	0,409	0,550	0,565	3,791
7	0,470	0,632	0,649	4,355
8	0,526	0,706	0,725	4,868
9	0,576	0,774	0,795	5,335
10	0,622	0,835	0,858	5,759
11	0,664	0,891	0,916	6,145
12	0,701	0,942	0,968	6,495
13	0,736	0,988	1,015	6,814
14	0,767	1,030	1,058	7,103
15	0,796	1,068	1,098	7,367

2. Определение капвложений на сооружение проектируемой электропередачи

Согласно [3] необходимо сопоставлять только отличающиеся части рассматриваемых вариантов и не учитывать затраты на возмещение потерь энергии в трансформаторах, шунтирующих реакторах и конденсаторных батареях ввиду малости этих потерь по сравнению с потерями в линиях. Различающиеся элементы сети сведены в таблицу 19.

Табл. 19 Элементы сети, отличные по вариантам

Тип оборудования		Вариант I	Вариант II
ПС	Выкл. 500 кВ	8 выключателей	10 выключателей
	Выкл. 330 кВ		4 выключателя
	АТ связи		2×(3×АОДЦТН-167000/500/330)
ВЛ2	ВЛ «ПС-Система»	1 цепь 500 кВ 400 км	2 цепи 330 кВ 400 км
	ПП участка		4 выкл. 330 кВ
Сист.	Выкл. 500 кВ	1 выключатель
	Выкл. 330 кВ		2 выключателя
	АТ Связи		2×(3×АОДЦТН-167000/500/330)
	КУ
	Выкл. 10 кВ	2 выключателя	4 выключателя

Конструкции распределительных устройств КЭС и головного участка электропередачи в обоих вариантах одинаковы и сравнению не подлежит.

Суммарные капиталовложения на сооружение сетискладываются из суммы капиталовложений по отдельным понижающим (повышающим) подстанциями линиям:

Капиталовложения на сооружение подстанции:

гдесуммарная стоимость устанавливаемых трансформаторов(АТ) ПС;

суммарная стоимость РУ всех классов напряжения ПС;

суммарная стоимость дополнительного оборудования, устанавливаемого на ПС;

постоянная часть затрат на сооружение ПС.

Суммарные капиталовложения в однотипных трансформаторов, устанавливаемых на подстанции, определяются в зависимости от их номинального напряжения и номинальной мощности по укрупненным показателям стоимости понижающих трансформаторов(справ.дан.):

гдезональный коэффициент, учитывающий стоимость строительства в других районах страны (Центр) [1, табл. 7.2]:

коэффициент дефляции (коэффициент приведения базового года (2000 г.) к ценам текущего года);

Суммарные капиталовложения в РУ всех классов напряжения:

Капиталовложения в РУ одного класса напряжения понижающей подстанции:

гдестоимость ячейки выключателя (справ. дан.);

число ячеек выключателей.

Суммарные капвложения в дополнительное оборудование:

гдестоимость ячейки КРМ (справ. дан.);

суммарная стоимость ИРМ:

число ячеек элемента, устанавливаемого электрооборудования;

суммарная стоимость ЛРТ,

стоимость ячейки ЛРТ (справ.дан.).

Капиталовложения на сооружение переключательного пункта:

Постоянная часть затратопределяется в зависимости от номинального напряжения РУ ПС и схемы РУ ВН:

гдеукрупненный показатель стоимости постоянных затрат (справ. дан.).

Капиталовложения на сооружение линии электропередачи:

гдеукрупненный показатель стоимости 1 км ВЛ (справ. дан.).

Как правило, капвложения в схемы РУ НН всегда одинаковы и очень часто капиталовложения в трансформаторы также одинаковы. Если капиталовложения в трансформаторы одинаковы, то и потери электроэнергии в них тоже будут одинаковы. Поэтому для сравниваемых вариантов одинаковые составляющие исключаем.

Для упрощения расчета зональные коэффициенты и коэффициент дефляции на данном этапе сопоставления вариантов не учитываем. В дальнейшем, при технико-экономическом расчете окончательно выбранного варианта, расчет производится с учетом всех коэффициентов и всех составляющих капвложений.

Все укрупненные показатели стоимости взяты из [1], в ценах 2000 г.

В соответствии с данными таблицы 19, вычислим капиталовложения в различающиеся элементы сети

Примем, что на ЭС и ПС в обоих вариантах устанавливаются элегазовые выключатели на РУ ВН и РУ СН, а на РУ НН – вакуумные выключатели:

Базовые стоимости ячеек трансформаторов:

Базовые стоимости компенсирующих устройств, входящих в табл. 19:

Базовые стоимости сооружения 1 км ЛЭП:

Для подвески проводов 3АС 300/39 на ВЛ 500 кВ используются свободностоящие двухстоечные стальные опоры с внутренними связями, с базовой удельной стоимостью сооружения:

Для подвески проводов 2АС 300/39 на двухцепной ВЛ 330 кВ используются свободностоящие стальные опоры с внутренними связями, с базовой удельной стоимостью сооружения:

Расчет капиталовложений в отличные друг от друга элементы сети в вариантах электропередачи в соответствии с данными таблицы 19 представлен в таблице 20.

Табл. 20 Элементы сети, отличные по вариантам

Тип оборудования		Вариант I	Вариант II
ПС	Выкл. 500 кВ
	Выкл. 330 кВ
	АТ связи
ВЛ2	ВЛ «ПС-Система»
	ПП участка
Сист.	Выкл. 500 кВ
	Выкл. 330 кВ
	АТ Связи
	КУ
	Выкл. 10 кВ
в разл. части		7587525 тыс. руб.	9387825 тыс. руб.

3. Определение издержек на передачу электрической энергии по спроектированной сети

Суммарные ежегодные издержки на передачу электроэнергии по электрической сети складываются из суммарных ежегодных издержек на эксплуатацию элементов электрической сети(ЛЭП и ПС) и суммарных ежегодных издержек на возмещение потерь электроэнергии при ее передаче по элементам электрической сети:

Ежегодные издержки эксплуатации элемента электрической сети складываются из ежегодных издержек на ремонтыи обслуживаниеобъекта:

где соответственно нормы отчислений на ремонты и обслуживание [3, табл. П2.9];

капиталовложения в элемент электрической сети.

Суммарные ежегодные издержки на возмещение потерь электроэнергии в элементах электрической сети:

где стоимость потерь электроэнергии (Центр) [3, табл. П2.10]:

суммарные годовые потери электроэнергии в элементах электрической сети.

Годовые потери электроэнергии в элементе электрической сети состоят из нагрузочных (переменных) потерь в активном сопротивлении продольной ветви схемы замещения элементаи условно-постоянных потерь в активной проводимости поперечной ветви схемы замещения элемента(потери холостого хода, потери на корону, диэлектрические потери и т. д.):

Годовые нагрузочные потери электроэнергии определяются через потери активной мощности в режиме наибольших нагрузок и время наибольших потерь:

Наибольшие потери мощности в проводах линии (нагрузочные) каждого из участков электропередачи следует определять, пользуясь значениями расчётных токов, найденными в разделе 1. Затраты на возмещение потерь в трансформаторах допускается не учитывать, ввиду их малости [3].

Годовые условно-постоянные потери электроэнергии определяются через соответствующие потери активной мощности в активных проводимостях и время работы элемента в году(для ЛЭП и трансформатора):

Однако, затраты на возмещение потерь в трансформаторах и компенсирующих устройствах (диэлектрические потери) допускается не учитывать, ввиду их малости [3]. Тогда выражение (5.25) примет вид:

Удельные среднегодовые потери активной мощности на корону (по среднегодовым значениям [1, табл. 3.10]):

Потери активной мощности в линиях на корону:

Вариант I:

Вариант II:

Время наибольших потерь на участке ЭС-ПС:

Время наибольших потерь на участке ПС-Система:

Сопоставление вариантов по издержкам на возмещение потерь электроэнергии представлено в таблице 21.

Таблица 21. Сравнение вариантов I и II по издержкам на передачу электроэнергии по электрической сети

Вариант I	Вариант II
Потери мощности и электроэнергии
Издержки
Суммарные издержки
285708,522 тыс.руб.	340753,688 тыс.руб.

4. Определение издержек на возмещение ущерба от недоотпуска электроэнергии

Суммарные издержки на возмещение ущерба от недоотпуска электроэнергии потребителям, в приемную систему и на покупку электроэнергии (в случае использования оперативного резерва приемной системы):

где ущербы от недоотпуска электроэнергии потребителям промежуточной ПС, недоотпуска электроэнергии в приемную систему и ущерб, связанный с покупкой электроэнергии из соседней энергосистемы, соответственно.

В обоих вариантах ущерба, связанного с недоотпуском электроэнергии потребителям ПС не возникает, поэтому эта составляющая равна нулю.

В варианте I участок «ПС-Система» выполнен в одноцепном исполнении и при обрыве данного участка будет возникать системный ущерб и ущерб, связанный с покупкой электроэнергии.

Ущерб от недоотпуска электроэнергии в приемную систему:

где величина недоотпущенной электроэнергии в приемную систему:

гдевремя аварии [1, табл. 6.4, табл. 6.6]:

Поскольку величина оперативного резерва системы покрывает величину недоотпущенной электроэнергии, то ущерба, связанного с необходимостью покупки электрической энергии в соседних системах не возникает.

Таким образом, для варианта I в год

5. Итоговое сопоставление вариантов

Рассчитаем дисконтированные затраты на пятнадцатый год:

• Вариант I:

• вариант II:

Разница в дисконтированных затратах: