3.15. Технико-экономические показатели

Технико-экономическими показателями спроектированной системы электроснабжения являются стоимость и себестоимость одного киловатт-часа, отпущенного потребителю [2, 10, 16].

Для группы электроприемников, присоединенных к электрической сети 0,38 кВ, приведенные затраты на производство и передачу электрической энергии (З_с.ЭП) состоят из трех составляющих:

З_с.ЭП = З_С + З_сВВ + З_сНН, (56)

где З_С  затраты энергосистемы на электроэнергию, отпускаемую потребителям со своих шин; З_сВВ  затраты на передачу энергии по питающим сетям, напряжением 11010 кВ; З_сНН  затраты на передачу энергии через понизительные ТП напряжением 1035/0,4 кВ и воздушные линии 0,38 кВ.

Затраты на производство электроэнергии в энергосистеме определяются по удельным показателям и равны

З_С = З_с.уд W, (57)

где З_с.уд  удельные затраты на произвлдство одного киловаттчаса в энергосистеме; W – объем потребляемой электроэнергии за определенный период времени (обычно год), Для энергосисемы России З_с.уд колеблются в пределах 0,4–1,2 руб/ кВтч.

Годовые затраты на передачу энергии по сетям напряжением 110-10 кВ определяют по формуле

, (58)

где п – число элементов рассчитываемой схемы системы электроснабжения, например число ВЛ 110 кВ, ВЛ 35 кВ, ВЛ-10 Кв, ТП 35110/10 кВ; т – число учитываемых видов издержек производства; K_i – капитальные вложения в i-й элемент схемы [10, 23–28, 34], тыс.руб.; Е_н – нормативный коэффициент сравнительной эффективности, равный 0,12–0,15; И_ij – издержки j-го вида (И_j) для i-го элемента схемы системы электроснабжения, тыс.руб.

Издержки производства j-го вида (И_j) состоят из издержек на амортизацию (реновацию) (И_ам), на капитальный ремонт (И_к.р), на потери электрической энергии (И_э.э), на обслуживание электрических сетей (И_обс) и прочие издержки (И_пр)

, (59)

В этом выражении издержки И_ам = K_i p_амi; И_к.р = К_iр_к.р.i; И_э.э = сW; И_пр + И_обс = N_у.е,

где p_амi – коэффициент отчислений i-го элемента схемы на восстановление (реновацию); р_к.р.i – норма отчислений на капитальный ремонт [31]; с – стоимость потерянного кВтч, руб/кВтч, приближенно берется равной приведенным затратам на предыдущей (к энергосистеме) ступени напряжения, т. е. с = З_с.уд;W – количество потерянной электроэнергии (в сумме для элементов ВЛ 35-110 кВ, ТП 35-110/10 кВ и ВЛ 10 кВ может быть приближенно принято равным 7 % от общего количества электроэнергии, переданной через ТП 35-110/10 кВ); N_у.е – число условных единиц для обслуживания i-го элемента схемы [31];  – стоимость одной условной единицы, равная 28 руб/ кВтч (в ценах на 01.01.1991 г.).

Потери электрической мощности Р (кВт) и энергии W (кВт ч) для участков ВЛ 35 кВ определяется по выражениям

, (60)

где S_расч – расчетная максимальная нагрузка участка электрической сети, кВА; l – длина участка, км; r_уд – удельное активное сопротивление, Ом/км; U_ном – номинальное напряжение участка сети, кВ;  – время максимальных потерь, ч (табл. 50).

Таблица 50

Зависимости времени максимальной нагрузки (Т_max) и времени максимальных

потерь  (час) от расчетной нагрузки S_расч

Sрасч., кВА	Характер нагрузки
	Коммунально-бытовая		Производственная		Смешанная
	Тmax		Тmax		Тmax	
0 – 10	800	360	1100	480	1100	480
10 – 20	1100	480	1300	565	1400	610
20 – 50	1300	610	1700	760	1900	860
50 – 100	1800	810	2000	920	2400	1160
100 – 500	2000	920	2200	1040	2800	1430
> 500	2100	980	2300	1100	3000	1570

Потери электрической мощности (Р_т, кВт) и энергии (W_т, кВтч) в трансформаторах 1035/0,4 кВ определяется по выражениям

, (61)

где Р_х., Р_к – соответственно потери мощности холостого хода и короткого замыкания в трансформаторах, кВт (табл. 13); S_Тном – номинальная мощность трансформатора, кВА ; n – число параллельно работающих трансформаторов.

Для расчета потерь электроэнергии в ВЛ 0,38 кВ рекомендуется использовать коэффициент связи (K_н/м) между потерями напряжения и потерями мощности:

K_н/м = Р/U, (62)

где Р  потери мощности в % от активной мощности головного участка ВЛ, а U  потери напряжения в % от подстанции 10-35/0,4 кВ до наиболее удаленного потребителя.

Для каждого участка сети с активным R и индуктивным Х сопротивлениями проводов (жил)

. (63)

Последнее выражение часто распространяют и на разветвленную сеть. При этом необходимо несколько скорректировать коэффициент K_н/м (62), т. е. внести поправочный коэффициент (K_раз), изменяющийся в пределах 0,75 ÷ 0,9.

Для ВЛ 0,38 кВ центра и северо-запада России коэффициент K_н/м в среднем можно принимать изменяющимся от 0,7 до 0,95. Тогда годовые потери электроэнергии (W) в линии 0,38 кВ равны

(64)

где Р_г  активная мощность головного участка линии, кВт.

Стоимость 1 кВт  ч электроэнергии, отпущенной потребителю, равна отношению суммарных годовых затрат на элементы схемы (от источника питания до места присоединения потребителя) к значению полезно отпущенной электроэнергии. Себестоимость 1 кВт  ч электроэнергии равна отношению суммарных годовых издержек всех элементов к значению полезно отпущенной электроэнергии.

Таким образом, стоимость 1 кВт  ч электроэнергии (C_cВН), отпущенной с шин 10 кВ ТП 3510/0,4 кВ, равна

, (65)

где P_РТП = S_РТП cos  активная мощность трансформаторной подстанции; T_РТП  время использования максимума нагрузок.

Себестоимость 1 кВт  ч электроэнергии ( ) на шинах 10 кВ ТП 35-10/0,4 кВ:

(66)

По аналогии стоимость 1 кВтч электроэнергии ( ), отпущенной потребителю в сети 0,38 кВ, равна:

. (67)

Следует здесь отметить, что все данные о стоимости электрооборудования, приведенные ниже в табл. 51–56, отнесены к ценам 1991 г. Эти цены приняты базовыми для формирования цен текущего периода. Чтобы определить стоимость электрооборудования в 2004 г. надо его цену в 1991 г. умножить на коэффициент коррекции (инфляции). Для 2004 г. этот коэффициент раврялся 30,2.

Таблица 51