Ежегодные издержки на эксплуатацию, или годовые эксплуатационные расходы электрических сетей, представляют собой себестоимость передачи и распределения электрической энергии, выданной потребителям за год.
Годовые эксплуатационные расходы (или себестоимость), которые не учитывают полностью затраты труда на производство продукции, следует рассматривать как вспомогательные экономические показатели. При экономии сырья, топлива, электроэнергии, улучшении организации труда и использования оборудования без дополнительных капитальных вложений себестоимость может служить критерием, показывающим повышение уровня работы предприятия. При дополнительных капиталовложениях годовые эксплуатационные расходы (или себестоимость) не указывают, повышается или снижается экономичность предприятия, так как они не определяют получаемых при этом суммарных затрат живого и прошлого труда.
Годовые эксплуатационные расходы слагаются из отчислений на
амортизацию, расходов на текущий ремонт и обслуживание, стоимости потерь электроэнергии. Амортизационные отчисления предназначены для возмещения изнашивающихся основных фондов предприятия.
При установлении отчислений на амортизацию учитывают, что к концу срока службы оборудование частично сохраняет свою стоимость (ликвидная, или возвратная, стоимость). Фонд амортизации устанавливается по полной стоимости сооружения за вычетом ликвидной стоимости. При исчислении расходов на амортизацию учитывается не только физический, но и моральный износ оборудования.
Обычно полагают, что процесс обесценивания во времени основных фондов определяется линейной зависимостью и выражает отчисления на амортизацию долей или процентами от капитальных затрат:
или
,
где Кв - возвратная, или ликвидная, стоимость; tc - срок службы оборудования, определяемый с учетом физического и морально го износа.
Расходы на текущий ремонт включают зарплату ремонтном персоналу и затраты на материальные фонды, необходимые для проведения текущих ремонтов. Расходы на обслуживание учитывают заработную плату обслуживающему персоналу и административно-управленческому аппарату.
Расходы на текущий ремонт и обслуживание, называемые расходами на эксплуатацию, часто выражают в технико-экономических расчетах процентами
от стоимости сооружения (для электропередач это связано с некоторой погрешностью). Действительно, расходы на обслуживание и текущий ремонт практически не зависят от сечения проводов. Поэтому представляется более правильной оценка этих расходов институтом «Энергосетьпроект» в денежном выражении [24].
Для определения расходов на эксплуатацию в процентах от стоимости сооружения их можно принимать: для линий электропередач напряжением 220 кВ - 1,5 % и 500 кВ - 1,0 %, для крупной подстанции - 2 % от ее стоимости. При этом необходимо иметь в виду следующее. Ошибочно выражение расходов на эксплуатацию электропередачи в процентах от полной стоимости линии при нахождении экономического сечения проводов. При решении задачи экономического сечения линий следует исключить из состава ежегодных отчислений расходы на обслуживание и текущий ремонт, поскольку они не зависят от сечения проводов.
При решении других технико-экономических задач, например определении
годовых эксплуатационных расходов, себестоимости передачи электроэнергии, выражение расходов на эксплуатацию в процентах от стоимости электропередачи не вызовет существенных погрешностей и вполне допустимо.
При решении других технико-экономических задач, например определении годовых эксплуатационных расходов, себестоимости передачи электроэнергии, выражение расходов на эксплуатацию в процентах от стоимости электропередачи не вызовет существенных погрешностей и вполне допустимо.
Отчисления на амортизацию и расходы на эксплуатацию называют постоянными, в отличие от стоимости потерь электроэнергии, которая относится к категории переменных расходов. Таким образом, годовые эксплуатационные расходы можно представить выражением
И = ра К + Иор + W ,
Иор - расходы на обслуживание и текущий ремонт, или расходы на эксплуатацию; W - потери электрической энергии за год; - стоимость 1 кВтч потерянной электроэнергии.
Если расходы на эксплуатацию выражать в долях от стоимости сооружения, то вместо выражения можно записать
И = р К + W ,
где р - суммарные отчисления на амортизацию, текущий ремонт и обслуживание сооружений.
В каждом году расчетного периода суммарные отчисления производятся от суммы капитальных вложений всех лет, предшествующих этому году, и определяются суммированием издержек по каждой группе объектов с суммарным отчислением рi
.
где - сумма капитальных вложений по группе объектов с суммарным отчислением рi, за период t - 1.
Удельные годовые эксплуатационные расходы, получаемые делением величины И на количество полезно передаваемой потребителю электроэнергии за год:
называют обычно себестоимостью передачи электроэнергии.
Как и удельные капиталовложения
КУ =
себестоимость передачи электроэнергии является важным технико-экономическим показателем электрических сетей.
Годовые эксплуатационные расходы и себестоимость передачи электроэнергии не характеризуют в полной мере повышение производительности труда и экономию затрат общественного труда на единицу продукции; они не дают полного представления об экономичности, так как не учитывают затраты труда на производство прибавочного продукта.
В полной мере оценку эффективности капиталовложений и экономичности того или иного сооружения может дать только учет затрат всего общественного труда, необходимого для производства продукции.
3.8.3. Замыкающие затраты на электроэнергию.
3.8.4. Учёт фактора надёжности
При создании электрических систем и сетей учитывают требования надежности электроснабжения отдельных потребителей. Правила устройства электроустановок (ПУЭ) делят электроприемники на три категории, каждая из которых характеризуется своими требованиями в отношении надежности электроснабжения.
I категория - электроприемники, нарушение электроснабжения которых может повлечь за собой опасность для жизни людей, значительный ущерб народному хозяйству, повреждение оборудования, массовый брак продукции, расстройство сложного технологического процесса, нарушение особо важных элементов городского хозяйства.
II категория - электроприемники, перерыв в электроснабжении которых связан с массовым недоотпуском продукции, простоем рабочих, механизмов и промышленного транспорта, нарушением нормальной деятельности значительного количества городских жителей.
III категория - все прочие электроприемники, не вошедшие в I и II категории.
. В 1967 г. Совет Министров СССР утвердил Указания по проектированию электроснабжения промышленных предприятий, в которых из I категории выделил нулевую группу с более жесткими требованиями к бесперебойности электроснабжения. Согласно этим указаниям при проектировании важнейших объектов, требующих повышенной надежности, необходимо выявлять особые группы электроприемников, внезапные перерывы электроснабжения которых угрожают жизни людей взрывами и разрушением основного технологического оборудования. Для этой группы электроприемников, кроме двух основных независимых источников питания, как это предусмотрено для I категории, предусматривается третий независимый источник питания, который всегда должен находиться в постоянной готовности к немедленному включению.
Одним из направлений учета надежности является ее нормирование, отражающее категорийность потребителей. В качестве норматива надежности принимается продолжительность отключений. Например, для потребителей I
категории она условно равна нулю, а для потребителей II и III категорий - 24 ч. При проектировании ставится задача - достижение нормированного уровня надежности с наименьшими затратами.
Другим направлением учета надежности следует считать минимизацию затрат на повышение надежности и покрытие ущерба, вызванного перерывами электроснабжения. С точки зрения экономической целесообразности, это направление выглядит более обоснованным, чем первое. Нормирование надежности связано с трудностью определения ущерба для потребителей Исследования по оценке ущерба ведутся, и методы оптимизации по минимуму затрат совершенствуются.
Рассмотрим сначала основные технические характеристики, используемые для оценки надежности схем электрических сетей и их элементов.
Под отказом понимают такое событие, при котором система или элемент (объект) полностью или частично утрачивают способность выполнения своих функций. Если объектами являются например, линия электропередачи, трансформатор, выключатель, то повреждение любого из них классифицируется как полный отказ. Если же в качестве объекта, например, рассматривается электрическая сеть, то повреждение одной из ее линий может приводить к отключению лишь части потребителей. Такой отказ называют частичным.
Под частотой отказов, или удельной повреждаемостью элемента электрической системы, понимают среднее число отказов .1
к-го элемента за год
,
где п - число однотипных элементов, подвергавшихся наблюдению; т - число отказов п элементов за Т лет.
Среднее время одного аварийного простоя (время восстановления) к-го типа элемента сети, выраженное в долях года:
,
где - время i-го аварийного простоя.
Вероятное время нахождения к-го элемента сети в аварийном простое определяется формулой [42]
.
Для линий электропередачи обычно задаётся параметр на 100 км линии. Тогда при длине линии L
=
Для сборных шин подстанций частота отказов вычисляется с учётом общего числа выключателей n1В и количества выключателей, присоединяемых к одному пролёту шин n2В:
=
Для шин 110 кВ и выше n2В = 2; для шин 35 кВ и ниже n2В = 3; - удельная повреждаемость шин.
Для оценки надежности электрической сети необходимо знать также показатели плановых ремонтов сети: частоту плановых ремонтов (периодичность) , 1/год, и среднюю продолжительность планового ремонта (время простоя) tp, 1/год.
Количественные значения показателей надежности различных элементов электрических систем приведены в работах [42, 24].
Для расчета характеристик надежности сети, состоящей из ряда последовательно-параллельных элементов, формируют схему расчета относительно точки сети, к которой подключаются потребители. В схему вводят основные элементы сети: линии, трансформаторы, шины, выключатели. Причем в последовательную ветвь включают те элементы, отказ каждого из которых приводит к простою остальных, а параллельно соединяют те ветви, выход каждой из которых не влияет на простой других. В целом такая схема позволяет определить влияние каждого элемента на надежность сети в целом. Схемы надежности составляют для нормальных и ремонтных режимов работы сети.
При известных характеристиках надежности каждого элемента сети по схеме надежности могут быть определены соответствующие показатели для сети в целом относительно точки подключения данных потребителей по следующим соотношениям.
При последовательном соединении ветвей (элементов) в схеме надежности частота отказов
,
где - частота отказов k-гo элемента; n - число последовательно соединенных элементов.
Вероятное время аварийного простоя последовательной цeпи
).
где vaBК - вероятное время нахождения k-гo элемента, входящего в последовательную цепь, в аварийном простое. Если vaвk 0,01, можно применить приближенную формулу
,
Для определения длительности ремонтов составляют условный график с указанием продолжительности ремонта каждого элемента. По этому графику находят наибольшее время простоя ttмакс последовательной цепи в каждом году t. Тогда длительность плановых ремонтов
где - максимальная продолжительность межремонтного периода, выбираемая для элементов, входящих в последовательную цепь.
Вероятное время общего перерыва последовательной цепи
При параллельном соединении
Вероятное время аварийного перерыва
где и вероятное время аварийного простоя первой ветви в периоды аварийного и планового простоев второй ветви цепи; и - вероятное время аварийного простоя второй ветви в периоды аварийного и планового
простоев первой ветви. Значения, входящие в выражение, определяются по следующим формулам:
= ;
= 0,5 ;
В приведенных формулах: и - частота отказов каждой параллельной ветви, состоящей из последовательных элементов, которая определяется по формуле (9.50); t2 и t2 - среднее время аварийного простоя каждой из параллельных ветвей (приведенные формулы применяются при условии t1 < t2; tp1 и tp2 вычиcляются по формуле (9.55); значения Тр1 и Тр2 по рекомендациb института «Энергосетьпроект» принимаются равными 1. Значtния t1 и t2 вычисляются по формулам:
Практика показывает, что частота отказов линий на порядок больше частоты отказов трансформаторов и выключателей. В то же время средняя продолжительность аварийного простоя трансформаторов и выключателей на порядок больше, чем линий. Поэтому значения вероятного времени нахождения элементов в аварийном простое соизмеримы. Однако вследствие того, что на подстанциях поврежденные выключатели часто могут быть заменены другими (обходными), при оценке надежности в первую очередь следует учитывать линии и трансформаторы.