Полная себестоимость передачи и распределения электрической энергии зависит от многих факторов:
ü цен на строительство электрических линий и удельных показателей стоимости подстанций. Чем выше эти цены, тем больше они влияют на затраты по ремонтно-эксплуатационному обслуживанию сетей (через амортизационные отчисления);
ü пропускной способности сетей, зависящей от напряжения, дальности передач, сечения проводов и других факторов;
ü структуры электрических сетей (по напряжению и протяженности) - чем больше доля низших напряжений, тем большие потери и их удельная стоимость;
ü себестоимости (или тарифов) энергии, поступающей в сети;
ü режимов электропотребления абонентов, присоединенных к данным сетям.
Последние годы характеризовались ростом себестоимости транспорта электроэнергии. Это в значительной мере объясняется присоединением и развитием электрических сетей низших напряжений для сельскохозяйственных нагрузок. Существенную роль в увеличении себестоимости передачи энергии имело также повышение цен на материальные ресурсы.
Заметное влияние на себестоимость транспорта электроэнергии оказывают условия ремонтно-эксплуатационного обслуживания сетей. Неблагоприятные климатические, топографические и иные условия, а также разбросанность сетей и недостаточная обжитость районов обслуживания обусловливают увеличение себестоимости передачи и распределения электрической энергии.
Полную себестоимость передачи электроэнергии по сетям энергосистемы, руб/ кВт · ч, можно определить по формуле
Sпер = Ипер / PмТм = Ипер / Эаб, (5.5.1)
где Ипер - суммарные издержки, связанные с передачей и распределением электроэнергии, руб/год; Pм - максимальная нагрузка, кВт; Тм - число часов использования максимальной нагрузки, ч/год; Эаб - количество энергии поступившей к абонентам, кВт·ч.
Суммарные ежегодные издержки на передачу и распределение складываются из издержек по линиям Илэп и подстанциям Ипс:
Ипер = Илэп + Ипс., (5.5.2)
Себестоимость передачи и распределения электроэнергии рассчитывается по тем же элементам и статьям, что и для ТЭС, за исключением затрат на топливо. В издержки на транспорт электроэнергии не входят затраты на содержание повышающих подстанций и распределительных устройств, находящихся на балансе станции. Эти затраты включаются в себестоимость производства электроэнергии.
Кроме того, передача и распределение электроэнергии связаны с частичной потерей ее при транспортировке по ЛЭП и трансформации. Поскольку такие потери связаны с процессом передачи, то их стоимость включается в состав ежегодных издержек
Ипер = Иэкс + Ипот,. (5.5.3)
где Иэкс - суммарные затраты электросетевых хозяйств энергосистемы на ремонтно-эксплуатационное обслуживание сетей, руб/год; Ипот - суммарная стоимость потерь в сетях системы, руб/год.
На предпроектной стадии расчет затрат электросетевых хозяйств на ремонтно-эксплуатационное обслуживание сетей может определяться по укрупненным показателям:
Иэкс = Иам + Иоб рем, (5.5.4)
где Иам - ежегодные издержки на амортизацию (реновацию), руб/год; Иоб рем - издержки на обслуживание и ремонты (капитальный и текущие), руб/год (подробный расчет см. разд. 5.3);
Иам = αам Кэс / 100, (5.5.5)
где αам - нормы отчислений на амортизацию (реновацию, т.е. полное восстановление), %/год, (табл. 5.7.1); Кэс - капитальные вложения в сооружение электрических сетей, руб.,
Иоб рем = αоб рем Кэс / 100, (5.5.6)
где αоб рем - нормы отчислений на обслуживание электрических сетей и ремонты, %/год.
Суммарная стоимость потерь электроэнергии в сетях оценивается в виде
Ипот = ΔЭТпот, (5.5.7)
где ΔЭ - потери электроэнергии в сети, кВт·ч/год; Тпот - стоимость 1 кВт·ч потерянной энергии, руб/ кВт·ч.
Потери в электрических сетях энергетической системы могут быть определены как разница между энергией, поступившей в сети Эсет, и энергией, полученной абонентами за рассматриваемый период (например, год) Эаб:
ΔЭ = Эсет - Эаб., (5.5.8)
Количество энергии, поступившей в сети энергосистемы, можно найти по формуле
Эсет = Эст + Эб ст + Эпок - Эпрод, (5.5.9)
где Эст - энергия, полезно отпущенная с шин станций энергосистемы; Эб ст - энергия от блок-станций предприятий других отраслей; Эпок - покупная энергия, полученная от других систем; Эпрод - энергия, проданная в другие системы.
Относительное значение расхода электроэнергии, связанного с ее передачей и распределением в электрических сетях (потери электроэнергии), в последние годы в сетях общего пользования всех напряжений составляет примерно 9% поступления электроэнергии в сеть. В отдельных энергосистемах эта величина колеблется в значительных пределах (от 4 - 5 до 14 - 15 %) в зависимости от плотности нагрузки, построения сети, количества ступеней трансформации, режимов работы и других факторов.
Ориентировочные значения потерь в сетях различных напряжений в процентах от суммарного поступления электроэнергии в сети приведены ниже:
Напряжение, кВ | 750 - 500 | 330 - 220 | 150 - 110 | 35 - 20 | 10 - 6 | 0,4 |
Потери, % | 0,5 - 1,0 | 2,5 - 3,5 | 3,5 - 5 | 0,5 - 1,0 | 2,5 - 3,5 | 0,5 - 1,5 |
Потери электроэнергии подразделяются на условно-переменные (нагрузочные) и условно-постоянные (холостого хода). К потерям условно относят также расход электроэнергии на собственные нужды подстанций. В составе переменных учитываются потери в активном сопротивлении проводов линии и обмоток трансформаторов. Постоянными считаются потери на корону в ЛЭП 220 кВ и выше, потери холостого хода в трансформаторах, потери в конденсаторах и реакторах. Ориентировочная структура потерь по элементам представлена в табл. 5.2.2.
Подробный расчет годовых потерь электроэнергии в элементах сети в условиях проектирования можно проводить по описанным ниже формулам.
Величина годовых потерь энергии в воздушных линиях электропередачи
ΔЭлэп = ΔРкор 8760 + ΔРмτ, (5.5.10)
где ΔРкор - среднегодовые потери мощности на корону, МВт; ΔРм - потери мощности при максимальной нагрузке Рм, МВт; τ - годовое время максимальных потерь ΔРм.