Основные экономические показатели электрических сетей

В качестве экономических показателей чаще всего при технико-экономических расчетах и сравнениях различных вариантов электрической сети, как и любого сооружения, применяются:

1) единовременные затраты денежных средств (капитальные затраты), материалов и оборудования;

2) годовые эксплуатационные расходы (ежегодные издержки);

3) приведенные затраты.

Прежде, чем рассмотреть основной экономический критерий ‑ приведенные затраты сначала уделим внимание таким важным экономическим показателям, как капиталовложения, потери мощности и энергии, годовые эксплуатационные расходы.

Под капитальными затратами электрической сети понимают денежные расходы, связанные с сооружением сети.

Вопросы составления смет и укрупненных технико‑экономических показателей энергетических систем подробно рассматриваются в курсах экономики энергетики. Поэтому здесь приведем только ориентировочные выражения для оценки капитальных затрат и значения удельных капиталовложений в элементы энергетических систем.

Стоимость сооружения электростанции по удельным капиталовложениям может быть приближенно оценена по простой формуле

K_ЭС = к_у Р_у, (9.1)
где Р_у – установленная мощность электростанции, кВт;

к_у – удельные капиталовложения, руб/кВт.

Величина к_у зависит от многих факторов и меняется в широких пределах [24].

Средневзвешенные удельные капиталовложения в топливную базу и транспорт топлива рекомендуется применять при сравнении вариантов электроснабжения, энергетических установок с учетом условий энергосистемы и периода (этапа) времени, к которому относятся сравниваемые варианты.

При сравнении вариантов капиталовложений в электрические системы и сети используются также удельные капитальные затраты на строительство электростанций. Дело в том, что в сравниваемых вариантах могут быть различные потери мощности и энергии; покрытие дополнительных потерь в проектируемых элементах электрических систем требует увеличения мощности электростанций. Поэтому при проектировании часто необходимо дать ответ на вопрос: следует ли производить дополнительные затраты в объект для уменьшения потерь энергии в нем или для увеличения мощности новых электростанций с целью покрытия дополнительных потерь в проектируемом объекте. Отсюда вытекает, что удельные капитальные вложения должны приниматься по показателям вновь вводимой мощности в энергосистеме. При этом, учитывая, что установленная мощность ГЭС практически не зависит от изменений расчетной нагрузки, вызываемых изменениями потерь энергии в объекте, и что установленная мощность ТЭЦ определяется потребностью в тепле, следует иметь в виду новые конденсационные электростанции, вводимые в эксплуатацию в один плановый период с проектируемым объектом. Значения удельных капитальных затрат берутся для соответствующих этапов развития энергетических систем.

Рассмотрим применение указанных показателей на примере опреде­ления капитальных затрат элементов электрических систем и сетей.

Капитальные затраты для электрических сетей определяются сум­мой непосредственных вложений в проектируемый объект, вложений в строительство электростанций для покрытия потерь мощности в намеченном объекте и в топливную базу и транспорт топлива для снабжения этой электростанции; эта сумма записывается выражением:

К = К₀ + к_м к_р к_сн DРк_у + к_т b_с DW, (9.2)
где К₀ – непосредственные вложения в объект, руб; к_у – удельные затраты на строительство электростанций, руб/кВт; к_т – удельные вложения в топливную базу и транспорт топлива, руб/т условного топлива; DР – максимальные потери мощности (за год) в проектируемой линии или подстанции, кВт; DW – потери энергии за год в проектируемой линии или подстанции, кВт.ч; к_м – коэффициент попадания расчетной нагрузки проектируемого объекта в максимум энергосистемы; к_р – коэффициент, учитывающий резерв мощности в системе; к_сн – коэффициент, учитывающий увеличение установленной мощности электростанции для питания собственных нужд.

Капиталовложения для сооружения линии электропередачи в зависимости от сечения проводов, обычно, представляются формулой

К_л = (а + bF)L, (9.5)
где а – расходы на сооружение 1 км лини, не зависящие от сечения проводов;

b – коэффициент, показывающий изменение стоимости линии с изменением сечения на 1 км;

L – длина линии, км.

Исследования показали, что такая линейная зависимость существует только при больших сечениях, а при малых – кривая, выражающая эту зависимость, имеет U – образный вид. Для линий с большой передаваемой мощностью сечения, соответствующие криволинейной части, оказались неэкономичными. Поэтому считается, что линейная зависимость (9.5) удовлетворяет всем случаям, представляющим практический интерес.

Линейными оказались также зависимости стоимости одного километра линии от напряжения линии, согласно аналитических выражений, составленных на основе интерполяционной формулы Лагранжа, стоимости линии в зависимости от напряжения линии можно представить уравнением [39]:

К₁ = Л₀ + ЛU, (9.6)
где значения коэффициентов Л₀ и Л зависят от сечения проводов, конструкции опор и числа цепей. Примерные значения этих коэффициентов для различных марок проводов даны в [39]. Характер зависимостей (9.5) и (9.6) учитывается более общей формулой вида

(9.7)
где В – постоянная составляющая стоимости 1 км линии, руб/км;

Н – составляющая, зависящая от номинального напряжения линии U, руб/км.кВ;

N – составляющая, зависящая от сечения провода, руб/км.мм;

n – число проводов расщепленной фазы.

Зависимость стоимости 1 кВ^.А силовых трансформаторов и шунтирующих реакторов от напряжения, изображенная на рис. 9.1, на отдельных участках может быть представлена линейными уравнениями вида

К_у.р = g₀ + gU, (9.8)
где коэффициенты g₀ и g меняют свои значения при переходе с одного участка на другой.

Аналогично можно представить зависимость стоимости ячеек выключателей от напряжения (см. рис. 9.1).

Учитывая, что стоимость основного оборудования подстанций в одинаковых интервалах напряжений можно выразить линейными зависимостями, стоимости подстанций на установленный киловатт также можно представить в этих же интервалах линейной функцией напряжения

К_у.п = П₀ +ПU. (9.9)

При заданном напряжении U стоимость подстанции в зависимости от передаваемой мощности можно представить в виде:

(9.10)
где К_п0 – расходы на сооружение подстанции, не зависящие от передаваемой мощности;

а_пс – коэффициент, показывающий изменение стоимости подстанции на 1 кВ^.А;

Р и cosj ‑ передаваемая мощность и соответствующий коэффициент мощности.

Электрические системы могут содержать устройства поперечной компенсации в виде шунтирующих реакторов, батарей конденсаторов, синхронных компенсаторов и устройства продольной компенсации в виде конденсаторных установок. Стоимость таких устройств обычно определяется по укрупненным показателям согласно формуле:

К_к.у = а_к.у Q_к.у (9.11)
где а_к.у – стоимость 1 квар компенсирующего устройства;

Q_к.у – мощность компенсирующего устройства.

Обычно полагают, что процесс обесценивания во времени основных фондов определяется линейной зависимостью и выражает отчисления на амортизацию долей или процентом от капитальных затрат:

или

где К_в – возвратная или ликвидная стоимость;

t_c – срок службы оборудования, определяемый с учетом физического и морального износа.

Расходы на текущий ремонт включают зарплату ремонтному 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].

Следует заметить, что еще часто применяется выражение расходов на эксплуатацию в процентах от стоимости сооружения. Так, например, можно полагать эти расходы: для линий электропередач напряжением 220 кВ ‑ 1,5% и 500 кВ ‑ 1,0%, для крупных подстанций – 2% от ее стоимости. При этом необходимо иметь в виду следующие соображения. 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, как например, определение 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 расходами, в отличие от стоимости потерь электроэнергии, которая относится к категории переменных расходов.

Таким образом, годовые эксплуатационные расходы можно представить выражением вида:

И = р_аК + И_ор + DWb, (9.12)
где И_ор – расходы на обслуживание и текущий ремонт или расходы на эксплуатацию;

DW – потери электрической энергии за год;

b ‑ стоимость 1 кВт.ч потерянной электроэнергии.

Если расходы на эксплуатацию выражать в долях от стоимости сооружения, то вместо выражения (9.12) можно записать

И = рК + DWb, (9.13)
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 р_i

где ‑ сумма капитальных вложений по группе объектов с суммарным отчислением р_i 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.

Так же как удельные капиталовложения

себестоимость передачи электроэнергии является важным технико‑экономическим показателем электрических сетей.

Годовые эксплуатационные расходы и себестоимость передачи электроэнергии не характеризуют в полной мере повышения производительности труда и экономию затрат общественного труда на единицу продукции; они не дают полного представления об экономичности, так как не учитывают затрат 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.

Полным затратам общественного труда на производство продукции соответствует стоимость продукции. Поэтому стоимость продукта (индивидуальную стоимость) и следует считать основным экономическим показателем.

Ввиду отсутствия в настоящее время общепризнанного метода определения стоимости продукции в качестве основного экономического показателя рекомендуются, так называемые, приведенные затраты. При единовременных капитальных вложениях (срок строительства не более I года) и постоянных годовых эксплуатационных расходах приведенные затраты определяются формулой

З = И + Е_н К, (9.14)
где К – единовременные капитальные вложения;

Е_н – нормативный коэффициент сравнительной эффективности.

При рыночной экономике коэффициент Е_н выбирается с учетом банковского процента по ссуде на сооружение объекта.

Экономичным считается то решение, для которого получаются наименьшие приведенные затраты.

Применяемый в проектной практике для сравнения вариантов метод срока окупаемости вполне согласуется с методом приведенных затрат.

Срок окупаемости определяют как время, в течение которого произведенные капиталовложения полностью возвращаются за счет экономии годовых эксплуатационных расходов. Для двух сопоставимых вариантов срок окупаемости дополнительных капиталовложений определяется выражением:

(9.15)
где К₁ и К₂ – капитальные затраты вариантов 1 и 2, причем К₁ > К₂;

И₁ и И₂ – годовые эксплуатационные расходы вариантов 1 и 2
(И₁ > И₂).

Подсчитанное по выражению (9.15) значение срока окупаемости сравнивается с нормативным сроком окупаемости t_н. Если t₀ = t_н, то сравниваемые варианты считаются экономически равноценными. Если t₀ < t_н, то экономичнее вариант с большими капиталовложениями и меньшими годовыми эксплуатационными расходами (К₁ и И₁). При t₀ > t_н экономичнее вариант с меньшими капиталовложениями и большими эксплуатационными расходами (К₂ и И₂).

Сравнение полученного по выражению (9.15) срока окупаемости с нормативным соответствует неравенству:

(9.16)
или

И₁t_н+К₁><И₂t_н+К₂
и

Экономичным будет считаться вариант, имеющий меньшее значение суммы, т.е. удовлетворяющий условию:

(9.17)
где .

При Е_н = 0,12 нормативный срок окупаемости оказывается равным 8,3 года.

Формула (9.17), дающая значение приведенных затрат, может быть использована при составлении любого числа вариантов и при технико‑экономических исследованиях общего характера. Поэтому она удобнее выражения (9.15) – срока окупаемости, пригодного только для попарного сравнения вариантов.

Приведенные затраты могут быть представлены выражением:

З = И_а + И_ор + DWс_е + Е_нК, (9.18)
где И_а – ежегодные отчисления на амортизацию;

с_е – средняя в энергосистеме себестоимость электроэнергии, отпущенной с шин новых конденсационных электростанций (таким образом здесь принято b = с_е).

Подставляя в (9.18) значения К из выражения (9.2), получим

З = И_а + И_ор + DW(Е_н к_т b_c с_e) + Е_нК₀ + к_м к_р к_сн DР к_у Е_н
или после преобразований

Учитывая формулу (9.3), получим

З = И_а + И_ор + DWс_р + Е_нК₀. (9.19)

Рассматривая выражения (9.18) и (9.19), можно сделать следующий вывод. При определении приведенных затрат потери электрической энергии можно оценивать по себестоимости с_е или по расчетной стоимости с_р; в первом случае (выражение (9.18)) ежегодные отчисления по нормативному коэффициенту эффективности берутся от полных капиталовложений К, а во втором случае (выражение (9.19)) – только от непосредственных капиталовложений К₀.

Удельные приведенные затраты на 1 кВт.ч переданной потребителю электроэнергии определят расчетную стоимость передачи электроэнергии:

(9.20)

При сопоставлении вариантов и выборе параметров электрических сетей должно соблюдаться условие равенства эффекта по энергии, по мощности и по надежности электроснабжения. В этом случае может быть использовано выражение приведенных затрат (9.14). При сравнении вариантов с разной надежностью электроснабжения в приведенных затратах кроме капиталовложений и годовых эксплуатационных расходов необходимо учитывать и вероятный народнохозяйственный ущерб от перерывов электроснабжения потребителей. Тогда приведенные затраты определятся выражением

З = И + Е_н К + У, (9.21)
где У – вероятный ежегодный народнохозяйственный ущерб от перерывов электроснабжения потребителей.

Величина У найдется умножением значения недоотпущенной электроэнергии W_н на средний удельный ущерб с_у:

У = W_н с_у. (9.22)

В параграфе (9.3) изложена методика определения ущерба от аварийных и плановых перерывов электроснабжения.

Если сравниваемые варианты не обеспечивают одинакового качества напряжения у потребителей, то это обстоятельство также должно быть учтено в выражении приведенных затрат, которое будет иметь вид:

З = И + Е_нК + У + У_к, (9.23)
где математическое ожидание ущерба от снижения качества напряжения:

У_к = (а₁dU_ср + а₂dU_ск)W,
а₁ и а₂ – коэффициенты, зависящие от типа потребителей;

dU_ср и dU_ск – среднее и среднеквадратичное отклонения напряжения на шинах потребителя за год;

W – электроэнергия, потребляемая за год.

Все записанные выше формулы приведенных затрат справедливы только при условии не изменяющихся по времени входящих в них величин. При сравнении вариантов, различающихся по продолжительности строительства, распределению затрат по годам и т.д., должен быть учтен экономический эффект от изменения продолжительности строительства, ввода в действие предприятий и т.д., на основе среднего эффекта, который может быть получен в данной отрасли при использовании капиталовложений. Указанный учет осуществляется приведением разновременных капиталовложений и других затрат в сопоставляемый вид к какому-либо одному году. Рассмотрим основные формулы приведения, полагая одинаковую надежность и качество напряжения сравниваемых вариантов.

При сроках строительства более 1 года и неизменных годовых эксплуатационных расходах приведенные затраты следует определять по формуле вида (9.19), подставляя в нее приведенные капитальные вложения согласно выражению

(9.24)
где t_c – период строительства.

Выражение (9.24) приводит капитальные вложения к последнему году строительства (t_n ‑ t_c).

При изменении капиталовложений, годовых эксплуатационных расходов и объема продукции по годам расчетного периода, после которого рассматриваемые объекты не требуют капиталовложений, а годовые эксплуатационные расходы и объем продукции остаются для сравниваемых вариантов практически постоянными, приведенные затраты и расчетная стоимость единицы продукции (удельные приведенные затраты) определяются формулами:

(9.25)
и

(9.26)
где К_t – капиталовложения в год t;

t_n – год приведения затрат;

dИ_t – изменение издержек за каждый год расчетного периода;

dW_t – прирост объема продукции в год t.

22.