експлуатаційний витрата норматив собівартість електроенергія
Повна собівартість передачі і розподілу електричної енергії залежить від наступних факторів:
Ціна на будівництво електричних ліній і питомі показники вартості підстанцій. Чим вище ці ціни, тим більше вони впливають на витрати по ремонтно-експлуатаційного обслуговування мереж (через амортизаційні відрахування).
Пропускна здатність мереж, що залежать від напруги, дальності
Структура електричних мереж (по напрузі і протяжності). Чим більше частка нижчих напруг, тим більше втрати і їх питома вартість.
Собівартість (або тарифи) енергії, що надходить в мережі.
Режим електроспоживання абонентів, приєднаним до даних мереж.
Останні роки характеризувалися зростанням собівартості транспорту електроенергії. Це в значній мірі пояснюється приєднанням і розвитком електричних мереж нижчих напруг для сільськогосподарських навантажень. Істотний вплив на збільшення собівартості передачі енергії надає підвищення цін на матеріальні ресурси і умови ремонтно-експлуатаційного обслуговування мереж. Несприятливі кліматичні умови, розпорошеність мереж також обумовлює збільшення собівартості передачі електричної енергії. Повну собівартість передачі електроенергії по мережах енергосистеми, р. / КВ.ч, можна визначити за такою формулою:
Sпер = Зпер / (PmaxTм) = Зпер / Еаб,
де Зпер-сумарні витрати, пов'язані з передачею і розподілом електроенергії, р. / рік; Pmax-максимальне навантаження, кВт; Тм-час використання максимального навантаження, ч / рік, Еаб-кількість енергії, що надійшла до абонентів, кВт.год
Сумарні щорічні витрати на передачу і розподіл складаються з витрат по лініях Злеп і підстанцій Зпст:
Зпер = Злеп + Зпст.
Зпер = Зекс + Зпот,
де Зекс - сумарні витрати електромережних господарств енергосистеми на ремонтно-експлуатаційне обслуговування мереж, р. / рік;
Зпот - сумарна вартість втрат в мережах системи, р. / Рік.
На передпроектної стадії розрахунок витрат електромережних господарств на ремонтно-експлуатаційне обслуговування мереж може визначатися за укрупненими показниками:
де А-щорічна амортизація (реновація), р.год /; Зоб.рем-витрати на обслуговування і ремонт (капітальний і поточні);
де Нам - норми відрахувань на амортизацію (реновацію),% / рік (таблиця №1); Ке.с-капітальні вкладення в спорудження електричних мереж, р .;
де Ноб.рем - норми відрахувань на обслуговування електричних мереж і ремонти,% / рік.
Сумарні витрати на втрати електроенергії в ланцюгах
де # 63; Епот - втрати електроенергії в мережі, кВт • год / рік; Спот-ціна 1кВт • год втраченої енергії, р. / КВт • год.
Втрати в електричних мережах енергетичної системи можуть бути визначені як різниця між енергією, що надійшла в мережі, Есет, і енергією Еаб, отриманої абонентами за аналізований період, (наприклад, рік):
Норми відрахувань на амортизацію, обслуговування та ремонт елементів електричних мереж.
Детально розраховувати річні втрати електроенергії в елементах мережі при проектуванні можна за наведеними нижче формулами.
Величина річних втрат енергії в повітряних лініях електропередачі
# 63; ЕЛЕП = # 63; Nкор • 8760 + # 63; Nмф,
де # 63; Nкор - середньорічні втрати потужності на корону, МВт;
# 63; Nм - втрати потужності при максимальному навантаженні Pmax, МВт;
ф - річне час максимальних втрат.
Час втрат залежить від числа годин використання максимуму активної навантаження:
ф = (0,124 + Тм) / (1 + Тм / 10 000) 2 • 8760.
Якщо відомі показники, що характеризують конфігурацію річного графіка переданої активної потужності, то
ф = 2Тм - 8760 + (8760 - Тм) / (1 + Тм / 8760 - 2в),
де в - коефіцієнт нерівномірності графіка навантаження.
Число годин використання максимуму навантаження мереж енергетичних систем коливається в межах 3,5 ... 6,5 тисячі на рік.
Величина річних втрат енергії в елементах обладнання підстанції МВт • год / рік:
в двообмоткових трансформаторах і автотрансформаторах
# 63; ЕТР = - # 63; Nx.х • 8760 + # 63; Nк.з (Рmax / Nн.т),
де # 63; Nx.x, # 63; Nк.з - втрати потужності холостого ходу (втрати в сталі) і короткого замикання соответствено, МВт; Pmax - максимальне навантаження трансформатора, МВ • А; Nн.т - номінальна потужність трансформатора,
МВ • А; Nн.т = Pmax / cosц;
в синхронних компенсатори
# 63; Ес.к = # 63; п # 63; Nм Tс.к + (1 # 63; п) Nн (Nнагр / Nс.к) 2фс.к,
де # 63; п - коефіцієнт, що враховує частку втрат, не залежних від навантаження (0,3 ... 0,5); # 63; Nм - втрати потужності в компенсаторі, МВт (1 ... 1,5% від Nс.к);
Nнагр / Nс.к - коефіцієнт навантаження в максимальному режимі;
в батареях конденсаторів
# 63; Ек = 0,003 Nб Tб
де Tб - час роботи батарей (7000 год / рік для нерегульованих і
5000 ... 6000 год / рік для регульованих); Nб - потужність батареї МВ • Ар;
в шунтуючих реакторах
# 63; Ер = 0,005 Nр Tp
де Nр - потужність реактора, МВ • Ар; Tp - час роботи реактора (Tp = 6000 год / рік при Тм # 63; 4000 год / рік, Tp = 3000 ... 5000 год / рік при Тм # 63; 4000 год / рік,
Tp - 8760 год / рік для відключаються реакторів).
Величина втрат енергії в електричних мережах коливається від 4 до 13% при середніх цифрах близько 5 ... 7%. Величина цього показника залежить від багатьох факторів, основними з яких є: структура енергосистеми, взаємозв'язок центрів генерації і центрів навантаження, конфігурація електричних мереж системи; структура електричної мережі
(По напруженням); ступінь розвитку електричних мереж; завантаження електричних мереж (по максимуму і в розрізі року); співвідношення максимуму навантаження і розрахункової пропускної спроможності ЛЕП. Вартість 1 кВт • год втраченої електроенергії в елементах електричної мережі (повітряній лінії, обладнанні підстанцій, компенсуючих пристроях і т.п.) оцінюється в техніко-економічних розрахунках при зіставленні варіантів по тарифам на електроенергію, а при визначенні собівартості передачі - середньої вартості втраченого кіловат години або тарифами в залежності від форми організації ПЕС. При роботі ПЕС, як самостійного підприємства (юридичної особи) вартість втрат треба оцінювати за тарифами на покупку енергії, так як в цьому випадку витрати на передачу енергії можна представити в наступному вигляді:
Зпер = Зекс + СпокЕсет - Т1Еаб = Зекс + Т1 # 63; Е.
У звітах енергосистем оцінка вартості втрат проводилася за собівартістю: комерційної (повної), виробничої і середньої
1кВт • год, відпущеного з шин станцій системи.
Повна собівартість 1 кВт • год в системі включає в себе всі витрати, в тому числі і втрати, тому оцінка втрат по комерційної собівартості завищена, так як в даному випадку має місце повторний рахунок витрат на втрати. Оцінка втрат по виробничої собівартості не враховує важливі види позавиробничих витрат, наприклад витрати на покупну енергію, наявну в електробалансі ряду енергосистем (до 30%). За тим же мотивів не слід робити оцінку втраченого кВт • год по його середньої собівартості на шинах станцій енергосистеми.
Оцінка величини вартості 1 кВт • год втраченої енергії в мережах енергосистеми повинна виходити з середньої собівартості 1 кВт • год енергії, що надходить в ці мережі з різних джерел живлення (власні електростанції, блок-станції, міжсистемні електропередачі і ін.). Цей розрахунок проводять за такою формулою:
Спот = ( # 63; зстi + # 63; ебл.стi сбл.стi + # 63; епокi cпокi + за.у) / Есет,
де зстi - річні витрати виробництва власної i-й станції системи, р. / рік; сбл.стi - вартість 1 кВт • год покупної енергії, отриманої за договорами від блок-станцій, р. / кВт • год; cпокi - вартість покупної енергії, отриманої за електропередач від інших систем, р. / кВт • год; за.у - адміністративно - управлінські витрати апарату енергосистеми (внестанціонние і внесетевих витрати).
Оцінку втрат енергії на підприємствах найчастіше роблять за тарифами з додаванням відповідних витрат для забезпечення функціонування служби головного енергетика або головного механіка. До складу електричних мереж входять лінії електропередачі різного напрямку і значення - основні мережі ЕЕС і ОЕЕС напругою 220 ... 750 кВ і розподільні мережі напругою 6 ... 110 кВ. Особливістю транспортування електроенергії є те, що вона поєднує передачу енергії за основними і розподільних мереж. Якщо розподільні мережі в основному призначені для передачі енергії від опорних підстанцій до споживачів, то у функції основних мереж входить також виконання міжсистемних завдань: підвищення надійності, стійкості та економічності роботи енергосистеми.
На собівартість передачі електроенергії в розподільних мережах значно впливають їх протяжність і завантаження. При однаковому рівні електроспоживання значення собівартості тим вище, чим більше протяжність мереж і нижче завантаження. Зниження собівартості передачі одиниці електроенергії визначається такими основними факторами, що впливають на ці величини: зниження вартості спорудження електричних мереж (ліній і підстанцій); скорочення чисельності експлуатаційно - ремонтного персоналу електричних мереж (досягається автоматизацією і телемеханізації управління підстанціями, правильним вибором періодичності оглядів і ремонту ліній і підстанцій, централізацією і механізацією ремонтно - екплуатаціонние робіт); зменшення втрат в електричних мережах за рахунок максимально можливого територіального зближення виробників і споживачів електроенергії (скорочення далеких транзитних передач енергії), підвищення напруги ліній передачі, застосування компенсуючих засобів, постійного струму для дальніх передач, правильної завантаження ліній і обліку при економічному розподілі навантаження між станціями, втрат в електричних мережах.