ПУБЛИЧНОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ФЕДЕРАЛЬНАЯ СЕТЕВАЯ КОМПАНИЯ ЕДИНОЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ»

СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ    СТО 56947007-

ЩЦ*    ПАО    «ФСК    ЕЭС»    29.240.01.271-2019

Методические указания по технико-экономическому обоснованию электросетевых объектов. Эталоны обоснований

Стандарт организации

Дата введения: 24.07.2019

ПАО «ФСК ЕЭС» 2019

Предисловие

Цели и принципы стандартизации в Российской Федерации установлены Федеральным законом от 29 июня 2015 г. № 162-ФЗ «О стандартизации в Российской Федерации»; общие положения при разработке и применении стандартов организации - в ГОСТ Р 1.4-2004 «Стандартизация в Российской Федерации. Стандарты организаций. Общие положения»; правила построения, изложения, оформления и обозначения национальных стандартов Российской Федерации, общие требования к их содержанию, а также правила оформления и изложения изменений к национальным стандартам Российской Федерации -ГОСТ Р 1.5-2012.

Сведения о стандарте организации

1.    РАЗРАБОТАН: ООО «Интер РАО-Инжиниринг».

2.    ВНЕСЁН: Департаментом инновационного развития.

3.    УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЁН В ДЕЙСТВИЕ:

Приказом ПАО «ФСК ЕЭС» от 24.07.2019 № 235.

4.    ВВЕДЁН: ВПЕРВЫЕ.

Замечания н предложения по стандарт) оргашпации следует направлять в Департамент инновационного развития ПАО «ФСК ЕЭС» по адресу: 117630. Москва, ул. Ак. Чсломся. д. 5А. электронной почтой по адрес): vaea-na a fsk-ccs. ш.

Настоящий документ нс может быть полностью или частично воспроизведен, тиражирован и распространен в качестве официального издания бет разрешения ПАО «ФСК ЕЭС».

где с_э - удельная стоимость потерь электроэнергии; АР_так - потери активной мощности в режиме наибольшей нагрузки; т_тах - годовое время максимальных потерь.

Стоимость потерь электроэнергии в трехобмоточном (авто )трансформ аторе

Я_п=с_э(Д/\8760+Д/>_к b^W-Shom)² W).    ⁽⁷⁾

где АР_Х - потерн холостого хода; АР_к в-с - потери короткого замыкания при протекании тока по обмоткам высшего и среднего напряжения при разомкнутой обмотке низшего напряжения; .S'_max - переток мощности через (авто)трансфор.матор в режиме наибольших нагрузок в нормальном режиме; *V_HOM - номинальная мощность (автотрансформатора.

8.2    Потери мощности на корону в воздушных линиях (ВЛ) определяются по [7], исходя из удельных годовых потерь активной мощности на корону в зависимости от номинального напряжения, сечения проводов и района сооружения линии.

8.3    Значения т_тах в зависимости от числа часов использования максимума нагрузки 7_тах приведены ниже:

7'тах. ч    2500    3000    4000    5000    6000    7000    8000    8760

W, ч    1000    1250    1800    2750    3800    5500    7350    8760.

8.4    Значения 7'_тах при отсутствии более точных данных могут быть приняты в диапазоне от 6000 до 7600 ч для четырех условных групп:

-    Сибирские регионы с /_тах=7500-7600 ч с промышленным характером нагрузки, показательным для районов нефтедобычи, усиливаемым в ряде случаев высокой долей гидроэлектростанций в структуре генерирующих мощностей;

-    Уральские регионы с 7_тах=6700-6800 ч с характером нагрузки, наблюдаемым в зоне крупных промышленных центров и городов;

-    Центральные регионы с 7’_П1ах=6400-6500 ч со смешанным характером нагрузки и заметной долей электропотребления в быту и сфере услуг;

-    Южные регионы с 7'_|пах=6100-6200 ч со смешанным характером нагрузки, заметной долей электропотребления в быту и сфере услуг, а также развитым сельскохозяйственным производством.

8.5    Стоимость потерь электроэнергии определяется с учетом ставок тарифа на услуги по передаче электроэнергии, фактического отпуска ее и мощности в течение расчетного периода, а также норматива потерь электроэнергии (приказ Федеральной службы по тарифам от 09.12.2014 № 297-э/З).

Значения стоимости потерь электроэнергии на уровне ЕНЭС при отсутствии более точных данных могут быть приняты по текущим отчетным данным, приведенным к ценам 2000 г. без НДС, на уровне 0,28-0,32 руб./(кВт-ч), за исключением Северо-Кавказского федерального округа с 0,41 руб./( кВт-ч).

9 Технико-экономическая оценка надежности

9.1    При определении экономических последствий отказов yoAW результирующее математическое ожидание недоотпуска электроэнергии в энергосистеме в i-x расчетных режимах

SA^ = I^V™x.    (8)

/ /

где ДД, - ограничение мощности; А'пр, - коэффициент вынужденного простоя схемы.

9.2    Во внимание принимаются события, связанные с совпадением аварийного отключения одного элемента электрической сети с плановым ремонтом другого элемента. Оцениваются экономические последствия таких отказов и их влияние на надежность электроснабжения.

Единичные отказы (отключения) элементов схемы во внимание не принимаются, поскольку в указанных режимах не должно быть ограничений мощности потребителей.

9.3    Оценка экономических последствий отказов элементов сети (п. 9.2) выполняется по следующей методике.

9.3.1 Частота отказов, 1/год, событий по п. 9.2 определяется в общем виде из выражения [8]:

©£⁼©°+ф^,+ф"—©1СО2(7в1 ⁺ ^в2У8760+а)|Р2^а12^//8760+О)2Р| / a-il/8760~

—со 1 р 2 7 пл2/8760+©2И 17’пл i/8760,

где ©° - частота отказов первого элемента во время аварийного простоя второго; ©’ и ©" - то же, но при отказе первого элемента во время планового простоя второго и наоборот соответственно; © - параметр потока отказов (средний параметр потока отказов или частота отказов; здесь и далее - индекс «1» - принадлежность условно к первому элементу, индекс «2» - ко второму); 7_В - среднее время восстановления; р - средняя частота плановых ремонтов; 7’_ai - средняя продолжительность планового ремонта.

При этом, среднее время восстановления схемы составляет:

?»ср⁼(®⁰т°+со'т'+а)"т")/а)\_-=(а)⁰7'_в,7',2/(7»₁+'/в2)⁺а)'7'_В17,_1Л2/(7,_>1+7'пл2)^{+ +}®"7.27ml/(7_B2⁺7a₁l))/®i:⁼(®^,7_Bl7ni2/(7_Bl⁺7'_ru2)⁺ffl"7'_B27'_rvll/(7'_B2+7'_all))/<Dv, ^(Ш)

где т° - время восстановления схемы при отказе первого элемента схемы во время аварийного простоя второго; т’ и т" - то же, но при отказе первого элемента во время планового простоя второго и наоборот соответственно.

Как правило, частота ©" на два - три порядка меньше со' и со" и поэтому при практических расчетах не учитывается (принимается равной нулю).

Среднее время, ч, работоспособного состояния схемы равно:

7раб=8760/©у.

Коэффициент вынужденного простоя схемы:

Кup— 7_в.ср7(7раб⁺7_ВСр).    (12)

9.3.2 Учитываются параметры надежности (автотрансформаторов и ВЛ приведённые в Таблицах 1 и 2 [9].

Таблица 1. Показатели надежности (автотрансформаторов

Напряжение, кВ по 220 330 500 750 со, 1/год 0,015 0,03 0,04 0,024/0,053* 0,024/0,053* /'в, ч 95 60 45 220 220 д, 1/год 2,1** 2,33 2,44 2,47 2,94 Zk ч 134** 153 169 182 229

* числитель - для однофазных (авто)трансформаторов, знаменатель - для трехфазных; ** результаты аппроксимации с учетом фактических данных для (автотрансформаторов 220- 750 кВ.

Таблица 2. Показатели надежности воздушных линии

Напряжение. кВ ПО 220 330 500 750 ©*, 1/(год* 100 км) 0.81 0,42 0.33 0,31 0,2 /'в, ч 9,4 12,7 13,2 14,1 14,1 д**, 1/год 2,3*** 2,6 3,1 3,2 3,0 Т ** и 1Ш :4 85*** 98 149 127 159

* параметр потока отказов, не устранимых действием АПВ, ** нс зависит от длины линии; *** результаты аппроксимации с учетом фактических данных для ВЛ 220-750 кВ

9.3.3    Характеристики надежности коммутационных аппаратов при технико-экономическом обосновании электросетевых объектов допустимо не принимать во внимание, поскольку их влияние на экономические последствия из-за их (коммутационных аппаратов) отказов значительно меньше, чем у ВЛ и (авто)трансформаторов (они важны при выборе схем распределительных устройств электроустановок, что является задачей более низкого иерархического уровня).

9.3.4    Экономические последствия из-за недоотпуска электроэнергии в энергосистеме оцениваются по агрегированным (укрупненным) значениям удельных ущербов [ 10] (Таблица 3).

При наличии более точных данных о потребителях по отраслям, а также при необходимости следует использовать значения удельных ущербов из Таблицы 4 [10].

Таблица 3. Агрегированные значения удельных ущербов

Решаемая задача Удельный ущерб, руб./(кВт ч) Оценка надежности магистральных сетей 42/244 Оценка последствии системных аварий 30/175 Оценка надежности распределительных сетей 17/99

Примечания. 1. Числитель - в ценах 2000 г., знаменатель - в ценах 2018 г. 2. Средневзвешенное значение удельного ущерба в странах Западной Европы, США и Канады составляет по опубликованным данным 9.53 долл. США/(кВтч). С учетом паритета покупательной способности 2018 г. рубля к доллару США (примерно 23-24 руб./долл. США) - это соответствует удельному ущербу 224 руб./(кВтч). [см. данные Всемирного банка - https://data worldbank.org/indicator/PA.NUS.PPP?view=chart]

Таблица 4. Значения удельных ущербов по отдельным отраслям

Отрасль экономики Удельный ущерб, руб./(кВт ч) Добыча угля 17/99 Добыча нефти 40/233 Переработка нефти 37/215 Металлургия, горнорудная промышленность и электроемкие производства 8/47 Химия и нефтехимия 3/18 Машиностроение и металлообработка 46/268 Промышленность строительных материалов и цементная промышленность 16/93 Деревообрабатывающая целлюлозно-бумажная промышленность 36/210 Легкая и текстильная промышленность 9/53 Пищевая промышленность 81/472 Прочие отрасли промышленности 1/6 Строительство 123/716 Транспорт 50/291 Сельское хозяйство 19/111

Примечание. Числитель - в ценах 2000 г., знаменатель - в ценах 2018 г.

10 Технико-экономическая оценка общественной эффективности

10.1 Возврат инвестиций, необходимых для осуществления электросетевого строительства, обеспечиваются за счет всех потребителей электроэнергии, через тариф. Соответственно обоснование инвестиций должно выполняться по критерию общественной (системной) эффективности, а не коммерческой эффективности. При оценке эффективности электросетевых объектов учитывается их влияние на стоимость электроэнергии путем сопоставления затрат с выигрышем, получаемым всеми потребителями (системным эффектом) от осуществления данного селевого проекта.

При технико-экономической оценке системного эффекта от сооружения электросетевого объекта учету подлежат все дополнительные затраты и выгоды по сравнению с альтернативным вариантом. В качестве последнего принимается вариант без указанного объекта, чтобы определить полный эффект от него для энергосистемы в целом.

10.2    Функциональное назначение электросетевого объекта определяет определенные составляющие системного эффекта:

-    повышение надежности электроснабжения потребителей;

-    передача избыточной электроэнергии в дефицитные регионы;

-    снижение затрат на производство и передачу электроэнергии в энергосистеме за счет оптимизации режимов работы электростанций и снижения потерь мощности и электроэнергии в сети.

В первом случае, при сооружении электросетевого объекта сокращается объем аварийных отключений потребителей. Здесь системный эффект -снижение экономических последствий из-за ограничения их электроснабжения с позиций ущерба, наносимому обществу.

Во втором случае, растет объем передаваемой электроэнергии из избыточных регионов в дефицитные. Для этого необходимо сооружение электросетевого объекта, обеспечивающего эту передачу. Альтернативным вариантом является создание в дефицитном регионе дополнительных генерирующих источников. Системный эффект от сооружения такого электросетевого объекта - снижение затрат на генерирующие источники. В случае, если нормативными документами разрешается ограничение нагрузки потребителей, альтернативным сетевому строительству является вариант ограничения электроснабжения потребителей. Системный эффект в данном случае - снижение экономических последствий из-за ограничения их электроснабжения.

В третьем случае, суммарный объем поставок через электрическую сеть не меняется. Системный эффект от сооружения электросетевых объектов в данном случае - устранение ограничений (так называемых разрывов мощности), препятствующих наиболее экономичной работе генераторов электростанций, снижение потерь мощности и электроэнергии в электрических сетях, а также сокращение необходимой величины резервной генерирующей мощности в энергосистеме.

При отсутствии достоверной стоимостной информации по составляющим системного эффекта допустимо использование натуральных физических показателей, позволяющих учесть его хотя бы косвенно.

10.3    Способы определения системного эффекта в зависимости от функционального назначения объекга приведены в Таблица 5.

В целом по инвестиционным программам электросетевых компаний физические объемы показателей системного эффекта и их стоимостная оценка могут быть представлены в формате Таблицы 6.

Таблица 5. Способы оценки системного эффекта

Назначение объекта Мощностной эффект Топливный эффект Способ определения Экономическая оценка Способ определения Экономическая оценка Выдача мощности электростанции и от избыточных регионов Дополнительны с поставки мощности на оггговый рынок Стоимость замыкающей электростанции Поставки электроэнергии на оптовый рынок. Улучшение режима работы электростанций Разница в стоимости выработки поставляемой электроэнергии по сравнению с вы работ кой вытесняемых электростанций оптового рынка Продолжение Таблицы 5. Поставки мощности и электроэнергии дефицитным регионам Дополнительны с поставки мощности дефицитным регионам То же Улучшение режима работы электростанций за счет загрузки наиболее экономичных агрегатов Разница в стоимости выработки электроэнергии по сравнению с выработкой вытесняемых электростанций Повышение надежности эле ктрос набже н я потребителей Определение ограничений нагрузки потребителей - Определение математического ожидания нсдоотпуска электроэнергии потребителям По удельной стоимости ущербов Межснстсмные связи Снижение резервов генерирующей мощности Стоимость замыкающей эле ктростан цн и Улучшение режима работы электростанций Разница в стоимости выработки электроэнергии по сравнению с выработкой вытесняемых электростанций

Таблица 6. Интегральный эффект по инвестиционном программе

Группа электросетевых объектов по функциональной нагрузке Физический объем экономии, МВт. кВтч Экономия затрат, млн. руб. Выдача мощности от электростанций и от избыточных регионов Отказ от сооружения генерирующих мощностей в дефицитных регионах Разница в затратах по сетевому и альтернативному варианту (Приложения Б. В. Г) Поставки мощности и электроэнергии дефицитным регионам Отказ от сооружения генерирующих мощностей в дефицитных регионах, экономия топлива Разница в затратах по сетевому и альтернативном) варианту (Приложение Г) Повышение надежности электроснабжения потребителей Математическое ожидание нсдоотпуска электроэнергии потребителям Разница в затратах по сетевому и альтернативном) вариант) (Приложения А. Я Ж) Межснстсмные связи между объединенными энергосистемами Отказ от сооружения генерирующих мощностей в дефицитных регионах. экономия топлива, затрат на компенсацию потерь электроэнергии Разница в затратах по сетевом) и альтернативном) вариант) (Приложения В. Е)

Пример обоснования строительства линии электропередачи

Исходные данные. Рассмотрим параметры сечения между избыточным (ЭЭС 1) и дефицитным (ЭЭС 2) энергорайонами в Центральном федеральном округе. Связь между ними реализована двумя ВЛ 330 кВ (вариант 1). Длина одной из них составляет /j=130 км, другой - /2=100 км В нормальном режиме наибольший переток мощности между ЭЭС 1 и ЭЭС 2 во время зимнего максимума нагрузки /^,тах=220 МВт; число часов ее использования (п. 8.4) 7'_тах=^!6500 ч; годовое время максимальных потерь!,_шх=4650 ч (п. 8.3).

В нормальном, а также ремонтных режимах при отключении одной ВЛ 330 кВ (п. 9.2), в схеме отсутствую ограничения на перетоки мощности. Однако, при аварийном отключении одной ВЛ, во время планового ремонта другой, возникнет дефицит мощности ДР=/^>та\⁼220 МВт. Опенку математического ожидания недоотпуска электроэнергии выполним согласно разделу 9.

Параметры надежности ВЛ (Таблица 2):    ©1=0,33-130/100=0,429    1/год;

©2=0,33-100/100=0,33 1/год; 7^1=7^=13,2 4; щ=Ц2=3,1 1/год; Т_т\=Т_таг\49 ч.

По (9) ©v=((© 1P2 /;_tl2)+( ©2МI /’ini )У8760=((0,429-3.1 • 149)+(0,33-3,1 • 149))/8760=

=22,6-10% 17,4-10~³=40-10“³ 1 /год.

Из (10) 7*_в._Ср=(фТ_в|    )УФ₁=<22,6-10"³-13,2-149/

/(13,2+149)+17,4-10 ³-13,2-149/(13,2+149))/40-10"³= 12,1 ч.

Согласно (11) /'раб=8760/©\_=1/40-10~³=2,2-10⁵ ч.

В соответствии с (12) К_пр=7'_в._Ср/(7р_аб+7'_в._Ср)= 12,1/(12,1+2,2-10⁵)=5,5-10 ⁵.

По (8) АIV АРКщ>- 7^=220-5,5-10"⁵-6500=79,2 МВт ч.

При этом, в рассматриваемом варианте схемы сети необходимо предусмотреть установку ПА.

Для ликвидации дефицита мощности АР можно пойти на строительство третьей ВЛ 330 кВ (рис. А 1, показано пунктиром) - вариант 2.

ЭЭС 1

Рис. A.I. Схема электрической сети

Технико-экономическое сравнение вариантов. Предусмотрим строительство третьей ВЛ 330 кВ длиной 100 км с проводами 2хАС-300, включая установку двух элегазовых выключателей 330 кВ на примыкающих ПС.

Технико-экономическое сравнение выполним в ценах 2000 г. Капитальные вложения учитываем по п. 6.1. Отчисления на ремонт и обслуживание - соответственно 0,4 и 0,4 % для ВЛ, 2,9 к 2,0 % для оборудования ПС (п. 7.1). Значения стоимости потерь электроэнергии С->=0,28 руб./(кВт*ч) (п. 8.5). Ставка дисконтирования /ц,„=0,06 (п. 5.3). Обобщенный удельный ущербуо=42 рубДкВтч) (Таблица 3).

В варианте 2, за счет сооружения третьей ВЛ потери активной мощности в режиме наибольшей нагрузки, по энергосистеме в целом снижаются на ДЛшх^^ МВт. При этом, одновременно возрастают потери на корону Д/^>КОр=3,8/2=3,8^-100=380 кВт, где 3,8 -удельные потери на корону, принимаемые по данным [6]. Таким образом, изменение потерь активной мощности составит 1,2-0,38=0,82 МВт. Результаты расчетов по (2)-(6) приведены ниже.

п/п	Вариант 1	Вариант 2
1	Капиталовложения на устройства ПА 2к\|д ([6]) с учетом поправочного коэффициента к^ региональных климатических условий [4]: Кцл=2*пл*рс,=2-8,11,0=16,2 млн руб.	Капиталовложения на дополнительную ВЛ 330 кВ k\u\l2 (Лтзл - удельные капиталовложения на ВЛ из [4]) с учетом коэффициентов кс,р (затраты, сопутствующие строительству: временные здания и сооружения, строительный контроль и др [4)), кра, кс (коэффициент удорожания строительства в сейсмических районах [4]): Кт=к\и i/2*WW*c= 1,691 • 100-1,227* 1,0-1,0= =207,5 млн. руб. Капиталовложения на установку элегазовых выключателей: Кв="А^трАра*с=2-22,193-1,236-1,0-1,0= =54,9 мл и. ру б., где //» и кн - количество и капиталовложения на выключатель
2	Дополнительные ежегодные издержки на возмещение потерь электроэнергии в ВЛ по (6): kfп=С)А1>та\Хта\~0,28* 10 0,82-10'-4650= 1,1 млн. руб	-
3	Ежегодные издержки на ремонты и обслуживание ПА по п. 7.1: Ярем+Яо<*л=(0,029+0.02) 16,2=0,8 млн. руб.	Ежегодные издержки на ремонты и обслуживание дополнительной ВЛ и ПС по п. 7.1: Ярсм+Яо*,^ (0.004+0,004)207.5=1,66 млн. руб. Иием+//обсл= (0.029+0,02)54.9=2,7 млн руб
4	Экономические последствия из-за отказов ВЛ по (4): >'0Д^=42 79,2-10"3=3,3 млн руб.	-
5	Дисконтированные затраты по (3): А3,-К+Щ + ]-= 16,2+(0,8+1,1 +3,3)[	Дисконтированные затраты по (3): дзi-K+H[ (1+E"d)"“i j-Е.мЯ + Еш.Г (1+0, Об)30 -1 =262,4+( 1,66+2,7)1 — ' ч, 1= v л0,06 (+0,06)3oJ

	(l + 0,06)w-l	=322,4 млн. руб.
	- J о/,о МЛН. pvo. 0,06-(1 + 0,06Г

Как видно, вариант 2, предусматривающий сооружение дополнительной ВЛ 330 кВ, значительно (примерно в 3,5 раза по суммарным дисконтированным затратам с учетом фактора надежности) уступает альтернативному варианту 1 с двумя линиями

Таким образом, в схеме на рис. А.1 достаточно использовать две ВЛ 330 кВ При аварийном отключении одной ВЛ во время планового ремонта другой линии возможно ограничение мощности наименее ответственных потребителей в размере до 220 МВт. Последнее требуется учитывать при определении требований к ПА в энергосистеме.

Пример обоснования схемы выдачи мощности электростанции

Исходные (кгпные. Имеется современная тепловая электростанция в Сибирском федеральном округе с низкими топливными затратами, которая не может работать на полную мощность из-за недостаточной пропускной способности прилегающей сети (разрыв мощности) - вариант схемы сети I. Располагаемая мощность электростанции Т’росЛ 410 МВт, разрыв мощности Л/^,= 130 МВт. Возможно увеличение числа часов использования ее располагаемой мощности с 7'расп 1=4200 ч до 7'pacii2⁼5600 ч. Цена электроэнергии на электростанции составляет с_К=50,2 руб/МВтч. средняя цена электроэнергии на оптовом рынке равна Со-*⁼ 142.3 руб /МВт ч Для ликвидации ограничении в схеме выдачи мощности можно ее усилить строительством дополнительной одноцепной ВЛ 220 кВ длиной 200 км с проводами АС-240 (вариант 2). включая установку элегазового выключателя 220 кВ на примыкающей ПС

Технико-экономическое сравнение вариантов. При сравнении вариантов схемы сети учтем, что отказ от строительства этой ВЛ сопряжен с дополнительными ежегодными издержками на выработку электроэнергии в энергосистеме на менее экономичных

Электростанциях на (С’тс С*огэс)[(7рас!|2 7р_иС|||)/^,р_иСц+Д/^>7|_>аС|||)].

Технико-экономическое сравнение вариантов выполним в ценах 2000 г. Капитальные вложения на ВЛ 220 кВ учтены по п. 6.1. Отчисления на ее ремонт и обслуживание - соответственно 0,4 и 0,4 %, 2,9 и 2,0 % для оборудования ПС (п. 7.1).

№№ п/п	Вариант 1	Вариант 2
1	-	Капиталовложения на дополнительную ВЛ 220 кВ (обозначения переменных Приложение А): W2*ctAcA= 1,485-200-1,227-1,09-1,0=397,2 млн. руб. Катггаловложення на установку элегазового выключателя: "в*в*стр*реЛ= 1 • 14.698-1,236-1,09-1,0= = 19,8 млн. руб.
2	-	Ежегодные издержки на ремонты и обслуживание ВЛ и ПС по п. 7.1: (0,004+0,004)397,2=3,2 млн. руб. (0.029+0,02)19.8=1.0 млн. руб
3	Дополнительные ежегодные издержки на выработку электроэнергии на менее экономичных электростанциях: (Сэс-Соос)[( 7раси2—7рвсп|У>расп+ ♦Д^рао. 1 )Н 142,3-50,2)[(5600--4200)410+1304200] 10"*= = 103,2 млн. руб.	-

Введение    4

1    Область применения    4

2    Нормативные ссылки    4

3    Термины и определения    4

4    Технические требования, учитываемые при обосновании электросетевых

объектов    5

5    Методические указания по технико-экономическому обоснованию

электросетевых объектов    7

6    Учет капитальных вложений    8

7    Учет затрат на ремонт и обслуживание    10

8    Учет затрат на возмещение потерь электроэнергии    10

9    Технико-экономическая оценка надежности    12

10    Технико-экономическая оценка общественной эффективности    14

Приложение А. Пример обоснования строительства линии

электропередачи    17

Приложение Б. Пример обоснования схемы выдачи мощности электростанции    20

Приложение В Пример обоснования выбора мощности

автотрансформаторов подстанции    22

Приложение Г. Пример обоснования строительства воздушной линии с альтернативным вариантом сооружения объекта генерации    24

Приложение Д. Пример обоснования установки средства компенсации реактивной мощности    26

Приложение Е. Пример обоснования воздушной линии с высокотемпературными проводами    28

Приложение Ж Пример обоснования установки аккумуляторной батареи большой мощности    30

Библиография    32

	Дисконтированные затраты по	Дисконтированные затраты по (3):
	(3):	(1 + 0,06)м-1
4	о (1+0,06)м-1 Л>,03'2[0.06(1+0.06)»1= = 1419,4 млн. руб.	Д3=417+(3,2+1,0)[ 0 06(1+0 06)«. И74-8
		млн. руб.

Как видно, затраты, связанные со строительством дополнительном ВЛ 220 кВ значительно (примерно в три раза) ниже затрат на выработку электроэнергии на менее экономичных электростанциях энергосистемы. Таким образом, усиление схемы выдачи мощности электростанции целесообразно.

Введение

В настоящем стандарте (далее - СТО) представлены методические указания для технико-экономического обоснования схем и параметров электрических сетей и их элементов с учетом основных влияющих факторов, включая их надежность и экономичность.

1 Область примененин

СТО предназначен для обоснования и выбора схем и параметров электрических сетей и их элементов при разработке основных технических решений и проектной документации для подстанций (ПС) и линий электропередачи (ЛЭП) напряжением 110-750 кВ в части, не противоречащей «Методическим указаниям по расчету вероятности отказа функционального узла и единицы основного технологического оборудования и оценки последствий такого отказа», утвержденным приказом Минэнерго России от 19.02.2019    №    123    и    «Методическим    указаниям по устойчивости

энергосистем», утвержденным приказом Минэнерго России от 03.08.2019 № 630.

СТО также может быть использован при разработке схем и программ развития энергосистем и электрических сетей и прочих внестадийных работ (схем внешнего электроснабжения промышленных предприятий, городов и др ).

2    Нормативные ссылки

ГОСТ 27.002-15 Надежность в технике (ССНТ). Термины и определения.

ГОСТ 18322-16 Система технического обслуживания и ремонта техники. Термины и определения.

ГОСТ 24291-90 Электрическая часть электростанции и электрической сети. Термины и определения.

ГОСТ Р 57114-16 Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Электроэнергетические системы. Оперативно-диспетчерское управление в электроэнергетике и оперативно-технологическое управление. Термины и определения.

3    Термины и определения

В настоящем стандарте применены термины по ГОСТ 24291, ГОСТ 27.002, ГОСТ 18322, ГОСТ Р 57114, а также СО 153-34.20.118 «Методические рекомендации по проектированию развития энергосистем» и Приказом Минэнерго России от 03.08.2018 № 630 «Об утверждении требований к обеспечению надежности электроэнергетических систем.

надежности и безопасности объектов электроэнергетики и энергопринимающих установок «Методические указания по устойчивости энергосистем».

4 Технические требовании, учитываемые при обосновании электросетевых объектов

4.1    Основными целями формирования электрических сетей являются:

-    обеспечение субъектам оптового рынка электроэнергии условий для беспрепятственной поставки на рынок своей продукции на конкурентной основе при наличии спроса на нее;

-    предоставление субъектам рынка электроэнергии возможности получения продукции с рынка в необходимом объеме с требуемой надежностью и нормативными стандартами качества при оплате ее по цене оптового рынка;

- снижение затрат на производство, транспорт и распределение электроэнергии за счет ввода новых электросетевых объектов.

4.2    Развитие электрической сети осуществляется путем последовательного ее усиления за счет сооружения новых и реконструкции действующих электросетевых объектов и вызвано:

- необходимостью присоединения к сети новых генерирующих источников и потребителей;

-    изменением характера перетоков в сети вследствие неравномерности изменения спроса и его покрытия по энергоузлам;

-    выполнением требований к надежности электроснабжения;

-    созданием эффекта от объединения энергосистем при развитии межсисгемных связей;

-    повышением экономичности работы энергосистем за счет улучшения режимов работы электростанций и снижения потерь электроэнергии в сетях;

-    выполнением обязательств по экспорту мощности и электроэнергии.

Помимо сооружения новых электросетевых объектов производится

реконструкция или замена устаревшего оборудования в пределах существующей пропускной способности или с возможным ее увеличением.

4.3    Обоснование электросетевых объектов базируется на выполнении следующих технических требований:

-    схема электрической сети должна обладать достаточной гибкостью, позволяющей осуществлять ее поэтапное развитие и иметь возможность приспосабливаться к изменениям внешних условий - росту нагрузки и развитию электростанций, перемене направлений и значений перетоков мощности и др.;

-    развитие электрической сети осуществляется для достижения наилучших экономических показателей энергосистем в целом, причем независимо от форм собственности тех или иных объектов электроэнергетики;

-    электрическая сеть должна обеспечивать выдачу мощности электростанций, транспорт электроэнергии и электроснабжение потребителей

как в нормальном режиме работы сети, не допуская каскадного развития аварий е массовым нарушением снабжения потребителей при аварийных возмущениях;

-    увеличение пропускной способности сети в процессе ее развития осуществляется в первую очередь за счет проведения реконструкций существующих линий и применением современных средств компенсации реактивной мощности, а затем - постепенной «надстройкой» линиями более высокой ступени напряжения после достаточно полного охвата территории сетями предыдущего класса напряжения и исчерпания их технических возможностей;

-    схема и параметры электрической сети должны обеспечивать требуемую надежность электроснабжения и транзит мощности как в нормальной схеме, так и в ремонтных или послеаварийных режимах при нормативных возмущениях с учетом имеющихся резервов генерирующей мощности, пропускной способности сети, а также допустимой перегрузочной способности оборудования согласно [1,2];

-    развитие электрической сети должно соответствовать требованиям охраны окружающей среды.

4.4    Для обоснования электросетевых объектов:

-    формируются балансы мощности и электроэнергии в регионе на базе прогнозных нагрузок на заданную перспективу;

-    проводятся расчеты электрических режимов для нормальных, ремонтных и послеаварийных схем в режимах максимума и минимума нагрузки зимнего рабочего дня, а также максимума нагрузки летнего рабочег о дня и минимума нагрузки летнего выходного дня. При необходимости рассматривается режим паводка.

При этом сооружение электросетевого объекта оказывается технически оправданным в случае выявления нарушений устойчивости энергосистемы в результате воздействия нормативных возмущений, а также недопустимых значений перегрузок элементов сети или отклонений напряжения ниже допустимого на шинах ПС, требующих ограничения электроснабжения потребителей, при отсутствии рассматриваемого электросетевого объекта.

4.5    При обосновании электросетевых объектов во внимание принимаются схемы и параметры оборудования, установленного на электростанциях и ПС рассматриваемог о per иона (запрашиваются у филиалов ПАО «ФСК ЕЭС» и соответствующих собственников генерирующего и электросетевого оборудования, а также АО «СО ЕЭС»):

-    главные схемы электрических соединений электростанций и ПС;

-    номинальные параметры коммутационного оборудования (включая типы выключателей и полные времена их отключения), трансформаторов тока и высокочастотных заградителей;

-    параметры срабатывания устройств релейной защиты и автоматики (РЗА), а именно основных и резервных защит, устройств резервирования

отказов выключателя (УРОВ) и автоматического повторного включения (АПВ), а также противоаварийной автоматики (ПА);

-    длительно допустимые и аварийно допустимые токовые нагрузки проводов, кабелей ЛЭП, ошиновок ПС и силовых (авто)трансформаторов.

-    стоимость потерь электроэнергии.

5 Методические указания по технико-экономическому обоснованию электросетевых объектов

5.1 При технико-экономическом обосновании электросетевых объектов используется формула приведенных (дисконтированных) затрат, как сумма капиталовложений К и издержек И в общем случае за некоторый расчетный период времени 7’_расч

_ ^расч

3i= Z (*,+ И,)(1 +    (1)

/=1

где К, и И, - капиталовложения и издержки в мй год; - норматив приведения разновременных затрат (ставка дисконтирования).

Если строительство объекта осуществляется за год, а год приведения затрат /-1 и /<7’_расч (то есть, предполагается, что в первый год осуществляется строительство объекта, а со второго года наступает период его эксплуатации), а также при 7/,=7/_/=2=7/=const, выражение (1) преобразуется к виду

Т

рЭСЧ    ,

3j = к+и X (1⁽²⁾

1=2

При л=7_расч, вместо (2) может быть использована более простая форма

3i=K+H[ ^{(1 +} ^»⁾"-¹J.    (3)

¹ Е_н „(1 + Е_н „) ^{1    К}    >

5.2    Альтернативные варианты при обосновании электросетевых объектов сравниваются по значению дисконтированных затрат за расчетный период времени. Выбор предпочтительного варианта ведется по их минимуму. За расчетный период времени рекомендуется принимать минимальный расчетный срок службы 30 лет, соответствующей минимальному расчетному сроку службы основного оборудования ПС - силовых (авто)трансформаторов, оборудования ОРУ 110 кВ и выше [3].

5.3    Ставка дисконтирования принимается на уровне нормы доходности инвестированного капитала для расчета тарифов на услуги по передаче электроэнергии в единой национальной электрической сети (ЕНЭС), без учета инфляции (ставка дисконтирования нетто). Норма доходности

инвестированного капитала для расчета тарифов на услуги по передаче электроэнергии определена в соответствии с приказом Федеральной службы по тарифам от 21.11.2014 № 2049-э «Об утверждении нормы доходности инвестированного капитала для расчета тарифов на услуги по передаче электрической энергии по Единой национальной (общероссийской) электрической сети». Размер инфляции определен в соответствии с базовым вариантом прогноза социально-экономического развития на среднесрочный период, одобренным Правительством Российской Федерации. При отсутствии в прогнозе социально-экономического развития на среднесрочный период данных по размеру инфляции на какие-либо годы расчета проекта на эти годы, указывается значение такого показателя, определенного в прогнозе социально-экономического развития на среднесрочный период для последнего года соответствующего среднесрочного периода прогнозирования.

5.4    Капитальные вложения в формулах (1)—(3) определяются по укрупненным стоимостным показателям.

5.5    В составе ежегодных издержек для электросетевых объектов

И=И^+И^+И_п+у₍£1¥,    (4)

в общем случае, учитываются затраты на ремонты //,*.„ и обслуживание /7₀бсл электроустановок, возмещение потерь электроэнергии /7_П, а также затрат, связанных с экономическими последствиями из-за отказов электроустановок yoAlV, где >'о - обобщенный (агрегированный) удельный ущерб, АIV -математическое ожидание недоотпуска электроэнергии.

Определение ущерба (у₀) не подпадает под понятие ущерба, данное Гражданским кодексом РФ. Принимается во внимание учет данной составляющей только при выполнении технико-экономических обоснований электросетевых объектов.

5.6 Состав условно постоянных ежегодных затрат на производство электроэнергии объектами генерации:

Я=Ярс_М+Я_о6сл.    (5)

Стоимость условно переменной составляющей затрат (то есть, топливной составляющей) исключена из (5), так как в альтернативных вариантах электроустановки баланс электроэнергии в энергосистеме считается практически неизменным с позиций конечных потребителей.

6 Учет капитальных вложений

6.1 Капитальные вложения на электросетевые объекты оцениваются по укрупненным показателям стоимости [4], где они приведены в базисном уровне цен (по состоянию на 01.01.2000 г.) и не включают НДС.

Определение стоимости сооружения электросетевых объектов в текущих ценах осуществляется с применением индексов изменения сметной стоимости строительно-монтажных, пуско-наладочных, проектноизыскательских и прочих работ и затрат, а также индексов изменения сметной стоимости оборудования, ежеквартально публикуемых Министерством строительства и жилищно-коммунального хозяйства РФ.

Стоимость строительства в прогнозных ценах определяется с применением индексов-дефляторов инвестиций в основной капитал, указанных в базовом варианте прогноза социально-экономического развития на среднесрочный период Министерства экономического развития РФ.

Определение стоимости сооружения объектов в региональном разрезе осуществляется с применением коэффициентов, учитывающих региональноклиматические условия строительства и сейсмичность.

6.2    В зависимости от цели выполняемых расчетов для определения стоимости сооружения электросетевых объектов также применяется [5], где цены приведены по состоянию на 01.01.2018 без учета НДС.

6.3    Укрупненные удельные капитальные вложения на объекты газовой и угольной генерации по состоянию на 01.01.2010 (альтернативный вариант сетевому строительству) определяются в соответствии с правилами расчета составляющей цены на мощность, обеспечивающей возврат капитальных и эксплуатационных затрат, утверждённых Постановлением Правительства РФ от 13.04.2010 № 238 «Об определении ценовых параметров торговли мощностью на оптовом рынке электрической энергии и мощности», включая коэффициенты, учитывающие регионально-климатические условия строительства и сейсмичность.

Удельные показатели капитальных вложений переводятся в текущие и прогнозные цены с применением ретроспективных индексов-дефляторов инвестиций в основной капитал, указанных в базовом варианте прогноза социально-экономического развития на среднесрочный период Министерства экономического развития РФ. (По реальным проектам удельные капитальные вложения на современные парогазовые установки составляют в ценах 2000 г. примерно 11,6-13,3 тыс. руб./кВт, а на угольные электростанции 16,1-17,9 тыс.руб./кВт без учета затрат на схему выдачи мощности).

К полученным значениям удельных капиталовложений вводится повышающий коэффициент 1,1-1,2, учитывающий необходимость создания всех видов резервов генерирующей мощности в энергосистемах.

6.4    Стоимость отчуждаемых земельных участков для ПС и воздушных линий (ВЛ) определяется с учетом размеров необходимых постоянных отводов земель согласно правилам определения размеров земельных участков для размещения воздушных линий электропередачи и опор линий связи, обслуживающих электрические сети, утвержденных Постановлением Правительства РФ от 11.08.2003 № 486 «Об утверждении Правил определения размеров земельных участков для размещения воздушных линий электропередачи и опор линий связи, обслуживающих электрические сети» и

нормам отвода земель для электрических сетей напряжением 0,38-750 кВ, утвержденных приказом Минтопэнерго России от 20.05.1994 № 14278тм-г1.

Затраты, связанные с оформлением земельного участка (постоянный и временный отвод, плата за землю при изъятии (выкупе), арендная плата, выплата земельного налога в период строительства) и компенсационные выплаты при отводе земель определяются на основании расчетов, выполненных в соответствии с действующими нормативно-законодательными документами.

Нормативная цена земли в соответствии с Постановлением Правительства РФ от 15.03.1997 № 319 «О порядке определения нормативной цены земли» ежегодно определяется органами исполнительной власти субъектов Российской Федерации для земель различного целевого назначения по оценочным зонам, административным районам и поселениям (информация по кадастровой стоимости земли находится на Интернет-ресурсе www.rosreestr. ru/site/).

Средства на выплату земельного налога (арендной платы за землю) в период строительства определяются на основании заключенных договоров либо определяются по расчету, составленному с учетом сведений о кадастровой стоимости земельных участков.

При выкупе земельного участка его рыночная стоимость устанавливается в соответствии с действующими нормативно-правовыми и иными документами.

Ориентировочные затраты, связанные с оформлением земельного участка и компенсационные выплаты при отводе земель под новое строительство при необходимости можно определять в соответствии с [20].

7    Учет затрат на ремонт и обслуживание

7.1 Ежегодные издержки на ремонты и обслуживание элементов электрической сети определяются в виде отчислений от соответствующих капитальных вложений. Ориентировочные значения отчислений приведены в [6].

7.2    Ежегодные затраты на ремонты и обслуживание объектов генерации регламентируются Постановлением Правительства РФ от 13.04.2010 № 238 в ценах на 01.01.2010.

8    Учет затрат на возмещение потерь электроэнергии

8.1 Стоимость нагрузочных потерь электроэнергии в линиях электропередачи

ю