Ежегодные издержки производства представляют собой сумму всех отчислений и расходов связанных с эксплуатацией данной электроустановки для каждого звена электрической сети определяются по формуле:
И = 
× 
+ 
+ Кя 
+
+ bл å∆Ал + bт å∆Ап/ст + 3, тыс. тенге (1.46)
где Клi - капитальные вложения на сооружение i - ой линии электропередач, млн. тенге;
Раi, Ртрi - отчисления в процентах на амортизацию линии и текущей ремонт;
Кп/стi - капитальные вложения на сооружение подстанции, млн. тенге;
Р`аi, Р’трi - отчисления в процентах на амортизацию и текущий ремонт подстанций;
Кя – капитальные вложения на сооружение ячейки ОРУ в месте присоединения сети к энергосистеме, млн. тенге;
Р’’а, Р’’тр – отчисления в процентах на амортизацию и текущий ремонт ячейки;
bл – удельные затраты на потери электроэнергии в воздушных линиях, тенге/кВт × час;
bт – удельные затраты на потери электроэнергии в трансформаторах понизительных подстанций,, тенге/кВт × час;
å∆Ал, å∆Ап/ст – суммарные потери электроэнергии в линиях и на подстанциях, кВт/час;
З – заработная плата и другие расходы связанные с эксплуатацией сетей, млн. тенге
Согласно [9] при технико – экономическом сопоставлении вариантов электрических сетей, затраты на эксплуатацию (текущий ремонт, зарплату персоналу и общественные расходы) допускается определять в процентах от капиталовложений формула (1.47.) перепишется следующим образом:
И = × 
+ 
+ Кя 
+
+ bл å∆Ал + bт å∆Ап/ст, тыс. тенге (1.47)
где Рэi Р’эi Р’’э – отчисления в процентах, соответственно на эксплуатацию линий и ячейки ОРУ в месте присоединения сети в энергосистеме.
Потери электроэнергии в линиях электропередач определяется по формуле:
å∆Ал = å × З × I2max × R × t × 10-3, кВт ч (1.48)
где Imax – максимальный ток в линии, А;
R – активное сопротивление линии, Ом;
t - время наибольших потерь, ч.
Для сельскохозяйственных потребителей:
t = 0,69 × Тм – 584, ч (1.49)
Для сельскохозяйственных сетей Тм = 3500 ч, поэтому
t = 0,69 × 3500 – 584 = 1831 час.
Потери электроэнергии в трансформаторах подстанций определяется:
å∆Ап/ст = å [ ∆Pm 
× t + ∆Рст × 8760].кВт ч (1.50)
Результаты расчетов потерь энергии в линиях сведены в таблицу 1.13., а результаты расчетов потерь энергии в трансформаторных подстанциях в таблицу 1.14.
Издержки на амортизацию и обслуживание линий.
Пример расчета. Вариант I. Амортизационные отчисления на линии 110 кВ. Ра 110 = 2,4%. Затраты на эксплуатацию линии 110 кВ Рэ = 0,4%:
åКл × 
= 6095,5 × 
= 170,6 млн. тенге
Издержки на амортизацию и обслуживание подстанций.
Пример расчета. Вариант I.
åКп/ст × 
= 1488 ´ 
= 139,9 млн. тенге 
Таблица 1.13 Потери электроэнергии в линиях 110 кВ
| Вариант I 110/10 кВ | Вариант II 110/10 кВ | ||
| Номер линии | DАл, кВт×час | Номер линии | DАл, кВт×час |
| 0 – 1 | 364185,9 | 0 – 1 | 364185,9 |
| 1 – 2 | 69761,1 | 1 – 2 | 69761,1 |
| 1 – 4 | 4394,4 | 1 – 4 | 17028,3 |
| 1 – 5 | 4943,7 | 4 – 5 | 3845,1 |
| 2 – 3 | 12450,8 | 2 – 3 | 12450,8 |
| SDРл=455735,9 кВт×ч | SDРл=467271,2 кВт×ч |
Таблица 1.14 Потери электроэнергии в трансформаторах подстанций
| Вариант I 110/10 кВ | Вариант II 110/10 кВ | ||
| Трансформаторы | DАп/ст, кВт×ч | Трансформаторы | DАп/ст, кВт×ч |
| п/ст “Рахат” ТМН 2500/110 кВх2шт. | 83123,3 | п/ст “Рахат” ТМН 2500/110 кВх2шт. | 83123,3 |
| п/ст “Кр. Октябрь” ТМН 6300/110 кВх2шт. | 112472,8 | п/ст “Кр. Октябрь” ТМН 6300/110 кВх2шт. | 112472,8 |
| п/ст “Акжар” ТМН 2500/110 кВх2шт. | 73235,9 | п/ст “Акжар” ТМН 2500/110 кВх2шт. | 73235,9 |
| п/ст “Таусамалы ” ТМН 2500/110 кВх2шт. | 96489,6 | п/ст “Таусамалы ” ТМН 2500/110 кВх2шт. | 96489,6 |
| п/ст “Курамыс” ТМН 2500/110 кВх2шт. | 73235,9 | п/ст “Курамыс” ТМН 2500/110 кВх2шт. | 73235,9 |
| SDРп/ст=438557,5 кВт×ч | SDРп/ст=438557,5 кВт×ч |
Издержки на амортизацию и обслуживание ячеек ОРУ в месте присоединения сети к энергосистеме.
åКя × 
= 90 × 
= 8,46 млн. тенге
Нормы на амортизацию взяты из [15].
Затраты на возмещение потерь электроэнергии в линиях и на подстанциях. Согласно [4] для зоны Северного Кавказа стоимость потерь электроэнергии в линиях b110= 26 коп./кВт × ч.
Пример расчета. Вариант I.
b110× å∆Ал110 + bт110/10× å∆Ат110/10= 26×455735,9+
+27,7×438557,5 = 239,9 тыс. тенге
Результаты расчетов для вариантов сведены в таблицу 1.15.
Определяются суммарные приведенные затраты для вариантов:
З = И + Ен × К, тыс. тенге (1.41)
где Ен – нормативный коэффициент сравнительной эффективности капитальных вложений;
Ен = 
, (1.51)
где Тн – нормативный срок окупаемости Тн = 5 лет.
Расчет приведенных затрат сводится в таблицу 1.16.
Таблица 1.15 Ежегодные издержки
| Статьи издержек | Варианты | |
| I | II | |
| Издержки на амортизацию и обслуживание линий, млн. тенге | 170,6 | 163,5 |
| Издержки на амортизацию и обслуживание подстанций, млн. тенге | 139,9 | 141,3 |
| Издержки на амортизацию и обслуживание ячеек, млн. тенге | 8,46 | 8,46 |
| Затраты на возмещение потерь электроэнергии, млн. тенге | 239,9 | 243,0 |
| Суммарные ежегодные издержки, млн. тенге | 558,9 | 556,3 |
Таблица 1.16. Суммарные приведенные затраты
| Варианты | И, млн. тенге | К, млн. тенге | З, млн. тенге |
| I | 558,9 | 7685,6 | 2096,0 |
| II | 556,3 | 7460,3 | 2048,4 |
Анализ таблицы 1.16 показал, что оба варианта практически равнозначны. Выбираем вариант I по техническим соображениям, т. к. он содержит большее количество подстанций тупикового типа, которые выполнены по более простым схемам и более удобны в обслуживании.
