4.15. Технико-экономические показатели
Технико-экономическими показателями спроектированной системы электроснабжения являются стоимость и себестоимость 1 кВт ч, отпущенного потребителю [2], [10], [16].
Для группы электроприемников, присоединенных к электрической сети 0,38 кВ, приведенные затраты на производство и передачу электрической энергии (Зс.ЭП) состоят из трех составляющих:
Зс.ЭП = ЗС + ЗсВВ + ЗсНН, (56)
где ЗС затраты энергосистемы на электроэнергию, отпускаемую потребителям со своих шин; ЗсВВ затраты на передачу энергии по питающим сетям, напряжением 11010 кВ; ЗсНН затраты на передачу энергии через понизительные ТП напряжением 1035/0,4 кВ и воздушные линии 0,38 кВ.
Затраты на производство электроэнергии в энергосистеме определяются по удельным показателям и равны
ЗС = Зс.удW, (57)
где Зс.уд удельные затраты на производство 1 кВт ч в энергосистеме; W – объем потребляемой электроэнергии за определенный период времени (обычно год). Для энергосисемы России Зс.уд колеблются в пределах 0,4–1,2 руб./(кВт ч).
Годовые затраты на передачу энергии по сетям напряжением 110–10 кВ определяют по формуле
(58)
где п – число элементов рассчитываемой схемы системы электроснабжения, например число ВЛ 110 кВ, ВЛ 35 кВ, ВЛ 10 кВ, ТП 35110/10 кВ; т – число учитываемых видов издержек производства; Ki – капитальные вложения в i-й элемент схемы [10], [23–28], [34], тыс. руб.; Ен – нормативный коэффициент сравнительной эффективности, равный 0,12–0,15; Иij – издержки j-го вида (Иj) для i-го элемента схемы системы электроснабжения, тыс. руб.
Издержки производства j-го вида (Иj) состоят из издержек на амортизацию (реновацию) (Иам), на капитальный ремонт (Ик.р), на потери электрической энергии (Иэ.э), на обслуживание электрических сетей (Иобс) и прочие издержки (Ипр):
(59)
В этом выражении издержки:
Иам = Kipамi; |
Ик.р = Кiрк.рi; |
Иэ.э = сW; |
Ипр + Иобс = Nу.е, |
где pамi – коэффициент отчислений i-го элемента схемы на восстановление (реновацию); рк.рi – норма отчислений на капитальный ремонт [31]; с – стоимость потерянного 1 кВт ч, руб./(кВт ч), приближенно берется равной приведенным затратам на предыдущей (к энергосистеме) ступени напряжения, т. е. с = Зс.уд; W – количество потерянной электроэнергии (в сумме для элементов ВЛ 35-110 кВ, ТП 35-110/10 кВ и ВЛ 10 кВ может быть приближенно принято равным 7 % от общего количества электроэнергии, переданной через ТП 35-110/10 кВ); Nу.е – число условных единиц для обслуживания i-го элемента схемы [31]; – стоимость одной условной единицы, равная 28 руб./(кВт ч) (в ценах на 01.01.1991 г.).
Потери электрической мощности Р (кВт) и энергии W (кВт ч) для участков ВЛ 35 кВ определяются по выражениям
,
(60)
где Sрасч – расчетная максимальная нагрузка участка электрической сети, кВА; l – длина участка, км; rуд – удельное активное сопротивление, Ом/км; Uном – номинальное напряжение участка сети, кВ; – время максимальных потерь, ч (табл. 50).
Таблица 50
Зависимости времени максимальной нагрузки (Тmax)
и времени максимальных потерь () от расчетной нагрузки (Sрасч)
Sрасч, кВА |
Характер нагрузки |
|||||
коммунально-бытовая |
производственная |
смешанная |
||||
Тmax |
, ч |
Тmax |
, ч |
Тmax |
, ч |
|
0–10 |
800 |
360 |
1100 |
480 |
1100 |
480 |
10–20 |
1100 |
480 |
1300 |
565 |
1400 |
610 |
20–50 |
1300 |
610 |
1700 |
760 |
1900 |
860 |
50–100 |
1800 |
810 |
2000 |
920 |
2400 |
1160 |
100–500 |
2000 |
920 |
2200 |
1040 |
2800 |
1430 |
>500 |
2100 |
980 |
2300 |
1100 |
3000 |
1570 |
Потери электрической мощности (Рт, кВт) и энергии (Wт, кВт ч) в трансформаторах 1035/0,4 кВ определяются по выражениям
(61)
где Рх, Рк – соответственно потери мощности холостого хода и короткого замыкания в трансформаторах, кВт (табл. 13); SТном – номинальная мощность трансформатора, кВА; n – число параллельно работающих трансформаторов.
Для расчета потерь электроэнергии в ВЛ 0,38 кВ рекомендуется использовать коэффициент связи (Kн/м) между потерями напряжения и потерями мощности:
Kн/м = Р/U, (62)
где Р потери мощности в процентах от активной мощности головного участка ВЛ, а U потери напряжения в процентах от подстанции 10-35/0,4 кВ до наиболее удаленного потребителя.
Коэффициент связи для каждого участка сети с активным R и индуктивным Х сопротивлениями проводов (жил)
(63)
Последнее выражение часто распространяют и на разветвленную сеть. При этом необходимо несколько скорректировать коэффициент Kн/м (62), т. е. внести поправочный коэффициент (Kраз), изменяющийся в пределах 0,75–0,9.
Для ВЛ 0,38 кВ Центра и Северо-Запада России коэффициент Kн/м в среднем можно принимать изменяющимся от 0,7 до 0,95. Тогда годовые потери электроэнергии (W) в линии 0,38 кВ равны
(64)
где Рг активная мощность головного участка линии, кВт.
Стоимость 1 кВт ч электроэнергии, отпущенной потребителю, равна отношению суммарных годовых затрат на элементы схемы (от источника питания до места присоединения потребителя) к значению полезно отпущенной электроэнергии. Себестоимость 1 кВт ч электроэнергии равна отношению суммарных годовых издержек всех элементов к значению полезно отпущенной электроэнергии. Таким образом, стоимость 1 кВт ч электроэнергии (CcВН), отпущенной с шин 10 кВ ТП 3510/0,4 кВ, равна
(65)
где PРТП = SРТПcos активная мощность трансформаторной подстанции; TРТП время использования максимума нагрузок.
Себестоимость
1 кВт
ч электроэнергии
на шинах
10 кВ ТП
35–10/0,4
кВ:
(66)
По аналогии, стоимость 1 кВт ч электроэнергии (СЭПНН), отпущенной потребителю в сети 0,38 кВ, равна
(67)
Расшифровывая знаки сумм, имеем
(68)
Себестоимость 1 кВт ч электроэнергии, отпущенного потребителю равна
(69)
Следует здесь отметить, что все данные о стоимости электрооборудования, приведенные ниже в табл. 51–56, отнесены к ценам 1991 г. Эти цены приняты базовыми для формирования цен текущего периода. Чтобы определить стоимость электрооборудования в 2004 г., надо его цену в 1991 г. умножить на коэффициент коррекции (инфляции). Для 2004 г. этот коэффициент равнялся 30,2.
Таблица 51
Укрупненные удельные показатели стоимости ВЛ 10 кВ
на железобетонных опорах, 1 тыс. руб. на 1 км
Марка и сечение провода ВЛ (алюминий/сталь) |
Районы по ветру |
|||||||||||
I, II |
III |
IV |
V |
|||||||||
Толщина стенки гололеда, мм |
||||||||||||
10 |
15 |
20 |
10 |
15 |
20 |
10 |
15 |
20 |
10 |
15 |
20 |
|
АС25/4,2 |
1,9 |
(2,5) |
2,8 |
(2,0) |
(2,5) |
2,8 |
2,1 |
(2,4) |
3,0 |
(2,3) |
(2,6) |
3,0 |
АЖ25 |
1,9 |
2,3 |
(3,2) |
1,9 |
2,3 |
(3,2) |
2,0 |
2,3 |
(3,2) |
2,1 |
2,8 |
(3,2) |
АС35/6,2 |
(2,0) |
2,3 |
2,7 |
(2,1) |
2,3 |
2,7 |
(2,2) |
2,3 |
2,8 |
(2,5) |
(2,6) |
(3,0) |
АН35 |
(2,0) |
|
|
2,0 |
|
|
(2,5) |
|
|
|
|
|
АЖ35 |
1,8 |
2,3 |
(2,8) |
2,0 |
2,3 |
(2,8) |
2,0 |
2,3 |
2,8 |
2,3 |
2,4 |
2,5 |
АС50/8 |
2,1 |
2,5 |
(2,8) |
(2,4) |
2,5 |
(2,8) |
(2,5) |
2,5 |
2,8 |
(2,8) |
(2,8) |
3,1 |
АН50 |
2,1 |
(2,6) |
2,6 |
2,2 |
(2,6) |
2,7 |
2,3 |
2,5 |
2,8 |
|
|
|
АЖ50 |
2,1 |
2,5 |
(2,8) |
(2,4) |
2,5 |
(2,8) |
(2,4) |
2,5 |
2,8 |
2,7 |
2,7 |
3,1 |
А70 |
2,4 |
2,6 |
2,9 |
2,6 |
2,6 |
3,1 |
2,7 |
2,7 |
3,1 |
3,0 |
3,0 |
3,2 |
А95 |
2,7 |
3,0 |
3,3 |
3,0 |
3,0 |
3,3 |
3,2 |
3,2 |
3,4 |
3,6 |
3,6 |
3,6 |
Примечание. Для линий, стоимость которых приведена в скобках, применять соответствующие провода неэкономично.
Таблица 52
Амортизационные отчисления элементов электрических сетей
Элементы электрических сетей |
Нормы амортизационных отчислений, % |
||
общая |
на восстановление |
на капит. ремонт |
|
ВЛ 35–110 кВ на железобетонных опорах |
2,4 |
2,0 |
0,4 |
ВЛ 35–110 кВ на деревянных опорах |
4,9 |
3,3 |
1,6 |
ВЛ 0,38–10 кВ на железобетонных опорах |
3,6 |
3,0 |
0,6 |
ВЛ 0,38–10 кВ на деревянных опорах |
5,7 |
4,0 |
1,7 |
Силовое электротехническое оборудование и распределительные устройства подстанций 110, 35 и 10 кВ |
6,4 |
3,5 |
2,9 |
Таблица 53
Нормы удельных условных единиц (у. е.)
на обслуживание электрических сетей
Элементы электрических сетей и оборудование подстанций |
Нормы, у. е. |
Воздушные линии электропередачи на 1 км |
|
ВЛ 35–110 кВ на железобетонных опорах: – опоры двухцепные – опоры одноцепные |
2,6 2,1 |
ВЛ 35–110 кВ на деревянных опорах |
3,2 |
ВЛ 10 кВ на железобетонных опорах |
1,7 |
ВЛ 10 кВ на деревянных опорах |
2,6 |
ВЛ 0,38 кВ на железобетонных опорах |
2,3 |
ВЛ 0,38 кВ на деревянных опорах |
3,5 |
Кабельные линии электропередачи |
|
КЛ 10 кВ |
7,4 |
КЛ 0,38 кВ |
5,6 |
Вводные кабельные устройства |
0,09 |
Подстанции с высшим напряжение 110 и 35 кВ |
|
Силовой трансформатор 110 кВ на одну единицу |
70,8 |
Силовой трансформатор 35 кВ на одну единицу |
19,3 |
Одно присоединение с масляным выключателем и двумя-тремя разъединителями напряжением: |
|
– 110 кВ |
48,7 |
– 35 кВ |
32,2 |
– 10 кВ |
16,3 |
Одно присоединение с отделителем и короткозамыкателем напряжением: |
|
– 110 кВ |
32,2 |
– 35 кВ |
19,3 |
– 10 кВ |
6,4 |
Батареи статических конденсаторов |
0,04 |
Подстанции с напряжением 35/0,38 и 10/0,38 кВ на одну единицу: |
|
35/0,38 кВ |
5,6 |
10/0,38 кВ: – с одним трансформатором – с двумя трансформаторами |
4,0 5,1 |
Таблица 54
Укрупненные показатели стоимости
воздушных линий электропередачи напряжением 380/220 В
Тип опор |
Район по гололеду |
Стоимость строительства при марке и числе проводов, тыс. руб. за 1 км |
||||||||||
4А25 |
5А25 |
4А35 |
5А35 |
4А50 |
5А50 |
4А70 |
5А70 |
4А90 |
5А90 |
|||
Ж.-б. опоры |
I II |
– |
3,1 |
3,19 |
3,35 |
3,45 |
3,68 |
3,72 |
3,92 |
4,00 |
4,28 |
|
III |
2,99 |
3,28 |
3,30 |
3,47 |
3,55 |
3,78 |
3,87 |
4,02 |
4,10 |
4,40 |
||
IV |
– |
– |
4,2 |
4,36 |
4,45 |
4,68 |
4,75 |
4,98 |
5,09 |
5,32 |
||
особый |
– |
– |
4,56 |
4,73 |
4,82 |
5,25 |
5,32 |
5,61 |
5,72 |
6,14 |
||
Деревянные опоры |
с цельн. стойками |
III |
2,22 |
2,33 |
2,41 |
2,57 |
2,67 |
2,90 |
2,98 |
3,21 |
3,32 |
3,61 |
III |
2,36 |
2,66 |
2,68 |
2,85 |
2,94 |
3,26 |
3,24 |
3,50 |
3,63 |
3,90 |
||
IV |
2,85 |
3,26 |
3,13 |
3,30 |
3,39 |
3,62 |
3,71 |
4,00 |
4,14 |
4,50 |
||
особый |
– |
3,21 |
3,34 |
3,56 |
3,61 |
3,84 |
3,95 |
4,18 |
4,32 |
4,72 |
||
на ж.-б. приставках |
III |
2,38 |
2,50 |
2,58 |
2,74 |
2,84 |
3,07 |
3,18 |
3,41 |
3,53 |
3,81 |
|
III |
2,52 |
2,81 |
2,83 |
3,00 |
3,03 |
3,43 |
3,50 |
3,82 |
3,94 |
4,32 |
||
IV |
3,05 |
3,33 |
3,35 |
3,52 |
3,61 |
3,84 |
3,92 |
4,17 |
4,25 |
4,51 |
||
особый |
3,43 |
3,56 |
3,58 |
3,75 |
3,84 |
4,07 |
4,14 |
4,38 |
4,48 |
4,75 |
||
на деревян. приставках |
III |
2,02 |
2,13 |
2,21 |
2,38 |
2,48 |
2,71 |
2,81 |
3,14 |
3,24 |
3,58 |
|
III |
2,14 |
2,39 |
2,41 |
2,58 |
2,67 |
2,99 |
3,07 |
3,30 |
3,39 |
3,73 |
||
IV |
2,54 |
2,78 |
2,80 |
2,97 |
3,06 |
3,29 |
3,41 |
3,69 |
3,78 |
4,04 |
||
особый |
2,84 |
2,97 |
2,99 |
3,16 |
3,25 |
3,48 |
3,61 |
3,84 |
3,95 |
4,27 |
||
Таблица 55
Технико-экономические показатели резервных дизельных электростанций, принятые для использования в типовых проектах
Типовой проект |
Число и мощность агрегатов, кВт |
Тип электро-агрегата |
Капиталовложения, тыс. руб. |
Приведенные затраты, тыс. руб./год |
Удельный расход топлива, г/кВт · ч |
||
здание |
электроагрегат со всем доп. оборудов. |
общие |
|||||
407-1- 88.85 |
130 |
АД30С9-Т400 -РМ1У4 |
7,83 |
3,36 |
11,19 |
2,62 |
375 |
407-1- 88.85 |
160 |
АД60С9-Т400 -РУ4 |
8,21 |
4,95 |
13,16 |
3,31 |
300 |
407-1- 90.85 |
1100 |
АД100С9-Т400-Р1БЦ.643.113 |
8,28 |
7,43 |
15,71 |
3,82 |
250 |
407-3- 404-86 |
150 |
АСДА-200 (У36-50) |
9,62 |
19,02 |
28,64 |
7,26 |
253 |
407-3- 405-86 |
1100 |
АСДА-100 (У34-100) |
13,74 |
30,28 |
44,02 |
11,22 |
262 |
407-3- 406-86 |
1500 |
КС-500РА комплектная электростанция |
106,79 |
82,88 |
189,67 |
45,72 |
237 |
Примечание. Все электроагрегаты трехфазного переменного тока с частотой 50 Гц на напряжение 400 В, cosφ = 0,8, частота вращения 1500 об/мин.
Таблица 56
Стоимость трансформаторных подстанций 10/0,38 и 35/0,38 кВ
Напряжение, кВ |
Установка |
Число тр-ров |
Конструкция |
Стоимость (тыс. руб.) при мощности трансформаторов (кВА) |
||||||||||
4 |
10 |
25 |
40 |
63 |
100 |
160 |
250 |
400 |
630 |
|||||
10/20,23 |
Открытая |
1 |
На опоре ВЛ U = 10 кВ, однофазном исполнении |
0,66 |
0,69 |
– |
– |
– |
– |
– |
– |
– |
– |
|
1 |
На П-образной опоре из сборного ж.-б. |
– |
– |
1,24 |
1,28 |
1,33 |
1,45 |
– |
– |
– |
– |
|||
1 |
На П-образной деревян. опоре с ж.-б. приставками |
– |
– |
1,39 |
1,43 |
1,48 |
1,6 |
– |
– |
– |
– |
|||
10/0,38 |
Открытая |
1 |
На А- и П-образных деревян. опорах с ж.-б. приставками |
– |
– |
– |
– |
– |
– |
– |
2,19 |
2,35 |
– |
|
1 |
То же без приставок |
– |
– |
1,36 |
1,41 |
1,46 |
1,58 |
– |
– |
– |
– |
|||
1 |
КТП |
|
|
1,17 |
1,21 |
1,28 |
1,42 |
1,59 |
– |
4,01 |
5,32 |
|||
10/0,38 |
Закрытая |
здание кирпичн. |
1 |
1 кабельный ввод |
– |
– |
– |
– |
– |
4,00 |
4,20 |
4,48 |
4,81 |
– |
1 |
1 воздушный ввод |
– |
– |
– |
– |
– |
4,44 |
4,66 |
4,97 |
5,32 |
– |
|||
1 |
2 кабельных ввода |
– |
– |
– |
– |
– |
8,00 |
8,41 |
8,95 |
9,73 |
– |
|||
10/0,38 |
здание из армоцемента |
1 |
КТП тупикового типа |
– |
– |
1,39 |
1,44 |
1,49 |
1,75 |
2,06 |
2,41 |
– |
– |
|
1 |
КТП проходного типа |
– |
– |
– |
– |
– |
5,93 |
6,17 |
6,48 |
– |
– |
|||
2 |
3 кабельных ввода |
– |
– |
– |
– |
– |
9,13 |
9,34 |
9,62 |
10,1 |
11,19 |
|||
2 |
4 кабельных ввода |
– |
– |
– |
– |
– |
9,80 |
10,01 |
10,28 |
10,62 |
– |
|||
10/0,38 |
здание кирпичн. |
2 |
4 кабельных ввода и наличие счетчика и защиты от токов к.з. |
– |
– |
– |
– |
– |
14,08 |
14,49 |
15,04 |
15,76 |
19,00 |
|
2 |
То же при наличии статических конденсаторов, мощностью 500 кВА |
– |
– |
– |
– |
– |
– |
– |
– |
– |
23,07 |
|||
35/0,38 |
Открытая |
1 |
На А- и П-образных опорах из сборного ж.-б. |
– |
– |
– |
– |
– |
3,28 |
3,50 |
3,89 |
– |
– |
|
1 |
На А- и П-образных деревян. опорах с ж.-б. приставками |
– |
– |
– |
– |
3,1 |
3,34 |
3,58 |
– |
– |
– |
|||
1 |
То же с деревян. приставками |
– |
– |
– |
– |
2,90 |
3,04 |
3,38 |
– |
– |
– |
|||