Приложение в

НОРМЫ ОТЧИСЛЕНИЙ

от капитальных затрат для различных элементов системы электроснабжения

№№ пп	Наименование элементов электроснабжения	Амортизационные отчисления рА	Отчисления на текущий ремонт и эксплуатацию рЭ
1.	ВЛ до 220кВ на металлических и ж/б опорах	0,035	0,005
2.	То же, на опорах из пропитанной древесины	0,066	0,01
3.	То же, на деревянных опорах с ж/б пасынками	0,053	0,01
4.	ВЛ 35-160кВ на металлических и ж/б опорах	0,028	0,004
5.	То же, на опорах из пропитанной древесины	0,053	0,01
6.	То же, на деревянных опорах с ж/б пасынками	0,042	0,01
7.	ВЛ 220кВ и выше на металлических и ж/б опорах	0,024	0,004
8.	Кабельные линии в земле и под водой до 10кВ включительно	0,03	0,015
9.	То же, 35кВ	0,041	0,02
10.	То же, 110кВ и выше	0,022	0,02
11.	Кабельные линии до 10кВ включительно, проложенные в помещении, а также открыто по эстакадам или конструкциям	0,024	0,01
12.	То же, 35кВ	0,033	0,005
13.	Электродвигатель до 100кВт	0,102	0,017
14.	То же, свыше 100кВт	0,074	0,01
15.	Подстанции, распредустройства и силовое электрооборудование	0,063	0,01
16.	Токопроводы 6-10кВ	0,03	0,01
17.	Аккумуляторы стационарные	0,154	0,02
18.	То же, при непрерывном подзаряде	0,002	0,01
19.	Измерительные и регулирующие приборы и устройства	0,12	0,01
20.	Батареи статических конденсаторов	0,075	0,008

Приложение г Пример технико-экономического сравнения двух вариантов электроснабжения цехов машиностроительного завода

На рис.Г.1 приведены принципиальные схемы двух вариантов электроснабжения.

ГПП 6кВ

ГПП 6кВ

Вариант II.

Вариант I.

6/0,66

6/0,66

6/0,66

S_Н2

0,66кВ

S_Н1

0,66кВ

№ 2

№ 1

№ 2

№ 1

=200м

=200м

S₂

S₂

S₁

S₁

0.66кВ

0.66кВ

Рис.Г.1. Принципиальные схемы вариантов электроснабжения на высоком и низком напряжении.

Необходимо обеспечить питание двух цехов от ГПП на напряжение 6кВ.

Вариант Iпредусматривает питание обоих цехов на напряжение 6кВ, кабельными линиями, с установкой комплектных трансформаторных подстанций.

Вариант 2 предусматривает питание цеха №1 на напряжение 6кВ, а цеха №2 на низковольтное напряжение 0,66кВ с питанием от трансформаторов цеха №1.

Подстанции двухтрансформаторные. Однако в целях упрощения на рис.Г.1 вторые аналогичные половины схем не показаны.

Максимальная нагрузка цеха №1 составляет 2800кВА. На подстанции устанавливаются в первом варианте два трансформатора по 1600кВА. Нагрузка цеха №2 составляет 1600кВА с установкой на подстанции двух трансформаторов по 1000кВА.

Во втором варианте устанавливаются два трансформатора по 2500кВА при нагрузке 4400кВА (коэффициенты мощности нагрузок обоих подстанций принимаются одинаковыми).

Приведенные затраты питающих кабелей от ГПП можно считать одинаковыми, в обоих вариантах, поэтому они в расчетах не учитываются.

Расстояние между подстанциями цехов составляет L=200 м. Годовое время работы и время использования максимума нагрузки составляет соответственно Т_Г=8000; Т_М=6000час/год. Стоимость 1кВт.ч электроэнергии С_УЭ= 1,5руб/кВт.ч.

Высоковольтный и низковольтный кабели между двумя подстанциями принимается соответственно марки ААШв-6кВ сечением 3х95мм²и марки ААШВ-1кВ сечением 3(3х185мм²).

На основании исходных данных определяем капитальные затраты для трансформаторов и кабельных линий.

Для комплектных трансформаторных подстанций имеем:

Для п/ст. №1 (2х1600кВА) К₁=648000руб.

Для п/ст. №2 (2х1000кВА) К₂ =548000руб.

При этом на каждый трансформатор приходится:

К_У1= К₁/ 2 = 324000руб.

К_У2= К₂/ 2 = 274000руб.

Для подстанции с трансформаторами 2х2500кВА

К = 779000руб.

или на каждый трансформатор

К_У= К / 2 = 389500руб.

Суммарный коэффициент отчислений для трансформаторов р=0,22.

Для высоковольтной кабельной линии варианта Iс двумя кабелями ААШв-6кВ сечением 3х95мм²в траншее (включая ее стоимость) имеем на 1км длины:

К_УВ= 75000руб./км.

Для низковольтной кабельной линии сечением 3(3х185мм²) имеем:

К_УН= 242000руб./км.

Суммарный коэффициент отчислений для кабельной линии р=0,19.

Потери х.х. и номинальные и нагрузочные (к.з.) потери составляют:

Для трансформатора 1 мощностью S_Н1=1600кВА:

Р_ХХ1 =3,3кВт;Р_НН1 =18,0кВт.

Для трансформатора 2 мощностью S_Н2=1000кВА:

Р_ХХ2 =2,45кВт;Р_НН2 =12,2кВт.

Для трансформатора мощностью S_Н= 2500кВА:

Р_ХХ =4,6кВт;Р_НН =25,0кВт.

Соответствующие коэффициенты загрузки трансформаторов составляют:

К_З1= 1400/1600 = 0,875;

К_З2 = 800/1000 = 0,8;

К_З= 2200/2500 =0,88.

Относительное время использования максимума потерь составляет ( при )

_ =

Таким образом, средние потери активной мощности на каждый трансформатор составляют соответственно:

Р_УС1=Р_ХХ1+Р_НН1_ = 3,3+180,875²0,563=6,85кВт

Р_УС2=Р_ХХ2+Р_НН2_ = 2,45+12,20,8²0,563=11,05кВт

Р_УС=Р_ХХ+Р_НН_ = 4,6+250,88²0,563=15,5кВт.

Средние потери активной мощности:

для двух высоковольтных кабельных линий 6кВ на 1 км длины:

Р_УСВ=кВт;

для двух низковольтных линий на 1 км длины:

Р_УCН=кВт;

Стоимость 1 кВт.года электроэнергии равна:

= Т_ГС_УЭ= 80001,5=12000руб/кВт.год

Все результаты расчетов сведены в таблицу Г.1.

Дальнейшие расчеты ясны из таблицы и дополнительных пояснений не требуют.

Из таблицы видно, что первый вариант оказался экономичнее.

При этом годовой экономический эффект составляет:

Э = З₁- З₂= 1219776-753170=466606 руб/год.

Таблица Г.1. Определение экономических показателей вариантов.

№№ пп	Элементы электроснабжения	КУ руб./шт. руб./км	N шт. км	К руб.	Р 1/год	КГ руб./год	РУС кВт	Р=РУСN кВт	 руб./ кВт.год	СЭ=Р руб/год	З=КГ+СЭ руб./год
ВАРИАНТ 1.
1.	Трансформатор ТНЗ 10/0,4кВ, 1600кВА	324000	2	648000	0,22	142560	11,05	22,1	12000	265200	407760
2.	То же 1000кВА	274000	2	548000	0,22	120560	6,85	13,7	12000	164400	284960
3.	Каб. ААШв-6кВ в траншее 2 (3х95)мм2	75000	0,2	15000	0,19	2850	24,0	4,8	12000	57600	60450
				1211000		265970				487200	753170
ВАРИАНТ 2.
1.	Трансформатор ТНЗ 10/0,4кВ, 2500кВА	389500	2	779000	0,22	171380	15,5	31,0	12000	372000	543380
2.	Каб. ААШв-1кВ в траншее 6 (3х185)мм2	242000	0,2	48400	0,19	9196	278,0	55,60	12000	667200	676396
						180576				1039200	1219776