15.2. Стоимость элементов систем электроснабжения

Технико-экономическое обоснование строительства предприятия (производства, цеха) требует не только построения схемы электро­снабжения, но и определения стоимости принимаемых технических решений, даже если решение единственное. Считается, что эта стои-

367

мость не должна увеличиваться. Возможная ошибка учитывается так называемыми непредвиденными затратами, определяемыми в про­центах стоимости объекта в целом.

Фрактальность и практическая счетность не дают возможности осу­ществлять поэлементный счет каждой единицы устанавливаемого электрооборудования, прокладываемой линии, сооружаемой кон­струкции. Поэтому на всех предпроектных стадиях используются укрупненные показатели стоимости - некоторые средние стоимости типичных объектов - представителей, например, подстанций и сетей. УПС обычно составляют специализированные институты электро­технического направления.

В каждом проектном институте имеются свои УПС, опирающиеся на выполненные ранее проекты, рассматриваемые и профессиональнологически оцениваемые как аналоги при выполнении последующих проектов. Это основной путь, по которому происходит совершенствова­ние проектной деятельности в стране и который опирается на информа­ционное обеспечение для принятия любого технического решения на перспективу. Специалист-электрик, используя собственные записи по­казателей проектов и эксплуатируемых объектов, создает индивиду­альный информационный банк, который в пределе включается в рас­пределенную сеть ЭВМ института, отрасли, региона и т. д. Полнота и объем банка, применяемый математический аппарат, умение исполь­зовать информационное обеспечение отражают квалификацию совре­менного специалиста.

Укрупненные стоимостные показатели кабельных линий 6—500 кВ учитывают затраты на кабель и оборудование; на строительные и мон­тажные работы; на сооружение специальных -переходов (железнодорожные узлы, магистральные автодороги, реки и т. д.); на разборку и восстановление асфальтобетонных покрытий.

Укрупненные стоимостные показатели подстанций приводятся (со­бираются) для следующих элементов: распределительных устройств, силовых трансформаторов, компенсирующих устройств, постоянной части затрат (подготовка территории, общестроительная и сантехни­ческая часть, связь, внешние сети и др.), закрытых и открытых под­станций 110 кВ в целом. Укрупненные показатели включают стоимость оборудования и стоимость строительных и монтажных работ (строй-монтаж).

Укрупненные стоимостные показатели распределительных устройств для упрощенных схем приводятся на ОРУ (ЗРУ) в целом, для слож­ных схем — на ячейку выключателя. Укрупненные стоимостные показа­тели на ячейку или схему ОРУ (ЗРУ) учитывают затраты на строитель­но-монтажные работы и оборудование (выключатели, разъедините­ли и пр.) в полном объеме, включая кабельное хозяйство в пределах ячейки или ОРУ (ЗРУ), панели управления, защиты и автоматики, возду­хопроводы для воздушных выключателей и др.

368

Укрупненные стоимостные показатели на силовые трансформаторы, автотрансформаторы, компенсирующие устройства учитывают затраты на строительно-монтажные работы и оборудование в полном объеме, включая кабельное хозяйство в пределах узла и до панелей в ОПУ, па­нели управления, защиты и автоматики в ОПУ, гибкие связи силовых трансформаторов и др. Укрупненные стоимостные показатели статиче­ских конденсаторов и реакторов определяются по сметам к типовым проектам и сметам конкретных объектов.

Стоимость подъездных дорог учитывается для условия расположения площадки подстанции 35-750 кВ вблизи автодорог с твердым покры­тием и железнодорожных путей (на расстоянии до 500 м). При необхо­димости сооружения к подстанции подъездных дорог длиной более 500 м следует учитывать дополнительные затраты.

Капиталовложения К определяют по всем элементам электроснаб­жения, входящим в изменяющуюся часть сравниваемых вариантов, в действующих ценах с учетом стоимости монтажа и строительной части. Значения капиталовложений принимают на практике по сметам к типовым проектам, или к имеющимся рабочим проектам, или к проектам, содержащим подобные элементы, по ценникам на обору­дование и его монтаж, а также по ведомственным справочным мате­риалам.

При сравнении вариантов с разным числом подстанций глубокого ввода или различными способами канализации электроэнергии по тер­ритории промышленных предприятий следует учитывать площадь, занимаемую электротехническими сооружениями или коммуникация­ми, если их размещение на генплане проектируемого предприятия тре­бует расширения коммуникационных коридоров между цехами и вы­зывает удлинение коммуникационных связей и удорожание вариан­тов. Например, варианты с воздушной линией электропередачи 110 кВ и с кабельной линией того же напряжения существенно различаются шириной занимаемой полосы. Различаются варианты сооружения ма­гистрального токопровода 6—10 кВ и прокладки кабельных линий в туннелях, если воздушные линии и токопроводы не размещаются в пределах принятых разрывов между цехами. Удорожание учитывается прибавлением к стоимости варианта величины указанного удорожа­ния, условно называемой стоимостью территории:

К_тер = К_уд.терbl, (15.6)

где К_уд.тер — стоимость 1 м² территории, тыс. руб., определяется в зависимости от территории (региона) и от характера производства отрасли промышленности; b — ширина полосы на территории пред­приятия, на которую увеличивается разрыв между производствами для размещения электротехнических сооружений и коммуникаций, м; l - длина сооружения или коммуникации, м.

369

Условная стоимость территории предприятия для различных отра­слей промышленности различна и может быть сравнена следующим образом, отн. ед.: производство азота, оргсинтез, производство жид­кого топлива — 1; производство хлора и хлорорганических продук­тов - 1,33; станкостроительные и инструментальные заводы - 1,25; кузнечно-прессовое машиностроение — 1,17; черная и цветная метал­лургия — 1,58; искусственное волокно — 1,42; автомобильные заво­ды-2,75.

Стоимость потерь электроэнергии определяют по действующим двухставочным тарифам на электроэнергию:

(15.7)

где m — стоимость 1 кВт максимальных активных нагрузочных потерь и т₀ — потерь холостого хода (были разные); Р_mах — макси­мальные потери активной мощности и Р₀ — потери холостого хода.

Стоимость потерь зависит от годового числа часов использования максимума потерь _mах (ч/год), годового числа часов включения t_b и коэффициента мощности нагрузки:

(15.8)

где Т_max число часов использования максимума нагрузки предприятия;  — основная ставка двухставочного тарифа, руб/кВт;  - дополнительная плата, коп/ (кВтч). Число часов включения t_b и чис­ло часов использования максимума активной нагрузки Т_mах принима­ют в зависимости от сменности. Число часов использования максимума потерь _max зависит от числа часов использования максимума нагрузки Т_max ^и коэффициента мощности нагрузки. Его приближенное значение при cos =0,8 можно определить по формуле, ч:

(15.9)

Коэффициент мощности cos можно принимать для участков сети без искусственной компенсации равным 0,8, что дает достаточно обосно­ванные для практических расчетов значения _max.

Максимальные потери активной мощности для основных элементов системы электроснабжения определяют следующим образом:

для кабельных и воздушных линий электропередачи, токопроводов всего, МВт,

(15.10)

370

где R₀ - активное сопротивление 1 км линии, Ом/км; l длимна линии, км; I_р - расчетный ток в нормальном режиме, А;

для трансформаторов

где Р_НОМ - номинальные активные нагрузочные потери, МВт; К_з - максимальный коэффициент загрузки. Суммарные потери в трансфор­маторах Р = Р_mах + Р₀, где Р₀- активные потери холостого хода;

для электродвигателей нерегулируемых или регулируемых приво­дов с постоянной мощностью нагрузки

(15.11)

где Р — нагрузка на валу двигателя, кВт; р_ном - номинальная нагруз­ка двигателя, кВт; К_p — коэффициент загрузки двигателя; P_ном номинальные активные потери двигателя, которые в интервале нагру­зок от 0,5Р_ном до р_н можно с достаточной степенью точности пред­ставить в виде зависимости от _ном коэффициента полезного действия двигателя при номинальной нагрузке Р_ном = Р_ном (1 - _ном) _ном. Потери активной мощности можно определить также по формуле

где Р_х и Р_ном.н — потери холостого хода и номинальные нагрузочные;

для реакторов

(15.12)

где Р₁ — потери активной мощности, кВт, в одной фазе (для сдвоенных реакторов в обеих ветвях одной фазы) при номинальном токе.