3.4. Оценка стоимости потерь мощности и электроэнергии

При сравнении вариантов стоимость потерь электроэнергии опре­деляется по выражению:

С_п = $AW, (3.33)

где [3 — стоимость 1 кВт-ч потерь электроэнергии; AW— суммар­ные потери электроэнергии в рассматриваемом варианте.

Удельная стоимость потерь активной электроэнергии определяется по действующим тарифам. Если предприятие рассчитывается с энер­госистемой по двухставочному тарифу, то потери активной электро­энергии в СЭС оцениваются по среднему тарифу, вычисляемому по формуле [17]

Р = а/Т + Ь, (3.34)

■ max ^{у х 7}

где а — основная ставка тарифа за заявленную мощность, участву­ющую в максимуме нагрузки энергосистемы, руб/кВт (за месяц, квартал, год); b — дополнительная ставка тарифа за потребленную электроэнергию, руб/кВт • ч.

При применении на предприятии дифференцированного по зонам суток многотарифного учета электроэнергии средний тариф может быть найден по такому выражению:

"у

Р = — ,

±w, ⁽³-³⁵⁾

(=1 где W — суммарное потребление электроэнергии в г'-й зоне учета; b_t —

ставка за потребленную электроэнергию в г'-й зоне учета, руб/кВт-ч;

п — количество зон учета.

Современные электронные счетчики и системы дают возмож­ность организовать учет электроэнергии по четырем зонам суток (ночной, дневной, пиковой, полупиковой). Однако на практике в боль­шинстве случаев учет электропотребления на промышленных пред­приятиях ведется по трем зонам: ночной, дневной и пиковой.

Иногда при технико-экономических расчетах затраты на электро­энергию (С ) определяются по выражению [10]

С = тАР +ш_пАР , (3.36)

55

ПРОЕКТИРОВАНИЕ СИСТЕМ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

где т — стоимость 1 кВт максимальных активных нагрузочных потерь, руб/(кВт • год); т₀ — стоимость 1 кВт потерь холостого хода, руб/(кВтгод); ЛР_м — максимальные потери активной мощности, кВт; АР — потери холостого хода, кВт.

Удельные стоимости потерь мощности определяются на основании действующих двухставочных тарифов на электроэнергию в зависимо­сти от годового числа часов максимальных потерь т и включения Т_д потребителя:

^m = W⁷™ + *>)■* ⁼ Р*; (³-³⁷)

"»о = (*'Г_1Пв1 + 6).Г₁ = Р7'.. (3.38)

Пример 3.7. Определите стоимость годовых потерь активной элек­троэнергии в трансформаторах, расчет которых приведен в примере 3.5. Решение. Определяем средний тариф по выражению (3.34) для Г_тах = 5000 ч, приняв основную ставку тарифа а = 1165 000 руб/(кВт-год), а дополнительную — Ъ = 880 руб/кВтч:

1165 000_{+880 = 1ПЗ б/кВт}._ч 5000 Стоимость годовых потерь электроэнергии AW_t = 536 220 кВт-ч находим по выражению (3.33)

С_п = 1113 • 536 220 = 596 812,86 тыс.руб.

3.5. МЕТОДИКА ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ОЦЕНКИ ПРИНИМАЕМЫХ РЕШЕНИЙ

При решении различных технических задач в основу оценки срав­ниваемых вариантов положена экономическая эффективность. Крите­рием эффективности (оптимальности) при выборе вариантов СЭС является минимум годовых затрат, которые в общем виде при едино­временных капиталовложениях выражаются формулой

3 = Е_иК+С_э, (3.39)

где Е _| — нормативный коэффициент эффективности капитальных вло­жений (ставка рефинансирования), относит, ед.; К — капитальные вложения в объект, включая стоимость проектирования, строительно-монтажных работ и оборудования, руб.; С_э — годовые эксплуатаци­онные расходы, руб.

56

ПРОЕКТИРОВАНИЕ СИСТЕМ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

Величина Е_п принимается не ниже безрисковой ставки по альтер­нативному вложению капитала. В условиях нормального функциониро­вания экономики

Е = 0,12-0,15.

Величина капитальных затрат на сооружение СЭС определяется как

К = К+К₆, (3.40)

где К_л — капитальные затраты на сооружение линий электропереда­чи; К_об — капитальные затраты на электрооборудование СЭС.

При общем числе в СЭС линий п_л и единиц электрооборудования п^.

К_Л = |Х; (3.41)

"об

^Ко_б=Х^Коб,' (3.42)

где К_л — капитальные вложения в г'-ю линию; К^ — то же, в г'-ю единицу оборудования.

Капитальные вложения в линии электропередачи подсчитываются по формуле

^кл, =^Кяо, Ч» (3-43)

где К_ло — стоимость сооружения 1 км /-й линии, руб/км; / — длина /-й линии, км.

При технико-экономическом сравнении вариантов стоимостные показатели должны исчисляться в единых ценах. В большинстве случаев при проектировании СЭС целесообразно применять норма­тивные материалы, т.е. укрупненные показатели, приведенные в раз­нообразных справочниках. Укрупненные показатели должны коррек­тироваться с помощью переводного коэффициента, учитывающего изменение цен за период, прошедший с момента их опубликования. В ноябре 1998 г. по отношению к ценам 1991 года этот коэффициент составил 35 000.

Годовые эксплуатационные расходы определяются по выражению С = С + С + С , (3.44)

э а р ir ^ '

где С_а — отчисления на амортизацию; С — затраты на текущий

57

ПРОЕКТИРОВАНИЕ СИСТЕМ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

ремонт и обслуживание (расходы на эксплуатацию); С_п — стоимость годовых потерь активной электроэнергии.

Годовые отчисления на амортизацию, предназначенные для возме­щения изнашиваемых в ходе эксплуатации основных фондов предпри­ятия, подсчитываются по следующему выражению:

"л "„б

С_а = ХДи., • К_Л( + £E_ao6i • К_о6(, (з.45)

1=1 /=i

где Е_ля и Е_ло6 — нормы отчисления на амортизацию для линий и

электрооборудования, относит.ед.

В 1994 году изданы утвержденные Советом Министров «Единые нормы амортизационных отчислений на полное восстановление основ­ных фондов в Республике Беларусь», по которым следует принимать численные значения Е и Е ,.

а.л а.об

Расходы на текущий ремонт и обслуживание включают заработ­ную плату персоналу, общецеховые и другие расходы, необходимые для проведения текущих ремонтов. При сравнении вариантов обычно учитываются только затраты на текущий ремонт, так как зарплата, общецеховые и другие расходы одинаковы. Эти затраты определяют­ся по выражению

«л «об

^СР =1Хл, '^Кл, +2Хоб, ^06,, (3.46)

(=1 /=1

где Е _л и Е _об — нормативные отчисления на текущий ремонт для линий электропередачи и электрооборудования, относит, ед.

Для линий электропередачи расходы на текущий ремонт и обслу­живание практически не зависят от сечения проводов. Поэтому при выборе экономического сечения проводов их не учитывают при рас­чете годовых эксплуатационных расходов [12].

Когда сравниваемые варианты по приведенным затратам различа­ются не более чем на 5—10 %, они считаются практически равноцен­ными и предпочтение следует отдать варианту, имеющему лучшие технические и эксплуатационные показатели.

Сравнение вариантов электрооборудования с разной годовой произ­водительностью может проводиться по удельным приведенным зат­ратам, определяемым по выражению

58

ПРОЕКТИРОВАНИЕ СИСТЕМ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

з = 3/П,, (3.47)

где П_и — годовой объем продукции при нормальной эксплуатации.

При расчете по формуле (3.47) должны использоваться полные приведенные затраты для всей схемы, а не только изменяющейся ее части.

Если необходимо сравнить два варианта, то более эффективный весьма просто определить с помощью срока окупаемости капиталь­ных затрат:

r₀=(K₁-K₂)/(C_S2-C_ii), (3.48)

где Kj и К₂ — капитальные затраты вариантов 1 и 2 (К > К₂); С_э и C_J5 — годовые эксплуатационные расходы вариантов 1 и 2 (С < С,).

Из выражения (3.48) следует, что срок окупаемости — период, в течение которого дополнительные капиталовложения по одному из вариантов полностью окупаются за счет экономии годовых эксплуа­тационных расходов.

Найденное по формуле (3.48) значение Г₀ сравнивается с норма­тивным сроком окупаемости:

Г = \/Е_и. (3.49)

Если Т₀ < Т, то экономически целесообразным является более капиталоемкий вариант с меньшими эксплуатационными расходами. При T_Q > Т_п экономичнее будет менее капиталоемкий вариант с больши­ми годовыми эксплуатационными расходами. Если T_Q = Т_н, то рассмат­риваемые варианты следует считать экономически равноценными.

По сроку окупаемости можно попарно сравнивать любое количество вариантов. Однако при числе вариантов более двух удобнее выбирать оптимальное решение по условию минимума приведенных затрат.

При оценке двух вариантов не всегда следует определять срок окупаемости капиталовложений. Например, если один из вариантов требует меньших капиталовложений и имеет меньшие годовые эксп­луатационные расходы (К, < К₂; С_э < С_э), то он является более выгодным. В случае одинаковых капиталовложений (К, = К₂) или годовых эксплуатационных расходов (С, = С_э) выбор экономически целесообразного варианта можно осуществить по минимуму эксплу­атационных расходов или капитальных затрат соответственно.

59

ПРОЕКТИРОВАНИЕ СИСТЕМ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

Пример 3.8. На рис. 3.8 изображены два варианта схемы элек­троснабжения механического корпуса машиностроительного завода с применением двухтрансформаторных и однотрансформаторных КТП 10/0,4 кВ, в которых используются трансформаторы типа ТМЗ-1000. Длины линий и марки кабелей указаны на схемах. В обоих вариантах кабели прокладываются в земляных траншеях. В варианте 2 предполагается резервирование питания потребителей по сети до 1 кВ от трансформаторов соседней магистральной линии. Это позволяет счи­тать варианты практически равноценными по надежности электро­снабжения. Суммарные потери активной электроэнергии в линиях и трансформаторах в варианте 1 составили 125 088,4, в варианте 2 — 125 550,3 кВт-ч. Расчетная стоимость потерь электроэнергии (сред­ний тариф)равна 1,171 тыс. руб/кВтч. Необходимо выбрать экономи­чески целесообразный вариант по условию минимума годовых приве­денных затрат.

Решение. Определяем укрупненные показатели стоимости эле­ментов схемы электроснабжения по [19] с учетом переводного коэф­фициента, равного 35 000 (по состоянию на ноябрь 1998 г.). Капиталь­ные затраты каждого варианта включают стоимость ячеек РУ с выключателями К_в, стоимость кабельных линий К_л и стоимость КТП К_т,т. е. К = К_В+К_Л+К_Т.

Стоимость ячейки РУ 10 кВ, выполненного камерами типа КСО, с выключателем ВПМП-10 с пружинным приводом, с учетом изменения цен К_В) = 2,14 • 35 000 = 74 900 тыс. руб.

Стоимость одного километра линии, выполненной кабелем, проложен­ным в земле, с затратами на рытье и засыпку траншеи в грунте 2-й категории (средней) механизированным способом (0,44 тыс. руб/км):

• марки ААШв-10 (3x35)

К₀ = (1,88 + 0,44) • 35 000 = 81 200 тыс. руб/км;

• марки ААШв-10 (3x70)

К₀ = (2,38 + 0,44) ■ 35 000 = 98 700 тыс. руб/км. Капитальные затраты на одну КТП с трансформаторами типа ТМЗ-1000:

• однотрансформаторную

К_Т| =14,43-35000 = 505050 тыс. руб.;

60

ПРОЕКТИРОВАНИЕ СИСТЕМ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

10 кВ 1с

Ф

2с 10 кВ

0,4 кВ

QB

qO q²U q³D q⁴D

ААШв-Зх35 ^/ 0,2 км

ААШв-Зх35

0,2 км

ААШв-Зх35 0,2 км

ААШв-Зх35 0,2 км

ТП1

2x1000 кВА

0,4 кВ

ТП2 2x1000 кВА

Вариант 1

10 кВ 1с

2с 10 кВ

.(и и ■ ■

QB

Q1

t ААШв-Зх70 0,15 км

Q2

ААШв-Зх70 0,15 км

ААШв-Зх35

ААШв-Зх35

0,1 км

■■ 0,1 км

0,4 кВ т 10,4 кВ 0,4 кВ | 4- 0,4 кВ

ТП1 ТП2 "ТПЗ ТП4

1x1000 1x1000 1x1000 1x1000

кВА кВА кВА кВА

Вариант 2 Рис. 3.8. Варианты схемы электроснабжения к примеру 3.8

61

ПРОЕКТИРОВАНИЕ СИСТЕМ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

• двухтрансформаторную

К_Т2 =28,75-35000 = 1006250 тыс. руб.

Выполняем расчет годовых затрат для рассматриваемых вариантов.

Вариант 1

В варианте 1 используются четыре ячейки РУ 10 кВ, линии 10 кВ, выполненные кабелем ААШв-10 (3x35), общей длиной 0,8 км, и две двухтрансформаторные подстанции с трансформаторами ТМЗ-1000. Вариант 1 требует следующих капитальных вложений:

К_в = 4 • 74 900 = 299 600 тыс. руб.;

к] = 0,8 ■ 81200 = 64 960 тыс. руб.;

к" = 2- 1006 250 = 2 012 500 тыс. руб.;

К, = 299 600 + 64 960 + 2 012 500 = 2 377 060 тыс. руб. Расчет отчислений на амортизацию выполняем по действующим в Республике Беларусь нормам (в относительных единицах):

• для оборудования РУ — 0,044;

• для кабелей с алюминиевой оболочкой при прокладке в земле — 0,04;

• для КТП — 0,066.

Тогда амортизационные отчисления для варианта 1 составят: С_а=0,044 • 299 600 + 0,04 • 64 960 + 0,066 • 2 012 500 = 148 605,8 тыс. руб.

Отчисления на текущий ремонт и обслуживание примем согласно [10] для кабельных линий, проложенных в земле, равными 0,015, а для электрооборудования — 0,01. Тогда годовые затраты на текущий ремонт и обслуживание для варианта 1 составят: С_р = 0,015 • 64 960 + 0,01 (299 600 + 2012 500) = 24 095,4 тыс. руб.

Стоимость потерь электроэнергии в линиях и трансформаторах определяется по формуле (3.33)

С_п = 1,171-125 088,4 = 146478,5 тыс. руб.

Годовые эксплуатационные расходы для варианта 1 по выраже­нию (3.44)

С = 148 605,8 + 24 095,4 + 146 478,5 = 319 179,7 тыс. руб.

^э]

Приняв нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений Е = 0,12, по формуле (3.39) определяем годовые приведен­ные затраты для варианта 1

3, = 0,12 - 2 377 060 + 319 179,7 = 604 426,9 тыс. руб.

62

ПРОЕКТИРОВАНИЕ СИСТЕМ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

Вариант 2

В данном варианте используются две ячейки РУ 10 кВ, линии 10 кВ с кабелем ААШв-10 (3x70) общей длиной 0,3 км и с кабелем ААШв-10 (3x35) общей длиной 0,2 км, а также четыре однотрансфор-маторные подстанции с трансформаторами типа ТМЗ-1000. Капитальные затраты по данному варианту составят: К_в=2 • 74 900 = 149 800 тыс. руб.; к" =0,3 • 98 700 + 0,2-81 200 = 45 850 тыс. руб.; к" =4 • 505 050 = 2 020 200 тыс. руб.; К₂ = 149 800 + 45 850 + 2 020 200 = 2215 850 тыс. руб.; Отчисления на амортизацию определяются как С_а=0,044 149 800 + 0,04 • 45 850 + 0,066 • 2 020 200=141758,4 тыс. руб. Затраты на текущий ремонт и обслуживание равны С_р=0,015- 45850 + 0,01-(149800+ 2020200) =22387,8 тыс. руб. Стоимость потерь электроэнергии в линиях и трансформаторах

С_п = 1,171-125550,3 = 147019,4 тыс. руб. Годовые эксплуатационные расходы для варианта 2

С„ = 141 758,4 + 22 387,8 + 147 019,4 = 311165,6 тыс. руб. Годовые приведенные затраты для варианта 2

3₂ = 0,12-2 215 850 + 311165,6 = 577 067,6 тыс. руб. Расчеты показали, что приведенные затраты обоих вариантов раз­личаются незначительно (на 4,7 %). И все же предпочтение следует отдать второму варианту, имеющему меньшие капитальные вложения и годовые издержки эксплуатации.

3.6. УЧЕТ НАДЕЖНОСТИ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ПРИ ВЫБОРЕ ОПТИМАЛЬНЫХ ВАРИАНТОВ

Сопоставляемые варианты схем электроснабжения должны обес­печивать одинаковые показатели электропотребления и требуемую надежность электроснабжения. Надежность — это способность СЭС бесперебойно снабжать потребителей электроэнергией в допустимых пределах показателей ее качества, не вызывая ситуаций, опасных для людей и окружающей среды. Различные непредвиденные обстоятель­ства могут привести к нарушению функций как отдельных элементов,

63

ПРОЕКТИРОВАНИЕ СИСТЕМ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

так и подсистем СЭС. Это может вызвать прекращение или ограни­чение питания потребителей, а также снижение показателей качества напряжения, подводимого к электроприемникам. Причинами таких нарушений могут быть анормальные режимы питающих энергосис­тем, неблагоприятное воздействие окружающей среды, ошибки, допу­щенные при проектировании, сооружении и эксплуатации СЭС и т. п.

Внезапные перерывы и ограничения электроснабжения промышлен­ных предприятий вызывают непосредственный (прямой) ущерб и ущерб от недовыпуска продукции [21]. Прямой ущерб связан с повреждением оборудования, восстановительными работами по наладке расстроенно­го из-за нарушения электроснабжения технологического процесса, бра­ком и порчей сырья, материалов, продукции, простоями рабочих и производственного оборудования, увеличением потерь электроэнергии вследствие питания потребителей по резервным схемам и т.д.

При аварийных перерывах электроснабжения ряда производств (особенно предприятий химической, нефтеперерабатывающей и ме­таллургической промышленности) могут происходить взрывы, пожа­ры, выбросы ядовитых веществ, повреждение дорогостоящего обору­дования и т.п. Для предотвращения этих негативных явлений приме­няются специальные устройства защиты и автоматики, обеспечиваю­щие безаварийную остановку технологического процесса. Следова­тельно, СЭС предприятия должны обладать способностью сохранять питание электроприемников, работа которых необходима для безава­рийной остановки производства при любых отказах схемы электро­снабжения. Для таких электроприемников следует предусматривать гарантированное электроснабжение от независимого ИП необходимой мощности.

Последствия внезапных перерывов электроснабжения во многом обусловливаются их совпадением во времени с определенным этапом технологического процесса. Так, если перерыв электроснабжения электрической печи произошел во время загрузки, то это лишь задер­жит ее пуск. Прекращение подачи электроэнергии во время работы печи может вызвать необходимость возобновления процесса нагрева, что связано с нерациональным расходом энергоресурсов.

При электролизе и электротермии перерывы питания вызывают

64

ПРОЕКТИРОВАНИЕ СИСТЕМ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

остывание ванн и печей, что увеличивает удельный расход электро­энергии на единицу продукции.

Внезапная остановка металлорежущих станков во время работы, как правило, приводит к поломке режущего инструмента. Прекраще­ние питания автоматических линий даже на несколько секунд может повлечь за собой расстройство технологического процесса, восста­новление которого требует иногда нескольких часов.

В текстильной промышленности при прядении и ткачестве переры­вы электроснабжения практически не вызывают брака продукции и порчи сырья. В то же время в отбельных, красильных, печатных и отделочных цехах прекращение питания может привести к непоправи­мому браку продукции.

Следует обратить внимание на то, что некоторые ответственные производственные процессы могут допускать кратковременные пе­рерывы электроснабжения. Например, сталеплавильное и чугуноли­тейное производства допускают перерывы питания на 0,5—1 ч, про­изводство синтетических порошков и крахмала — до 1 ч, производ­ство солода на пивоваренных заводах, варка мыла, кислородные станции — до 2 ч и т.д. [20].

Перечень технологических процессов и оборудования, не терпящих перерывов электроснабжения или допускающих их на некоторое вре­мя, достаточно широк. Однако на любых предприятиях ответствен­ными потребителями электроэнергии могут считаться водонасосные станции, пожарные насосы, насосы станции промышленной канализа­ции, частично компрессорные станции, аварийное освещение, а также котельные и бойлерные.

Количественная оценка надежности системы электроснабжения осуществляется с помощью ряда показателей [21], основными из которых являются параметр потока отказов (среднее число отказов в год) со и среднее время восстановления одного отказа t_%. В табл. 3.4 приведены средние значения со и t_a для некоторых элементов СЭС напряжением 6—10 кВ по данным [10].

При выборе схем электроснабжения все потребители с точки зре­ния надежности делятся на две группы. К первой относятся наиболее ответственные электроприемники. Внезапные перерывы их питания

65

ПРОЕКТИРОВАНИЕ СИСТЕМ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

вызывают последствия, ущерб от которых не может быть количе­ственно определен (угроза для жизни людей, нарушение функциониро­вания особо важных элементов коммунального хозяйства и т.п.). Для таких электроприемников требуемая надежность нормируется [4] и обеспечивается техническими средствами без технико-экономическо­го обоснования.

Таблица 3.4 Повреждаемость и время восстановления элементов СЭС 6—10 кВ

Элемент	Ю, 1/год	t , ч/отказ
Трансформаторы	0,01	61
Кабельные линии (на 1 км):
в траншее	0,078	88
в туннеле	0,0093	44
в канале	0,016	96
в блоках	0,087	105
на эстакаде	0,05	114
Токопроводы (на 1 км):
гибкий	0,061	10
жесткий	0,053	4
Шины (на присоединение)	0,01	2
Масляные выключатели	0,005	11
Разъединители	0,008	15

Ко второй группе относятся такие электроприемники, для которых уровень надежности может оцениваться количественно в процессе технико-экономических расчетов. Схемы электрических сетей, обес­печивающих питание электроприемников этой группы, по надежности

66

ПРОЕКТИРОВАНИЕ СИСТЕМ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

электроснабжения могут быть неравноценными и, следовательно, иметь неодинаковый суммарный недоотпуск электроэнергии потреби­телям. В этом случае сравнение вариантов осуществляется по годо­вым приведенным затратам с учетом вероятного ущерба от наруше­ния нормального электроснабжения по следующему выражению:

3 = Е_пК + С_э + У, (3.50)

где У — ожидаемый среднегодовой ущерб от перерывов электро­снабжения.

При проектировании СЭС ущерб от внезапных перерывов электро­снабжения может определяться по формуле [10; 16]

У = y₀AW_n, (3.51)

где у₀— средняя величина удельного ущерба, руб/кВт-ч; AW_u — сред­няя величина ожидаемого недоотпуска электроэнергии за год, кВт-ч.

При полном погашении питания потребителей средняя величина аварийного недоотпуска электроэнергии вычисляется по выражению

AW=P at, (3.52)

н с г с в' ^ч '

где Р_ог — среднегодовая нагрузка потребителей; со_с — ожидаемое за год число отказов системы электроснабжения; t_B — среднее время восстановления при одном отказе.

Среднегодовая нагрузка может быть выражена как

W Р Т

Р — г _ max max

^сг ~ 8760 ~ 8760 ' , (³-⁵³)

где W — ожидаемое потребление активной электроэнергии за год; Р — максимальная потребляемая (расчетная) активная мощность нагрузки.

С учетом (3.53) выражение (3.52) имеет вид

_AW ^^mLs^nt (3.54)

8760 ^J

В табл. 3.5 приведены удельные показатели ущерба при внезапных перерывах электроснабжения для различных промышленных предпри­ятий [10].

При выполнении технико-экономических расчетов данные табл. 3.5 следует корректировать с учетом изменения цен, происшедшего пос­ле 01.01.91 г., т.е. умножать на переводной коэффициент.

67

ПРОЕКТИРОВАНИЕ СИСТЕМ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

Таблица 3.5 Удельные показатели ущерба

Предприятие	уо, руб/ кВт-ч
Машиностроительный завод	0,7
Станкостроительный завод	1,0
Шарикоподшипниковый завод	0,99
Завод тяжелого машиностроения	4,0
Электротехнический завод	1,3
Автомобильный завод	0,92
Часовой завод	1,5
Инструментальный завод	0,4
Завод металлоконструкций	0,32
Целлюлозный комбинат	1,1
Бумажный комбинат	0,3
Деревообрабатывающий комбинат	0,57
Завод искусственного волокна	4,0
Лакокрасочный завод	4,2
Шинный комбинат	2,8
Цементный завод	0,51
Завод железобетонных изделий	0,5
Прядильно-ткацкая фабрика	0,85
Ситценабивная фабрика	5,4
Текстильный комбинат	1,3
Обувная фабрика	2,7
Швейная фабрика	0,22
Мукомольный завод	0,52 *
Хлебопекарня	24,0

Пример 3.9. Потребитель с максимальной активной нагрузкой Р = 500 кВт и Г = 3000 ч питается по кабельной линии 10 кВ,

max max

проложенной в траншее. Длина линии 0,6 км. Удельный ущерб от внезап­ных перерывов электроснабжения потребителя у₀=17,5 тыс.руб/кВт-ч. Определите вероятный годовой ущерб от нарушений электроснаб­жения для двух случаев: 1) потребитель не имеет резервной линии;

68

ПРОЕКТИРОВАНИЕ СИСТЕМ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

2) имеется резервная кабельная линия, перевод питания на которую

осуществляется действиями дежурного персонала за время t_t = 0,5 ч.

Решение. Вариант 1. По табл. 3.4 принимаем для кабеля

удельную повреждаемость на 1 км ю = 0,078щд. Тогда для линий

длиной 0,6 км ожидаемое число отказов в год

ю_с =0,078-0,6 = 0,047—..

При отсутствий резервирования среднее время восстановления кабельной линии t_n = 88 ч (табл. 3.4).

Ожидаемая средняя величина годового недоотпуска электроэнер­гии по выражению (3.54)

₌ 500-3000 ,₀₀47.88 = 708,2 кВт-ч. 8760 Вероятный годовой ущерб по выражению (3.51)

У = 17,5-708,2 = 12393,5 тыс. руб. Вариант 2. При наличии резервной линии:

500^3000 8760

У = 17,5-4 = 70 тыс. руб. Как показали расчеты, применение резервной линии существен­но снижает ожидаемый ущерб от аварийных перерывов электро­снабжения.