Метод удельных среднегодовых издержек.

Главная | Обратная связь | Поможем написать вашу работу!

Напряжение ВЛ, кВ

Затраты на сооружение ВЛ, %

Металлические конструкции и оттяжки опор

фундаменты и анкерные плиты

изоляторы, линейная арматура

прочие затраты

В качестве варианта, альтернативного ядерной энергоустановке (ЯЭУ) принимается современная высокоэкономичная паротурбинная установка (ПТУ) на органическом топливе. Условно принимаем установленную мощность обеих установок равной 1 кВт.

Таблица А.1 - Исходные данные для

технико-экономического обоснования

Показатель	ЯЭУ	ПТУ
	1,0	1,0

	6,0	5,0
	2,075	6,47
	2,7	2,3
	504·10³	336·10³
	25,0	25,0
Т_m	15,0	15,0
r	5,0	5,0

По варианту ПТУ (альтернативная техника)

Вариант с ЯЭУ имеет меньшие удельные издержки, чем вариант с ПТУ. Следовательно, он более предпочтителен для реализации.

Метод дисконтированных интегральных издержек.

Для тех же исходных данных, при условии что q = 0,05, Т_м = 15, :

Продолжение приложения А

По варианту ПТУ (альтернативная техника):

Следовательно, и этот метод расчёта даёт аналогичный результат – внедрение новой техники экономически обосновано.

Таблица А.2 - Влияние уровня дисконтной ставки на сравнительную эффективность прогрессивной техники

Показатель	Т_м = 15 лет
r = 0,05	r = 0,08	r = 0,1
,	4,11	4,67	5,07
,	4,46	4,83	5,1
	8,5	3,4	0,6
Примечание – Е – относительное отклонение между затратами на новую и альтернативную технику.

Эта величина табулирована и находится в зависимости от заданных величин дисконтной ставки и расчетного периода.

Таблица А.3 - Влияние продолжительности расчётного периода (периода морального износа) на сравнительную эффективность новой техники

Показатель	r = 0,05
Т_м = 10	Т_м = 15	Т_м = 25
,	5,02	4,11	3,42
,	5,06	4,46	4,00
	0,8	8,5	16,9
Примечание – Е – относительное отклонение между затратами на новую и альтернативную технику.

Метод критического параметра в анализе эффективности.

Таблица А.4 - Исходные данные для

технико-экономического обоснования.

Показатель	ГАЭС	ГТУ
	1,0	1,0

Продолжение приложения А

Продолжение таблицы А.4

Показатель	ГАЭС	ГТУ

	< 1,0	4,0
	-	98·10³
	1,0	5,0
b	-	500,0
S_т	-	22,4·10³
	4,2
η, %	75,0	-
	50,0	30,0
r	10,0	10,0

Среднегодовые издержки для ГТУ, по формуле (14):

Предельные капиталовложения в ГАЭС, по формуле (19):

= 272,9 · 10³ тенге/кВт

Для стран с низкими внутренними ценами на природный газ предельные капиталовложения в ГАЭС будут ниже, т. Е. требования к верхней границе ка-питалоёмкости станут более жёсткими.

Замена и модернизация энергооборудования.

Обоснование варианта реконструкции котельной ТЭС.

Цель реконструкции - повышение топливной экономичности. Реконструкция может осуществляться по двум вариантам: модернизация либо замена устаревшего парогенератора.

Для расчетов применяем методы простого и дисконтированного сроков окупаемости.

Продолжение приложения А

Таблица А.5 - Исходные данные для расчётов

Показатель	Устарев- ший паро-генератор	Модернизация	Новый пароге-нератор
Паропроизводительность (О_ч), т/ч
Использование мощности (h_у), ч/год
Расход топлива (b), кг у.т./т пара
Цена топлива (S_T), тенге/т у.т.
Полная стоимость устаревшего агрегата (Ф_с), тыс. тенге		-	-
Норма амортизации (Н_а), %	4,0	4,0	4,0
Затраты на ремонт (а_р), %	10,7	10,7	10,7
Фактический срок службы (Т_ф), лет		-	-
Ликвидационная стоимость устаревшего агрегата (S_л), тыс. тенге		-	-
Капиталовложения (К), тыс. тенге	-
Дисконтная ставка (r), %	-	10,0	10,0
Нормативный срок окупаемости капиталовложений , лет	-	2,0	2,0

Подставив данные таблицы в соответствующие формулы (20-25), получим = 0,5 года и 1,51 года для вариантов модернизации и замены соответственно для расчётов методом простого срока окупаемости. Следовательно, сроки окупаемости по обоим вариантам оказались меньше нормативного срока (2 года), при этом по варианту модернизации срок окупаемости ниже, чем по варианту замены. Для расчётов методом дисконтированного срока окупаемости (формула 26) – для тех же исходных данных – получаем (при q = 10%) для варианта модернизации = 0,54 года, для варианта замены = 1,71 года.

Расчёт двумя методами даёт аналогичные результаты: модернизация выгоднее полной замены морально устаревшего парогенератора.

Приложение Б

Действующие тарифы ЭС и ЭСК

Таблица Б.1 – Действующие тарифы

электро-сетевых компаний (ЭСК), тенге/кВтч

Тип электро-сетевой компании
Тариф KEGOC	1,59 -2,64
Тарифы РЭКов	3,5 – 5,5
Торговая надбавка ЭСО	0,42-0,97

Таблица Б.2 – Действующие тарифы ЭС РК на 2015 год

Группа	Базовый тариф	Предельные тарифы на 2015 год
1-группа (ЭГРЭС-1, 2, ЕЭК)	3,5	8,8
2-группа (ЖГРЭС)	5,9	8,7
3-группа (Карагандинская ТЭЦ-1-3, Павлодарская ТЭЦ-1, 3, УКТЭЦ, Астана-Энергия ТЭЦ 1, 2)	3,6	7,5
4-группа (Карагандинская ГРЭС-2, Павлодарская ТЭЦ-2, Балхашская, Жезказганская ТЭЦ)	3,25	6,0
5-группа (Петропавловская ТЭЦ, Риддерская ТЭЦ, Рудненская ТЭЦ)	3,0	8,05
6-группа (Согр. ТЭЦ, КарГРЭС-1, Степногорская ТЭЦ)	5,51	8,3
7-группа (Шымкентская ТЭЦ-3, Атырауская, Актю-бинская, Жамбылская ТЭЦ-4, Кзылординская ТЭЦ)	4,7	7,3
8-группа (Кентау ТЭЦ, Текелийская ТЭЦ, Шахтинская ТЭЦ, Экибастузская ТЭЦ)	3,8	7,5
9-группа (Аркалыкская ТЭЦ, Кустанайская ТЭЦ, Уральская ТЭЦ)	4,89	7,6
10-группа «АлЭС»	4,38	8,6
11-группа «МАЭК»	7,23	7,83
12-группа ГТЭС (Актурбо, Жанажолская)	4,1	8,8
13-группа ГЭС (Бухтарминская, Усть-Каменогорс-кая, Шульбинская, Шардаринская)	2,7	4,5

Приложение В

Штатные коэффициенты промышленно-производственного персонала

тепловых электростанций

Таблица В.1 - Штатные коэффициенты промышленно-производственного персонала ТЭС, чел/МВт

Мощность КЭС, ТЭЦ	Число и мощность агрегатов, МВт	Штатный коэффициент
КЭС	ТЭЦ
	2×50	-	1,7-2,0
	4×50	1,2-1,5	1,6-1,8
	6×50	1,1-1,4	1,5-1,7
	2×100	1,1-1,3	1,4-1,6
	4×100	1,0-1,3	1,3-1,5
	6×100	1,0-1,2	1,2-1,4
	2×150	1,2-1,4	1,5-1,6
	4×150	1.1-1,3	1,4-1,5
	6×150	0,9-1,0	1,3-1,4
	8×150	0,7-0,9	-
	4×200	1.0-1,1	-
	6×200	0,8-0,9	-
	8×200	0,6-0,8	-
	4×300	0,6-0,8	-
	3×300	0,5-0,7	-
	8×300	0.4-0,6	-
	3×800	0,4-0,6	-
	4×800	0,3-0,5	-

Приложение Г

Укрупнённые стоимостные показатели в электроэнергетике

Настоящие удельные стоимости строительства всех классов напряжения электрических сетей предназначены для проведения расчётов технико-экономических обоснований при выполнении дипломных работ.

Укрупненные стоимостные показатели (УСП) электрических сетей на-пряжением 35 кВ и выше предназначены для оценки предполагаемого объема инвестиций в сооружение линий электропередачи и подстанций для нового строительства или реконструкции и расширения действующих объектов.

Таблица Г.1 - Составляющие стоимости (в %) строительства объектов электроэнергетики

Напряжение, кВ	Стоимость строительства, %
Строительные работы	Монтажные работы	Оборудование	Прочие затраты	ПИР
Подстанции открытого типа
				8,5	8,5
				6,5	7,5
				8,5	7,5
500/220//110/10
Подстанции закрытого типа
110-500
				6,5	12,5
Кабельные линии, 1км



Воздушные линии, 1км
			11,5	8,5
			11,5	8,5
			11,5	8,5
			11,5	7,5
Ячейка выключателя




ОРУ




КРУЭ

Продолжение приложения Г

Продолжение таблицы Г.1

Напряжение, кВ	Стоимость строительства, %
Строительные работы	Монтажные работы	Оборудование	Прочие затраты	ПИР

Ячейка трансформатора

Воздушные линии.

Укрупненные стоимостные показатели (УСП) составлены для ВЛ 10-500 кВ на унифицированных стальных решетчатых и многогранных и железобетонных опорах. В УСП ВЛ 220-500 кВ учтена подвеска оптического кабеля связи магистральных ВОЛС – ВЛ. УСП ВЛ составлены с учетом гололедных и ветровых нагрузок, соответствующих требованиям ПУЭ 7-го издания.

УСП воздушных линий составлены с учетом использования сталеалюминиевых проводов марки АС по ГОСТ 839-80 «Провода неизолированные для воздушных линий электропередачи» с учетом последующих дополнений, а так же проводов с повышенной механической прочностью и высокотемпературных проводов (ВТП).

Базисные показатели стоимости ВЛ (без учета НДС) напряжением 10- 500 кВ приведены в таблице Г.3. Базисные показатели учитывают все затраты производственного назначения, предусмотренные нормами технологического проектирования воздушных линий электропередачи напряжением 10-500 кВ, соответствующие средним условиям строительства (таблица Г4) и нормативному ветровому давлению до 0,6 кПа. Затраты на постоянный отвод земли приведены в таблице Г5. При этом отдельные усложняющие условия строительства учитываются независимо друг от друга. В случаях, когда отсутствует подробная информация об условиях прохождения ВЛ, базисные показатели могут быть использованы без корректировки.

Таблица Г.2 - Удельный вес затрат на сооружение 1 км ВЛ

Продолжение приложения Г

Таблица Г.3 - Базисные показатели стоимости ВЛ

Нап- ряже-ние ВЛ, кВ	Характеристика промежуточных опор	Провод сталеалюминиевый сечением, шт. х²	Коли-чество цепей на опоре, шт.	Базисные показатели стоимости ВЛ, млн тенге/км
Стальные опоры	железобетонные опоры
решетчатые	многогранные
6-10	Свободностоящие	АС 35		-	-	2,0
АС 50		-	-	2,2
АС 70		-	-	2,4
	-	-	3,8
АС 95		-	-	4,6
СИП 50		-	-	2,6
СИП 70		-	3,9	3,1
СИП 70		-	-	3,8
	Свободностоящие			6,3	-	4,5*
	8,9	-	6,8
до 150		7,4	-	5,7*
	9,7	9,2	8,4*
	Свободностоящие	до 150		8,0	-	6,5
	12,6	27,8**	9,6*
185-240		8,9	13,3/15**	15,3
	1372,8	1799,4	1068,9*
ВТП		3257,4
	Свободностоящие			14,6	-	10,4
	17,2	19,8	-
		16,4	-	11,6
	19,0	-	-
ВТП		-	21,1	-
	-	87,3***	-
		20,1	-	-
Двухстоечные, свободностоящие			-	-	10,6
	-	-	15,8
		-	-	12,0
	23,5	-	20,0
	Свободностоящие двухстоечные, с внутренними связями	3×300		-	22,3	28,9
3×330		-	26,3	30,7
3×400		-	-	32,3
С оттяжками	3×400		-	-	-
3×500		32,8	-	-

Продолжение приложения Г

Продолжение таблицы Г.2

Примечания: 1 * - анкерно-угловые опоры – металлические; 2 ** - анкерно-угловые опоры – типовые; 3 *** - высокотемпературный провод, многогранные опоры с повышенной высотой. 4 Стоимость подвески 1 км оптического кабеля связи магистральных ВОЛС - ВЛ составляет 1 млн тенге.

Для получения полной стоимости ВЛ к показателям таблицы Г.3 добавляют затраты, сопутствующие строительству, которые составляют:

3,3% - временные здания и сооружения, при составлении расчетов по объектам комплексной реконструкции, технического перевооружения и расширения действующих зданий и сооружений, строительстве последующих очередей на территории действующих предприятий или примыкающих к ней площадках к указанной норме применяется коэффициент 0,8.

5,0-6,0% - прочие работы и затраты.

2,6-3,18% - содержание службы заказчика-застройщика, строительный контроль. Величина процентной нормы определяется в зависимости от стоимости строительства.

7,5-8,5% - проектно-изыскательские работы, затраты на проведение экспертизы проектной документации и авторский надзор (при осуществлении нового строительства - 8%).

3% - непредвиденные затраты.

Базисными показателями УСП не учтены затраты, связанные с оформлением земельного участка (постоянный и временный отвод, плата за землю при изъятии (выкупе), арендная плата, выплата земельного налога в период строительства) и компенсационные выплаты при отводе земель.

Суммируя все затраты, добавив к полученному итогу стоимость постоянного отвода земельного участка под строительство (другие затраты, связан-

ные с подготовкой территории строительства, рассчитанные по объектам-ана-логам, в дипломном проектировании не учитываются) получаем необходимый объем капитальных вложений для строительства ВЛ.

Таблица Г.4 - Условия строительства ВЛ, учтенные в базисных показателях стоимости

Условия строительства	Относительная длина трассы с данными условиями
ВЛ 10-110 кВ	ВЛ 220-330 кВ	ВЛ 500 кВ
III РКУ по гололеду	0,9	0,9	0,9
IV РКУ по гололеду	0,1	0,1	0,1
Болотистая трасса	-	0,05	0,02
Поймы рек	0,02	0,02	0,1

Продолжение приложения Г

Продолжение таблицы Г.4

Условия строительства	Относительная длина трассы с данными условиями
ВЛ 10-110 кВ	ВЛ 220-330 кВ	ВЛ 500 кВ
Обводненный грунт	0,4	0,4	-
Косогоры, стесненные условия	0,7	0,7	0,2

Таблица Г.5 - Площадь постоянного отвода земли для типовых свободностоящих опор ВЛ

№ пп.	Напряжение ВЛ, кВ	Характеристика промежуточной опоры	Размер постоянного отвода земли на 1 км ВЛ, м²
Стальные опоры	Железобетонные опоры
	35-110	Одностоечная	65-70	35-40
		Свободностоящая	80-115	35-90
		Железобетонная свободностоящая, стальная на оттяжках	520-1215

Кабельные линии.

В основу определения укрупненных стоимостных показателей кабельных линий (КЛ) положены объекты-аналоги.

Базовые показатели стоимости КЛ учитывают полный перечень затрат на строительно-монтажные работы по прокладке кабеля в земле, по устройству специальных переходов, в том числе выполненных методом горизонтально-направленного бурения, разборку и восстановление асфальтобетонных покрытий, перевозку грунта для обратной засыпки, а также стоимость кабельной продукции.

К базисным показателям стоимости КЛ дополнительно добавляется стоимость постоянного отвода земли (другие затраты, связанные с подготовкой территории строительства, рассчитанные по объектам-аналогам, в дипломном проектировании не учитываются). Для получения полной стоимости КЛ к показателям таблицы Г.6 добавляют затраты, сопутствующие строительству, аналогичные таковым для воздушных линий.

Стоимостные показатели КЛ весьма зависимы от принятой трассы, характера и числа пересекаемых инженерных коммуникаций, числа и конструкции переходных пунктов и концевых устройств, сопутствующих затрат, а также способа прокладки КЛ. При небольших длинах КЛ это определяет существенный разброс удельных значений УСП.

При оценке стоимости КЛ в центральной части крупнейших городов следует учитывать стоимость сооружения коллектора (туннеля). Стоимость

Продолжение приложения Г

сооружения коллекторов, микротоннелей и переключательных пунктов приведена в таблице Г.6.

Стоимость подводной прокладки КЛ следует определять по объектам-аналогам.

Таблица Г.6 - Стоимость кабельных линий 110-500 кВ (три фазы) с кабелями в изоляции из сшитого полиэтилена, при прокладке в земле

Напряжение, кВ	Сечение фа-зы КЛ, мм²	Стоимость кабельных линий, млн. тенге/км
при прокладке одного кабеля	при прокладке двух кабелей

Таблица Г.7 - Стоимость сооружения коллекторов, микротоннелей и переключательных пунктов

Наименование сооружения	Базисная удельная стоимость сооружения, млн. тенге
Коллекторы, сооружаемые щитовым способом. Глубина заложения до 6 м, диаметр щита 2-5 м	348,9 - 833,8
Микротоннели диаметром 0,8м - 2м, 1 км	199 - 655,1
Переключательный пункт (ПП) 110 - 500 кВ	32 - 112,4

Подстанции.

Укрупненные стоимостные показатели распространяются на вновь сооружаемые, а также расширяемые и реконструируемые открытые ПС 35 кВ и выше и закрытые ПС 110-500 кВ, выполненные по типовым схемам электрических соединений распределительных устройств (РУ).

Укрупненные стоимостные показатели ПС 35 кВ и выше определяются по отдельным основным элементам, к которым относятся:

- распределительные устройства и отдельные ячейки выключателей;

- трансформаторы (автотрансформаторы);

- компенсирующие и регулирующие устройства;

- постоянная часть затрат;

Продолжение приложения Г

- противоаварийная автоматика.

Учитывая многообразие компоновок, используемых материалов и соста-ва основного оборудования подстанций, значительный и различный по составу объем работ при реконструкции подстанций, их стоимость строительства (реконструкции) определяется набором отдельных основных элементов.

Для получения полной стоимости ПС к сумме стоимостных показателей ее основных элементов, добавляют затраты, сопутствующие строительству, которые исчисляются от этой суммы и составляют:

1-1,3 % - временные здания и сооружения.

При составлении расчетов по объектам комплексной реконструкции, технического перевооружения и расширения действующих зданий и сооружений, строительстве последующих очередей на территории действующих пред-приятий или примыкающих к ней площадках к указанной норме применяется коэффициент 0,8;

8,5-9,0% - прочие работы и затраты;

2,6-3,18% - содержание службы заказчика-застройщика, строительный контроль. Величина процентной нормы определяется в зависимости от стоимости строительства;

7,5-8,5% - проектно-изыскательские работы и авторский надзор (при осуществлении нового строительства - 8%).

К полученному итогу добавляется стоимость постоянного отвода земли под ПС (и другие, не рассчитываемые в рамках дипломной работы, затраты, связанные с подготовкой территории строительства, рассчитанные по объектам аналогам). Площадь постоянного отвода земли зависит от схемы электрических соединений, исполнения и компоновки ПС. При использовании типовых схем электрических соединений примерная площадь постоянного отвода земли может быть принята по данным таблицы Г.8.

Таблица Г.8 - Примерная площадь постоянного отвода земли под подстанции (с оборудованием наружной установки)

Схема электрических соединений ПС на стороне ВН и отдельные элементы ПС	Площадь постоянного отвода земли под ПС 35-500 кВ, тыс. м²

Блок линия-трансформатор с выключателем	1,5	2,5-4,5	8-20
Мостик с 3-мя выключателями или 2 блока с дополнительной ВЛ	2,5	10-15	14-25,5
Четырехугольник	-	-		34,5
Сборные шины с 8-9 ячейками на ВН		12-15	22-32	-	-
Полуторная схема с 6 ВЛ на ВН	-	-	-
Трансформатор-шины с 6 ВЛ на ВН	-	-	-	-	-
Трансформатор-шины с 10 ячейками 500 кВ и 15 ячейками 220 кВ

Продолжение приложения Г

Продолжение таблицы Г.8

Схема электрических соединений ПС на стороне ВН и отдельные элементы ПС	Площадь постоянного отвода земли под ПС 35-500 кВ, тыс. м²

ЗРУ 10(6) кВ с 4-мя секциями	0,5
Ячейка ОРУ	0,3	0,5	1,6	2,0	2,5
Установка двух СТК 50 Мвар	1,8-2,3
Примечания: 1. Меньшие значения площади относятся к ПС с двухобмоточными, большие - с трехобмоточными трансформаторами. 2. При использовании КРУЭ площади ПС составляют 50% соответствующих ПС с оборудованием наружной установки 3. При несоответствии схемы ПС типовой площадь отвода земли может быть оценена путем увеличения или уменьшения с учетом данных таблицы.

Показатели стоимости РУ 35-500 кВ учитывают установленное оборудование (выключатель, разъединитель, трансформаторы тока и напряжения, разрядники); панели управления, защиты и автоматики, установленные в общеподстанционном пункте управления (ОПУ), относящиеся к РУ или ячейке; кабельное хозяйство в пределах ячейки и до панелей в ОПУ и др., а также строительные и монтажные работы.

Таблица Г.9 - Стоимость ячейки одного комплекта выключателя в РУ 35-500 кВ.

Напряжение, кВ	Стоимость ячейки одного комплекта выключателя, млн. тенге
Воздушный	Масляный	Вакуумный	Элегазовый
ОРУ	КРУЭ
	-		0,9 - 1,6	-
	-			-
			-
			-
		-	-
Примечания: 1. Стоимость ячейки выключателя включает: • оборудование (60%); • релейная защита, кабели, панели в ОПУ (22%); • ошиновка, порталы, строительные и монтажные работы (18%). 2. Стоимость ячейки КРУЭ включает строительную часть здания. 3. Для ячейки 10 кВ с вакуумным выключателем большее значение стоимости соответствует стоимости ячейки с выкатным элементом.

Показатели стоимости ячейки трансформатора (автотрансформатора) учитывают установленное оборудование (трансформатор, кабельное хозяйство в пределах ячейки и до панелей в ОПУ, а также панели управления, за-

Продолжение приложения Г

щиты и автоматики, установленные в ОПУ, относящиеся к ячейке, гибкие связи трансформаторов и др.), материалы, строительные и монтажные работы. Стоимость ячейки трансформаторов 35-500 кВ приведены в таблицах Г.10 – Г.11, а регулировочных - в таблице Г.12.

Показатели стоимости компенсирующих и регулирующих устройств учитывают оборудование в полном объеме, включая кабельное хозяйство в пределах ячейки и до панелей в ОПУ, панели управления, защиты и автоматики, установленные в ОПУ, но относящиеся к ячейке, а также строительные и монтажные работы. Стоимость синхронных компенсаторов (СК) и асинхронизированных компенсаторов (АСК), статических тиристорных компенсаторов (СТК), шунтирующих реакторов и управляемых шунтирующих реакторов (УШР), токоограничивающих реакторов, шунтовых конденсаторных батарей, вакуумно-реакторных групп (ВРГ) приведены в таблицах Г.13 – Г.18.

Показатели стоимости СК, АСК, СТК, приведенные в таблице Г.13, учитывают:

• собственно СК, АСК, СТК, включая систему охлаждения, газовое и масляное хозяйство;

• РУ НН, силовые и контрольные кабели в пределах ячейки и до панелей в ОПУ;

• панели релейной защиты, установленные в ОПУ и относящиеся к ячейке;

• строительно-монтажные работы по сооружению здания и монтажу оборудования.

Если для присоединения СТК к сети требуется установка отдельного трансформатора, то стоимость его установки с выключателем учитывается до-полнительно.

Таблица Г.10 - Стоимость ячейки трансформаторов 35-220 кВ, млн. тенге

Мощность, МВ. А	Трансформатор	Авто трансформатор
35/НН	110/НН	110/35/НН	220/НН	220/35/НН	220/110/НН
6,3				-	-	-
				-	-	-
				-	-	-
				-		-
						-
	-				-
	-			181*	-	-
	-	-	-		-	-
	-		-	229*	-
	-	-	-		-	-
	-	-	-	-	-

Продолжение приложения Г

Продолжение таблицы Г.10

Мощность, МВ. А	Трансформатор	Автотрансформатор
35/НН	110/НН	110/35/НН	220/НН	220/35/НН	220/110/НН
	-	-	-	-	-
Примечания: * - с ПБВ.

Таблица Г.11 - Стоимость ячейки трансформаторов 500 кВ, млн. тенге

Мощность, МВ.А	Автотрансформатор
500/220	500/110
	-
		-
3×167		-
3×267		-

Таблица Г.12 - Стоимость линейных регулировочных трансформаторов

Тип	Напряжение, кВ	Мощность, МВА	Стоимость, млн. тенге
ЛТМН-16000/10
ЛТДН-40000/10
ЛТДН-63000/10
ЛТДН-63000/35

Таблица Г.13 - Стоимость синхронных и асинхронизированных компенсаторов и статических тиристорных компенсаторов

Тип СК, СТК	Мощность, Мвар	Стоимость, млн. тенге
Двух СК, АСК, СТК	В т. ч. при вводе первого СК, АСК, СТК
КСВБ-50-11		352.5	223.25
КСВБО-50-11		441.8
КСВБ-100-11		693.25	453.2
КСВБО-100-11		737.5	502.9
АСК-50			181.3
АСК-100			342.6
СТК-50	± 50		180.1
СТК-100	± 100		342.6

Продолжение приложения Г

Таблица Г.14 - Стоимость управляемых шунтирующих реакторов 110-500 кВ

Наименование показателей	Параметры УШР
УШР-110кВ	УШР-220кВ	УШР-500кВ
1. Напряжение, допустимое в эксплуатации, кВ			525/√3

⇐ Предыдущая 1 2 3 45

Воспользуйтесь поиском по сайту: