1 Расчет баланса мощности и выбор компенсирующих устройств

Составим и рассчитаем баланс активной мощности:

-активная мощность ТЭЦ

- активная мощность энергосистемы

- потери активной мощности в линиях и трансформаторах

Расчет суммарной активной мощности:

Потери активной мощности в линиях и трансформаторах принимаем в размере от 2% от суммарной активной мощности i-го потребителя:

Находим активную мощность, которую необходимо потребить у РПП:

Составим и рассчитаем баланс реактивной мощности:

–реактивная мощность ТЭЦ

- реактивная мощность энергосистемы

– потери реактивной мощности в линиях и реактивная мощность, генерируемая воздушными линиями; в предварительных расчетах принимаем их равными друг другу

- потери реактивной мощности в трансформаторах

Определяем реактивную мощность первого потребителя:

Аналогично производим расчеты потребляемой реактивной мощности для остальных потребителей и заносим результаты в таблицу 1.

Определяем полную мощность каждого потребителя:

Аналогично производим расчеты для остальных потребителей и заносим результаты в таблицу 1.

Полная мощность всех потребителей:

Определяем потери реактивной мощности в трансформаторах.

Потери реактивной мощности в трансформаторах потребителей принимаем равными 10% от полной мощности:

Определяем потребляемую реактивную мощность:

Далее определяем реактивную мощность, получаемую от системы:

Сравнив реактивную мощность, получаемую от системы, с потребляемой, приходим к выводу, что имеется дефицит реактивной мощности, и необходима установка компенсирующих устройств (БСК). Определяем необходимую мощность компенсирующих устройств:

Определяем необходимую мощность компенсирующих устройств для каждого потребителя:

Для первого потребителя:

Аналогично производим расчеты для остальных потребителей и заносим результаты в таблицу 1.

Принимаем к установке компенсирующие устройства с единичной мощностью 0,4 Мвар. Определяем количество компенсирующих устройств для первого потребителя:

Произведем уточненный расчет необходимой мощности компенсирующего устройства для первой подстанции:

Аналогично производим расчеты для остальных потребителей и заносим результаты в таблицу 1.

Определим уточненную мощность компенсирующих устройств:

Проверяем баланс, исходя из условия:

0,033<0,2 значит будем считать, что баланс сошелся

Определим реактивную мощность, потребляемую на подстанциях потребителей после компенсации:

Для первого потребителя:

Аналогично производим расчеты для остальных потребителей и заносим результаты в таблицу 1.

Таблица 1 – Расчет баланса и выбор компенсирующих устройств

№ потреб	Pi, МВт	tg	Qi, МВAp	, MBAp	ni, шт	, MBAp	, МВАр
1	4,6	0,512	2,357	1,716	4	1,6	0,757
2	12	0672	8,064	5,871	15	6	2,064
3	21,1	0,936	19,754	14,382	36	14,4	5,354
4	26,4	0,963	25,446	18,526	46	18,4	7,046
5	17,6	0,991	17,439	12,697	32	12,8	4,639
6	26,2	0,963	25,253	18,386	46	18,4	6,853

2 Составление вариантов конфигурации сети с анализом каждого варианта

Длины участков:

РПП-4=52 км; РПП-6=18 км; РПП-ТЭЦ=19 км; РПП-3=55 км;

ТЭЦ-6=16 км; ТЭЦ-1=17 км; ТЭЦ-4=46 км; 6-5=80 км; 6-1=20 км;

5-1=68 км; 5-2=116 км; 2-3=42 км; 2-4=56 км; 4-3=28 км.

Рисунок 1. Взаимное расположение источников и потребителей

Составление вариантов конфигурации сети.

Вариант 1. Радиально-магистральная сеть

Вариант 1 представляет собой радиально-магистральную сеть, характеризующуюся тем, что все ЛЭП прокладываются по кратчайшим трассам. Все линии двухцепные.

Определяем общую длину линий:

Общая длина линий, приведенная в экономическом соотношении к одноцепному исчислению:

Вариант 2. Комбинированная сеть

Вариант 2 представляет собой комбинированную сеть, в ней потребители 4,2,3 и РПП объединены в кольцевую сеть, а также в кольцевую сеть объединены потребители 1,5,6 и ТЭЦ.

Общая длина линий:

Длина линий, приведенная в экономическом соотношении к одноцепному исчислению:

Вариант 3. Комбинированная сеть

Вариант 3 представляет собой комбинированную сеть, в нем потребители 4,3,2 объединены в кольцевую сеть, а также в кольцевую сеть объединены потребители 6,1 включающие в себя РПП и ТЭЦ.

Общая длина линий:

Длина линий, приведенная в экономическом соотношении к одноцепному исчислению:

Вариант 4. Комбинированная сеть

Вариант 4 представляет собой комбинированную сеть, в нем потребители 4,6,1 объединены в кольцевую сеть связывающую их с ТЭЦ и РПП.

Общая длина линий:

Длина линий, приведенная в экономическом соотношении к одноцепному исчислению:

Вариант 5. Кольцевая сеть

Вариант 5 представляет собой кольцевую сеть, связывающую всех потребителей с ТЭЦ и РПП.

Существенный недостаток этого варианта – большая протяженность кольца. Есть опасение, что в послеаварийном режиме, возникающем после отключения одного из головных участков, общая потеря напряжения в сети окажется недопустимо большой.

Варианты 2,3,4 относятся к одному принципу конфигурации сети. В них часть потребителей питается по кольцевой сети, часть – по радиально-магистральной. Среди вариантов этой группы сеть с наименьшей протяженностью линий является сеть, представленная вариантом 4.

Варианты 1 и 5 аналогов не имеют, сравнивать их не с чем, поэтому оставляем оба варианта для дальнейшего рассмотрения.

Таким образом, предварительный расчет и технико-экономическое сравнение будем проводить для вариантов 1, 4 и 5.

3 Приблизительный приближенный расчет трех отобранных вариантов

Расчетная схема варианта 1.

Потоки мощности определяем по первому закону Кирхгофа, двигаясь от наиболее удаленных потребителей к источнику. Так, поток мощности на участке 3-2 равен мощности потребителя 2, то есть:

Поток мощности на участке 4-3 определяем суммированием двух потоков, вытекающих из узла 3:

Поток мощности на остальных участках определяем аналогично. Результаты помещаем в таблицу 2, а также наносим на расчетную схему.

Далее, с помощью формулы Илларионова, определяем целесообразную величину номинального напряжения на участке 1-2:

Принимаем ближайшее наибольшее стандартное значение 110 кВ.

Аналогично проводим расчеты для остальных участков, и результаты помещаем в таблицу 2.

Таблица 2 – Выбор номинального напряжения на участках цепи для варианта 1.

Участок	L, км	Pi, MBт	Qi, MBAp		UНОМ, кВ
3-2	42	12	2,064	48,305	110
4-3	28	33,1	7,418	76,941	110
РПП-4	52	59,5	14,464	103,338	110
1-5	68	17,6	4,639	58,575	110
6-1	20	22,2	5,396	63,215	110
РПП-6	18	48,4	12,249	87,344	110
ТЭЦ-РПП	19	-22	-7,985	62,798	110

Теперь выбираем сечения проводов линий. При этом используем метод экономических интервалов.

Определяем токи на каждом участке сети в режиме максимальных нагрузок по формуле:

– ток наибольших (максимальных) нагрузок на каждом участке

– полная мощность каждого участка

– величина номинального напряжения учатка

Ток на участке 1-2:

Аналогично определяем токи на остальных участках. Результаты помещаем в таблицу 3.

Определяем расчетную токовую нагрузку линии.

- коэффициент, учитывающий изменение нагрузки по годам эксплуатации линии, для линий 110 кВ принимается равным 1,05;

- коэффициент, учитывающий число часов использования максимальной нагрузки линии Тнб и ее попадание в максимум энергосистемы, для

принимаем 1,3.

Расчетная токовая нагрузка участка цепи:

Аналогично определяем расчетную токовую нагрузку на остальных участках. Результаты помещаем в таблицу 3.

Будем считать, что по климатическим условиям район сооружения сети соответствует II району по гололеду, и будут использоваться двухцепные ВЛ на железобетонных опорах. Расчетная токовая нагрузка участка не должна превышать токовую нагрузку выбираемого сечения. Выбранные таким образом сечения заносим в таблицу 3, в эту же таблицу заносим допустимую токовую нагрузку для данного сечения.

Таблица 3 – Сечения и марки проводов

Участок	Imax, A	Ip, A	Iпав, А	Сеч, мм2	Iдоп., А	Марка провода
3-2	31,992	43,669	63,984	70	265	АС-70/11
4-3	89,125	121,656	178,25	95	330	АС-95/16
РПП-4	160,885	219,608	321,77	150	450	АС-150/24
1-5	47,822	65,277	95,644	70	265	АС-70/11
6-1	60,026	81,935	120,052	70	265	АС-70/11
РПП-6	131,177	179,057	262,354	120	390	АС-120/19
ТЭЦ-РПП	61,492	83,937	122,984	70	265	АС-70/11

Проверка по потере напряжения выполняется как для нормального, так и для послеаварийного режимов работы сети.

Погонные активные и индуктивные сопротивления выбираем по справочным материалам и для удобства заносим их в таблицу 4.

=15% для 35-110 кВ в нормальном режиме;

=20% для 35-110 кВ в аварийном режиме.

Если потери напряжения в сети будут больше допустимых значений, то нужно предусмотреть дополнительные устройства регулирования напряжения или рассмотреть другой вариант сети.

Определяем активное и индуктивное сопротивления участка 1-2:

Определяем потерю напряжения на участке 1-2:

Определяем потерю мощности на участке 1-2:

Аналогичные расчеты проводим для остальных участков, результаты заносим в таблицу 4.

Таблица 4 – Параметры линий

Участок	L, км	r0,Ом/км	R, Ом	x0, Ом/км	Х, Ом	ΔU, %	ΔP,МВт
3-2	42	0,422	8,862	0,444	9,324	1,037	0,118
4-3	28	0,301	4,214	0,434	6,076	1,525	0,439
РПП-4	52	0,204	5,304	0,42	10,92	3,378	1,692
1-5	68	0,422	14,348	0,444	15,096	2,666	0,428
6-1	20	0,422	4,22	0,444	4,44	0,972	0,198
РПП-6	18	0,244	2,196	0,427	3,843	1,267	0,501
ТЭЦ-РПП	19	0,422	4,009	0,444	4,218	1,007	0,198

Потеря напряжения в радиально-магистральной сети считается от источника до самого удалённого потребителя:

Для расчета берём участки, у которого самая большая потеря напряжения.

Потери напряжения при аварийном режиме меньше допустимых (20%).

Расчетная схема варианта 5.

Расчет потокораспределения производим, начиная с головного участка:

Поток мощности на участке ТЭЦ-6 определяем по первому закону Кирхгофа:

Потоки на остальных участках определяем аналогично. Результаты помещаем в таблицу 5, а также наносим на расчетную схему.

Выполним проверку посредством баланса мощностей.

Рассчитаем поток мощности, протекающей через участок В-4:

Поток мощности, рассчитанный таким образом, практически совпадает с потоком мощности этого же участка, рассчитанным по первому закону Кирхгофа.

Балансы активной и реактивной мощностей:

Будем считать, что баланс по обеим мощностям сошелся (табл.1).

Целесообразную величину напряжения определяем по участку В-4:

Принимаем номинальное напряжение для всей линии 220 кВ.

Теперь выбираем сечения проводов линий. При этом используем метод экономических интервалов аналогично нахождению в радиально-магистральной схеме.

Как видно из расчетов, для всех проводов выполняется условие: , то есть они проходят по нагреву.

Таблица 5 – Параметры линий в нормальном режиме

Участок	P, МВт	Q, Мвар	сеч, мм2	r0, Ом/км	x0, Ом/км	L, км	R, Ом	X, Ом	ΔU, %	ΔP, МВт
А-ТЭЦ	30,854	5,223	240	0,118	0,435	19	2,242	8,265	0,232	0,045
ТЭЦ-6	52,854	13,208	240	0,118	0,435	16	1,888	6,96	0,396	0,116
6-1	26,654	6,355	240	0,118	0,435	20	2,36	8,7	0,244	0,037
1-5	22,054	5,598	240	0,118	0,435	68	8,024	29,58	0,708	0,086
5-2	4,454	0,959	240	0,118	0,435	116	13,688	50,46	0,226	0,006
2-3	7,546	1,105	240	0,118	0,435	42	4,956	18,27	0,155	0,006
3-4	28,646	6,459	240	0,118	0,435	28	3,304	12,18	0,358	0,059
4-В	55,046	13,505	185	0,159	0,413	52	6,136	22,62	1,329	0,407

Участок	Iпав, A	Iдоп., А	Марка провода
А-ТЭЦ	82,22	605	АС-240/32
ТЭЦ-6	143,14	605	АС-240/32
6-1	71,994	605	АС-240/32
1-5	59,782	605	АС-240/32
5-2	11,971	605	АС-240/32
2-3	20,037	605	АС-240/32
3-4	77,154	605	АС-240/32
4-В	148,917	605	АС-240/32

Самым тяжелым считается аварийный режим. За аварию примем выход из строя участка В-4. Тогда сеть превращается в радиально-магистральную.

Расчетная схема послеаварийного режима варианта 5.

Определяем потоки мощности на всех участках по первому закону Кирхгофа. Определяем потерю напряжения на каждом из участков.

Таблица 6 – Некоторые параметры линий в аварийном режиме

Участок	P, МВт	Q,Мвар	ΔU, %
А-ТЭЦ	85,9	18,728	0,718
ТЭЦ-6	107,9	26,713	0,805
6-1	81,7	19,86	0,755
1-5	77,1	19,103	2,446
5-2	59,5	14,464	3,191
2-3	47,5	12,4	0,954
3-4	26,4	7,046	0,358

Из полученных данных видно, что проверка по потере напряжения выполняется:

Потеря напряжения в аварийном режиме меньше допустимых (20%).

Расчетная схема варианта 3.

Этот вариант сети представляет собой комбинированную сеть, одна часть которой является кольцевой, а другая – радиально-магистральной.

На участках 4-2 и 1-5 находим мощности по первому закону Кирхгофа:

Поскольку остальная часть сети кольцевая, то разворачиваем кольцо, превращая кольцевую сеть в магистральную линию с двухсторонним питанием. Учитываем то, что мощности в точках 1 и 4 соответственно:

Расчет потокораспределения производим, начиная с головного участка:

На всех оставшихся участках цепи находим потокораспределение по первому закону Кирхгофа, аналогично тому, как мы это делали, при расчете кольцевой сети.

Проверка:

Будем считать, что баланс по мощностям сошелся.

Целесообразную величину напряжения кольцевого участка цепи определяем по головному участку А-4:

Принимаем номинальное напряжение кольцевого участка 220 кВ.

По этой же формуле выбираем величину напряжения участков 3-6 и 2-1 соответственно:

Принимаем ближайшее наибольшее стандартное значение 110кВ для обоих участков.

Теперь выбираем сечения проводов линий. При этом используем метод экономических интервалов аналогично нахождению в радиально-магистральной и кольцевой схемах.

Таблица 6 – Параметры линий в нормальном режиме

Участок	P, МВт	Q, Мвар	сеч, мм2	r0, Ом/км	x0, Ом/км	L, км	R, Ом	X, Ом	ΔU, %	ΔP, МВт	, кВ
А-4	38,954	8,824	240	0,118	0,405	52	9,776	21,06	1,171	0,322	116,414
4-3	33,1	7,418	150	0,204	0,42	28	2,856	5,88	1,142	0,272	76,941
3-2	12	2,064	70	0,422	0,444	42	8,862	9,324	1,038	0,109	48,305
ТЭЦ-4	20,546	5,64	240	0,118	0,405	46	5,428	18,63	0,448	0,051	86,858
ТЭЦ-1	1,454	2,345	240	0,118	0,405	17	2,006	6,885	0,039	0,001	23,913
1-5	17,6	4,639	95	0,301	0,434	68	10,234	14,756	2,054	0,28	58,575
6-1	20,746	3,051	240	0,118	0,405	20	2,36	8,1	0,152	0,021	82,898
В-6	46,946	9,904	240	0,118	0,405	18	2,124	7,29	0,355	0,101	111,086

Участок	Imax, A	Ip, A	Iдоп., А	Марка провода
А-4	104,942	143,246	605	АС-240/32
4-3	178,25	243,311	450	АС-150/24
3-2	63,983	87,337	265	АС-70/11
ТЭЦ-4	55,98	76,413	605	АС-240/32
ТЭЦ-1	7,249	9,895	605	АС-240/32
1-5	95,644	130,554	330	АС-95/16
6-1	55,095	75,205	605	АС-240/32
В-6	126,061	172,073	605	АС-240/32

Потеря напряжения до точки потокораздела равна:

1,73<15, условие для номинального режима по потерям выполняется.

Отключаем головной участок В-6, тогда расчетная схема будет иметь вид:

Расчетная схема аварийного режима варианта 3.

Рассчитаем потоки мощности на участках по первому закону Кирхгофа аналогично ранее рассмотренным вариантам и нанесем их на расчетную схему аварийного режима.

Далее рассчитаем некоторые параметры линий в аварийном режиме аналогично предыдущим двум вариантам и сведем результаты расчетов в таблицу 7.

Таблица 7 – Параметры линий в аварийном режиме

Участок	P, МВт	Q, Мвар	сеч, мм2	r0, Ом/км	x0, Ом/км	L, км	R, Ом	X, Ом	ΔU, %	ΔP, МВт
А-4	85,9	18,728	240	0,118	0,405	52	9,776	21,06	2,55	1,561
4-3	33,1	7,418	150	0,204	0,42	28	2,856	5,88	1,142	0,272
3-2	12	2,064	70	0,422	0,444	42	8,862	9,324	1,038	0,109
4-ТЭЦ	26,4	4,264	240	0,118	0,405	46	5,428	18,63	0,592	0,08
ТЭЦ-1	48,4	12,249	240	0,118	0,405	17	2,006	6,885	0,375	0,103
1-5	17,6	4,639	95	0,301	0,434	68	10,234	14,756	2,054	0,28
1-6	26,2	6,853	240	0,118	0,444	20	2,36	8,1	0,242	0,036

Участок	Iпав, A	Iдоп., А	Марка провода
А-4	417,612	605	АС-240/32
4-3	265,795	450	АС-150/24
3-2	421,477	265	АС-70/11
4-ТЭЦ	246,511	605	АС-240/32
ТЭЦ-1	556,611	605	АС-240/32
1-5	144,330	330	АС-95/16
1-6	109,119	605	АС-240/32

Выбранные провода всех участков удовлетворяют условию по нагреву , кроме участка 1-4, поэтому увеличим сечение провода дна данном участке и возьмем провод марки АС-240/32.

Посчитаем суммарные потери напряжения до самых удаленных подстанций. Ими будут подстанции 2 и 4, т.к. протяженность линий до каждого из этих участков от РПП 61 км.

Суммарная потеря напряжения подстанции 5:

Суммарная потеря напряжения подстанции 6:

В послеаварийном режиме условие выполняется, т.к. 7,751<20 и 5,939<20.

4 Выбор трансформаторов на подстанциях потребителей

Теперь выбираем трансформаторы на подстанциях.

На каждой из подстанций предусматриваем установку двух трансформаторов, по причине наличия на каждой подстанции потребителей или I,или II категорий, или I и II категорий одновременно.

Номинальная мощность трансформаторов должна удовлетворять условию:

Sномi – номинальная мощность i-той подстанции,

Sнагрi – нагрузочная мощность i-той подстанции (см. п1. табл.1).

ПС1:

Выбираем два трансформатора ТМН-6300/110 для 1 варианта сети, для остальных ТРДН-40000/220.

ПС2:

Выбираем два трансформатора ТДН-10000/110 для 1 и 2 вариантов сети, для 5 варианта ТРДН-40000/220.

ПС3:

Выбираем два трансформатора ТДН-16000/110 для 1 и 2 вариантов сети, для 5 варианта ТРДН-40000/220.

ПС4:

Выбираем два трансформатора ТРДН-25000/110 для 1 варианта сети, для остальных ТРДН-40000/220.

ПС5:

Выбираем два трансформатора ТДН-16000/110 для 1 и 2 вариантов сети, для 5 варианта ТРДН-40000/220.

ПС6:

Выбираем два трансформатора ТРДН-25000/110 для 1 варианта сети, для остальных ТРДН-40000/220.

5 Технико-экономическое сравнение вариантов и выбор из них лучшего

Сравнение различных вариантов и выбор лучшего из них будем производить с использованием минимума дисконтированных издержек:

К – капиталовложения в строительство сети;

– издержки на ремонт и обслуживание оборудования;

– издержки на возмещение затрат потерь электроэнергии;

i – норматив приведения разновременных затрат ().

Капитальные затраты на строительство сети определяются по формуле:

КЛЭП – капиталовложения в линии электропередачи;

КТР – капиталовложения в трансформаторы;

КОРУ – капиталовложения в открытые распределительные устройства;

КПЧЗ – капиталовложения в постоянную часть затрат.

Куд – удельная стоимость ЛЭП;

L – длина линии;

n – количество параллельно работающих цепей;

h– индекс перехода от базовых цен 1991 г. к ценам 2004 г.(h=36,38)

Куд – стоимость трансформатора;

nТ – количество трансформаторов;

h– индекс перехода от базовых цен 1991 г. к ценам 2004 г.(h=36,38)

, где Кяч – стоимость ячейки;

nяч – количество ячеек;

h– индекс перехода от базовых цен 1991 г. к ценам 2004 г.(h=36,38)

h– индекс перехода от базовых цен 1991 г. к ценам 2004 г.(h=36,38)

5.1 Радиально-магистральная сеть

Рисунок - Однолинейная схема радиально-магистральной сети

Рассчитываем капиталовложения в ВЛ для участка 1-5. Удельная стоимость ВЛ выбирается исходя из напряжения ВЛ, сечения провода, количества цепей на опоре и материала опоры. Необходимости сооружения ВЛ для участка 1-5 на отдельно стоящих опорах нет, экономически выгоднее будет сооружение двух цепей на одной железобетонной опоре. Тогда удельная стоимость ВЛ напряжением 110 кВ, с сечением проводов до 150 мм2 равна 57 тыс. руб./км (стоимость на 1991 г.). Таким образом капиталовложения в ВЛ с учетом индекса перехода к ценам 2004 г. для участка 1-5 определятся:

Аналогично определяем капитальные затраты на ВЛ остальных участков сети, результаты расчета заносим в таблицу 8.

Таблица 8 – Стоимость ЛЭП

Участок	L, км	Uном, кВ	Марка провода	n	Куд, тыс. руб./км	КЛЭП, тыс.руб.
3-2	42	110	АС-70/11	1	57	87093,72
4-3	28	110	АС-95/16	1	57	58062,48
РПП-4	52	110	АС-150/24	1	57	107830,32
1-5	68	110	АС-70/11	1	57	141008,88
6-1	20	110	АС-70/11	1	57	41473,2
РПП-6	18	110	АС-120/19	1	57	37325,88
ТЭЦ-РПП	19	110	АС-70/11	1	57	39339,54
Итого						513124,02

Рассчитываем капиталовложения в трансформаторы подстанции 1. Стоимость одного трансформатора выбираем, исходя из его мощности и высшего напряжения. Для подстанции 1 выбраны два трансформатора марки ТМН-6300/110 (стоимость одного такого трансформатора на 1991 г. составляла 136 тыс. руб.), тогда капиталовложения в трансформаторы подстанции 1 с учетом индекса перехода к ценам 2004 г. определятся:

Аналогично определяем капитальные затраты на трансформаторы остальных подстанций сети, результаты расчета заносим в таблицу 9.

Таблица 9 – Капиталовложения в трансформаторы подстанций

ПС	Тип трансформатора	nТ	Куд, тыс. руб./км	КТР, тыс.руб.
1	ТМН-6300/110	2	136	9895,36
2	ТДН-10000/110	2	148	10768,48
3	ТДН-16000/110	2	172	12514,72
4	ТРДН-25000/110	2	222	16152,72
5	ТДН-16000/110	2	172	12514,72
6	ТРДН-25000/110	2	222	16152,72
Итого				77988,72

Для всех ОРУ на подстанциях выбираем элегазовые выключатели. Рассчитываем капиталовложения в ОРУ подстанции 1 (количество ячеек считаем по однолинейной принципиальной схеме):

Аналогично рассчитываем капиталовложения в ОРУ подстанций 3,4,6 а также РПП и ТЭЦ. Результаты расчета заносим в таблицу 10.

На подстанциях 2 и 5 используется мостиковая схема РУ (два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линии). Стоимость ОРУ напряжением 110 кВ для данной мостиковой схемы на 1991 г. составляла 198 тыс. руб. Капиталовложения в ОРУ с учетом индекса перехода к ценам 2004 г. для подстанций 2 и 5 составят:

тыс. руб.

Таблица 10 – Капиталовложения в ОРУ

ПС	, кВ		, тыс. руб.	, тыс. руб.
1	110	8	290	84401,6
2	110		198	7203,24
3	110	8	290	84401,6
4	110	8	290	84401,6
5	110		198	7203,24
6	110	8	290	84401,6
РПП	110	6	290	63301,2
ТЭЦ	110	2	290	21100,4
Итого				436414,48

Рассчитываем постоянную часть затрат по подстанциям, исходя из схемы подстанции на стороне ВН, высшего и низшего напряжения. На 1,2,3,4 подстанциях примем напряжение 110/10, на подстанциях 5,6 примем напряжение 110/6. На подстанциях 2 и 5 используется мостиковая схема, постоянная часть затрат на нее для данного напряжения на 1991 г. составляла 395 тыс. руб. Тогда с учетом индекса перехода к ценам 2004 г. ПЧЗ для подстанций 2 и 5 составит:

На остальных подстанциях используются сборные шины, ПЧЗ для каждой такой подстанции на 1991 составляла 515 тыс. руб. Тогда с учетом индекса перехода к ценам 2004 г. ПЧЗ для каждой подстанций 1 и 6 составит:

Общая постоянная часть затрат составит:

Найдем общие капитальные затраты:

Определим издержки на ремонт и обслуживание линий электропередачи:

Определим издержки на ремонт и обслуживание трансформаторов:

Определим издержки на ремонт и обслуживание открытых распределительных устройств:

Определим общие издержки на ремонт и обслуживание:

Рассчитаем издержки на потери электроэнергии в линии. Для этого найдем время максимальных потерь:

Издержки на потери в линии:

Рассчитываем издержки на потери в трансформаторах подстанции 1.

Рассчитываем потери в обмотках трансформатора:

На подстанции 1 два параллельно работающих трансформатора, следовательно, потери на холостой ход увеличатся в два раза, а потери в обмотках уменьшатся в два раза. Таким образом, издержки на потери в трансформаторах подстанции 1 составят:

Аналогично определяем издержки на потери электроэнергии в трансформаторах для остальных подстанций. Результаты расчета сводим в таблицу 11.

Таблица 11. Издержки на потери в трансформаторах

ПС	UНОМ	Тип трансформатора	ΔРхх,кВт	RТ, Ом	Sобм, МВ·А	ΔРобм, кВт	ИΔWТ, тыс.руб
1	110	ТМН-6300/110	11,5	14,7	4,662	26,404	596,18
2	110	ТДН-10000/110	14	7,95	12,176	97,407	1203,39
3	110	ТДН-16000/110	19	4,38	21,769	171,54	1921,09
4	110	ТРДН-25000/110	27	2,54	27,324	126,725	1873,45
5	110	ТДН-16000/110	19	4,38	18,201	119,917	1543,31
6	110	ТРДН-25000/110	27	2,54	27,081	153,949	2072,68
Итого							9210,1

Общие издержки на потери электроэнергии:

Дисконтированные издержки для радиально-магистральной сети составят:

5.2 Кольцевая сеть

Рисунок - Однолинейная схема кольцевой сети

Рассчитываем капитальные вложения в ВЛ кольцевой сети проводим аналогично расчету радиально-магистральной сети. Результаты расчетов помещаем в таблицу 12.

Таблица 12 – Стоимость ЛЭП

Участок	L, км	Uном, кВ	Марка провода	n	Куд, тыс. руб./км	КЛЭП, тыс.руб.
А-ТЭЦ	19	220	АС-240/32	1	38	26266,36
ТЭЦ-6	16	220	АС-240/32	1	38	22119,04
6-1	20	220	АС-240/32	1	38	27648,8
1-5	68	220	АС-240/32	1	38	94005,92
5-2	116	220	АС-240/32	1	38	160363,04
2-3	42	220	АС-240/32	1	38	58062,48
3-4	28	220	АС-240/32	1	38	38708,32
4-В	52	220	АС-240/32	1	38	71886,88
Итого						499060,84

Капиталовложения в трансформаторы подстанций рассчитываем аналогично радиально-магистральной сети результаты сводим в таблицу 13.

Таблица 13 – Капиталовложения в трансформаторы подстанций

ПС	Тип трансформатора	nТ	Куд, тыс. руб./км	КТР, тыс.руб.
1	ТРДН-40000/220	2	400	29104
2	ТРДН-40000/220	2	400	29104
3	ТРДН-40000/220	2	400	29104
4	ТРДН-40000/220	2	400	29104
5	ТРДН-40000/220	2	400	29104
6	ТРДН-40000/220	2	400	29104
Итого				174624

Рассчитываем капиталовложения в ОРУ кольцевой сети (количество ячеек считаем по однолинейной принципиальной схеме).

Таблица 14 – Капиталовложения в ОРУ

ПС	, кВ		, тыс. руб.	, тыс. руб.
1	220		480	17462,4
2	220		480	17462,4
3	220		480	17462,4
4	220		480	17462,4
5	220		480	17462,4
6	220		480	17462,4
РПП	220	2	600	43656
ТЭЦ	220	2	600	43656
Итого				192086,4

Рассчитываем постоянную часть затрат по подстанциям, исходя из схемы подстанции на стороне ВН, высшего и низшего напряжения. Т.к. в кольцевой схеме у нас используется везде мостиковая схема, то постоянная часть затрат:

Найдем общие капитальные затраты:

Определим издержки на ремонт и обслуживание линий электропередачи:

Определим издержки на ремонт и обслуживание трансформаторов:

Определим издержки на ремонт и обслуживание открытых распределительных устройств:

Определим общие издержки на ремонт и обслуживание:

Издержки на потери в линии:

Аналогично определяем издержки на потери электроэнергии в трансформаторах как и в предыдущем расчете. Результаты расчета сводим в таблицу 15.

Таблица 15. Издержки на потери в трансформаторах

ПС	UНОМ	Тип трансформатора	ΔРхх,кВт	RТ, Ом	Sобм, МВ·А	ΔРобм, кВт	ИΔWтр, тыс.руб
1	220	ТРДН-40000/220	50	5,6	4,662	2,515	1770,4
2	220	ТРДН-40000/220	50	5,6	12,176	17,153	1877,53
3	220	ТРДН-40000/220	50	5,6	21,769	54,83	2153,25
4	220	ТРДН-40000/220	50	5,6	27,324	86,384	2384,16
5	220	ТРДН-40000/220	50	5,6	18,201	38,33	2032,5
6	220	ТРДН-40000/220	50	5,6	27,081	84,854	2372,96
Итого							12590,8

Общие издержки на потери электроэнергии:

Дисконтированные издержки для кольцевой сети составят:

5.3 Комбинированная сеть

Рисунок - Однолинейная схема комбинированной сети

Расчет дисконтированных издержек комбинированной сети проводим аналогично расчету дисконтированных издержек радиально-магистральной сети в п. 5.1. и кольцевой сети в п. 5.2. Результаты расчетов помещаем в соответствующие таблицы.

Таблица 16. Капиталовложения в ВЛ.

Участок	L, км	Uном, кВ	Марка провода	n	Куд, тыс. руб./км	КЛЭП, тыс.руб.
А-4	52	220	АС-240/32	1	38	71886,88
4-3	28	110	АС-150/24	1	57	58062,48
3-2	42	110	АС-70/11	1	57	91833,84
4-ТЭЦ	46	220	АС-240/32	1	38	63592,24
ТЭЦ-1	17	220	АС-240/32	1	38	23501,48
1-5	68	110	АС-95/16	1	57	141008,88
1-6	20	220	АС-240/32	1	38	27648,8
6-В	18	220	АС-240/32	1	38	24883,92
Итого						502418,52

Аналогично определяем капитальные затраты на трансформаторы как в предыдущих расчетах, результаты расчета заносим в таблицу 17.

Таблица 17 – Капиталовложения в трансформаторы подстанций

ПС	Тип трансформатора	nТ	Куд, тыс. руб./км	КЛЭП, тыс.руб.
1	ТРДН-40000/220	2	400	29104
2	ТДН-10000/110	2	148	10768,48
3	ТДН-16000/110	2	172	12514,72
4	ТРДН-40000/220	2	400	29104
5	ТДН-16000/110	2	172	12514,72
6	ТРДН-40000/220	2	400	29104
Итого				123109,92

Рассчитываем капиталовложения в ОРУ комбинированной сети (количество ячеек считаем по однолинейной принципиальной схеме). Расчеты ведем аналогично расчетам радиально-магистральной и кольцевой сетей. Результаты заносим в таблицу 17.

Таблица 17 – Капиталовложения в ОРУ

ПС	, кВ		, тыс. руб.	, тыс. руб.
1	220	8	600	174624
2	110		198	7203,24
3	110	8	290	84401,6
4	220	8	600	174624
5	110		198	7203,24
6	220		411	14952,18
РПП	220	2	600	43656
ТЭЦ	220	2	600	43656
Итого				550320,26

Рассчитываем постоянную часть затрат по подстанциям, исходя из схемы подстанции на стороне ВН, высшего и низшего напряжения.

Найдем общие капитальные затраты:

Определим издержки на ремонт и обслуживание линий электропередачи:

Определим издержки на ремонт и обслуживание трансформаторов:

Определим издержки на ремонт и обслуживание открытых распределительных устройств:

Определим общие издержки на ремонт и обслуживание:

Издержки на потери в линии:

Издержки на потери в трансформаторах комбинированной сети считаются так же, как и в ранее представленных вариантах. Результаты приведены в таблице 18.

Таблица 18. Издержки на потери в трансформаторах

ПС	UНОМ	Тип трансформатора	ΔРхх,кВт	RТ, Ом	Sобм, МВ·А	ΔРобм, кВт	ИΔWтр, тыс.руб
1	220	ТРДН-40000/220	50	5,6	4,662	2,515	1770,4
2	110	ТДН-10000/110	14	7,95	12,176	97,407	1203,38
3	110	ТДН-16000/110	19	4,38	21,769	171,54	1921,09
4	220	ТРДН-40000/220	50	5,6	27,324	86,384	2384,16
5	110	ТДН-16000/110	19	4,38	18,201	119,917	1543,31
6	220	ТРДН-40000/220	50	5,6	27,081	84,854	2372,96
Итого							11195,3

Общие издержки на потери электроэнергии:

Дисконтированные издержки для комбинированной сети составят:

Таким образом, минимум дисконтированных издержек мы получили в кольцевой сети (она является экономически выгоднее радиально-магистральной примерно на 28,72%, а комбинированной – на 45,38%).

Дальнейшие расчеты будем производить для кольцевой сети.