Рисунок 12 - Однолинейная схема радиально-магистральной сети
Рассчитываем капиталовложения в ВЛ для участка РПП-2. Удельная стоимость ВЛ выбирается исходя из напряжения ВЛ, сечения провода, количества цепей на опоре и материала опоры. Необходимости сооружения ВЛ для участка РПП-2 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 2001 г.). Таким образом капиталовложения в ВЛ с учетом индекса перехода к ценам 2018 г. для участка РПП-2 определятся:
Аналогично определяем капитальные затраты на ВЛ остальных участков сети, результаты расчета заносим в таблицу 9.
Таблица 9 – Стоимость ЛЭП
| Участок | L, км | Uном, кВ | Марка провода | n | Куд, тыс. руб./км | КЛЭП, тыс.руб. |
| РПП2 | АС-120/19 | 24883,92 | ||||
| РПП1 | АС-120/19 | 16589,28 | ||||
| АС-120/19 | 47694,18 | |||||
| АС-120/19 | 47694,18 | |||||
| 4ТЭЦ | АС-240/32 | 24010,8 | ||||
| Итого | 160872,4 |
Рассчитываем капиталовложения в трансформаторы подстанции 1. Стоимость одного трансформатора выбираем, исходя из его мощности и высшего напряжения. Для подстанции 1 выбраны два трансформатора марки ТДН-16000/110 (стоимость одного такого трансформатора на 2001 г. составляла 172 тыс. руб.), тогда капиталовложения в трансформаторы подстанции 1 с учетом индекса перехода к ценам 2018 г. определятся:
Аналогично определяем капитальные затраты на трансформаторы остальных подстанций сети, результаты расчета заносим в таблицу 10.
Таблица 10 – Капиталовложения в трансформаторы подстанций
| ПС | Тип трансформатора | nТ | Куд, тыс. руб./км | КТР, тыс.руб. |
| ТРДН-16000/110 | 12514,72 | |||
| ТРДН-10000/110 | 10768,48 | |||
| ТРДН-10000/110 | 10768,48 | |||
| ТРДН-16000/110 | 12514,72 | |||
| Итого | 46566,4 |
Для всех ОРУ на подстанциях выбираем масляные выключатели. Рассчитываем капиталовложения в ОРУ подстанции 1 (количество ячеек считаем по однолинейной принципиальной схеме):
Аналогично рассчитываем капиталовложения в ОРУ подстанций 4, а также РПП и ТЭЦ. Результаты расчета заносим в таблицу 11.
На подстанции 2 и 3 используется мостиковая схема РУ (два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линии). Стоимость ОРУ напряжением 110 кВ для данной мостиковой схемы на 2001 г. составляла 198 тыс. руб. Капиталовложения в ОРУ с учетом индекса перехода к ценам 2018 г. для подстанций 2 и 3 составят соответственно:
Таблица 11 – Капиталовложения в ОРУ
| ПС |  , кВ
| 
|  , тыс. руб.
|  , тыс. руб.
|
| 7203,24 | ||||
| 7203,24 | ||||
| РПП | ||||
| ТЭЦ | ||||
| Итого | 79890,5 |
Рассчитываем постоянную часть затрат по подстанциям, исходя из схемы подстанции на стороне ВН, высшего и низшего напряжения. На всех подстанциях примем напряжение 110/10. На подстанциях 2,3 используется мостиковая схема, постоянная часть затрат на нее для данного напряжения (110/10) на 2001 г. составляла 395 тыс. руб. Тогда с учетом индекса перехода к ценам 2018 г. ПЧЗ для подстанции 3 и 2 составит:
На остальных подстанциях используются сборные шины, ПЧЗ для каждой такой подстанции на 2001г. составляла 515 тыс. руб. Тогда с учетом индекса перехода к ценам 2018 г. ПЧЗ для каждой подстанций 1 и 4 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 12.
Таблица 12 - Издержки на потери в трансформаторах
| ПС | UНОМ | Тип трансформатора | ΔРхх,кВт | RТ, Ом | Sобм, МВ·А | ΔРобм, кВт | ИΔWтр, тыс.руб |
| ТРДН-16000/110 | 4,38 | 23,98 | 208,08 | ||||
| ТРДН-10000/110 | 7,95 | 12,62 | 104,62 | ||||
| ТРДН-10000/110 | 7,95 | 13,60 | 121,61 | ||||
| ТРДН-16000/110 | 4,38 | 21,90 | 173,59 | ||||
| Итого |
Общие издержки на потери электроэнергии:
Дисконтированные издержки для радиально-магистральной сети составят:
Кольцевая сеть
Рисунок 13 - Однолинейная схема кольцевой сети
Рассчитываем капитальные вложения в ВЛ кольцевой сети проводим аналогично расчету радиально-магистральной сети. Результаты расчетов помещаем в таблицу 13.
Таблица 13 – Стоимость ЛЭП
| Участок | L, км | Uном, кВ | Марка провода | n | Куд, тыс. руб./км | КЛЭП, тыс.руб. |
| РПП2 | АС-70/11 | |||||
| 2ТЭЦ | АС-120/19 | |||||
| ТЭЦ4 | АС-185/29 | 13824,4 | ||||
| АС-120/19 | 28449,2 | |||||
| АС-70/11 | 28449,2 | |||||
| 1РПП | АС-150/24 | 9895,36 | ||||
| Итого |
Капиталовложения в трансформаторы подстанций рассчитываем аналогично радиально-магистральной сети результаты сводим в таблицу 14.
Таблица 14 – Капиталовложения в трансформаторы подстанций
| ПС | Тип трансформатора | nТ | Куд, тыс. руб./км | КТР, тыс.руб. |
| ТРДН-16000/110 | 12514,72 | |||
| ТРДН-10000/110 | 10768,48 | |||
| ТРДН-10000/110 | 10768,48 | |||
| ТРДН-16000/110 | 12514,72 | |||
| Итого | 46566,4 |
Рассчитываем капиталовложения в ОРУ кольцевой сети (количество ячеек считаем по однолинейной принципиальной схеме).
Таблица 15 – Капиталовложения в ОРУ
| ПС |  , кВ
| 
|  , тыс. руб.
|  , тыс. руб.
|
| 8549,3 | ||||
| 8549,3 | ||||
| 8549,3 | ||||
| 8549,3 | ||||
| РПП | ||||
| ТЭЦ | ||||
| Итого | 45111,2 |
Рассчитываем постоянную часть затрат по подстанциям, исходя из схемы подстанции на стороне ВН, высшего и низшего напряжения. Т.к. в кольцевой сети 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 16.
Таблица 16 - Издержки на потери в трансформаторах
| ПС | UНОМ | Тип трансформатора | ΔРхх,кВт | RТ, Ом | Sобм, МВ·А | ΔРобм, кВт | ИΔWтр, тыс.руб |
| ТРДН-16000/110 | 4,38 | 23,98 | 208,08 | ||||
| ТРДН-10000/110 | 7,95 | 12,62 | 104,62 | ||||
| ТРДН-10000/110 | 7,95 | 13,60 | 121,61 | ||||
| ТРДН-16000/110 | 4,38 | 21,90 | 173,59 | ||||
| Итого |
Общие издержки на потери электроэнергии:
Дисконтированные издержки для кольцевой сети составят:
Комбинированная сеть
Рисунок 14 - 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 17 - Капиталовложения в ВЛ.
| Участок | L, км | Uном, кВ | Марка провода | n | Куд, тыс. руб./км | КЛЭП, тыс.руб. |
| РПП2 | АС-70/11 | |||||
| 2ТЭЦ | АС-120/19 | |||||
| ТЭЦ4 | АС-240/32 | 12369,2 | ||||
| АС-70/11 | 28449,2 | |||||
| 1РПП | АС-120/19 | 9895,36 | ||||
| АС-70/11 | 55224,8 | |||||
| Итого |
Аналогично определяем капитальные затраты на трансформаторы как в предыдущих расчетах, результаты расчета заносим в таблицу 18.
Таблица 18 – Капиталовложения в трансформаторы подстанций
| ПС | Тип трансформатора | nТ | Куд, тыс. руб./км | КТР, тыс.руб. |
| ТРДН-16000/110 | 12514,72 | |||
| ТРДН-10000/110 | 10768,48 | |||
| ТРДН-10000/110 | 10768,48 | |||
| ТРДН-16000/110 | 12514,72 | |||
| Итого | 46566,4 |
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 19.
Таблица 19 – Капиталовложения в ОРУ
| ПС |  , кВ
| 
|  , тыс. руб.
|  , тыс. руб.
|
| 8549,3 | ||||
| 8549,3 | ||||
| 7203,24 | ||||
| РПП | ||||
| ТЭЦ | ||||
| Итого | 57043,8 |
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 20.
Таблица 20 - Издержки на потери в трансформаторах
| ПС | UНОМ | Тип трансформатора | ΔРхх,кВт | RТ, Ом | Sобм, МВ·А | ΔРобм, кВт | ИΔWтр, тыс.руб |
| ТРДН-16000/110 | 4,38 | 23,98 | 208,08 | ||||
| ТРДН-10000/110 | 7,95 | 12,62 | 104,62 | ||||
| ТРДН-10000/110 | 7,95 | 13,60 | 121,61 | ||||
| ТРДН-16000/110 | 4,38 | 21,90 | 173,59 | ||||
| Итого |
Общие издержки на потери электроэнергии:
Дисконтированные издержки для комбинированной сети составят:
Таким образом, минимум дисконтированных издержек мы получили в радиально-магистральной сети (она является экономически выгоднее и кольцевой, и комбинированной сетей).
Дальнейшие расчеты будем производить для радиально-магистральной сети.
6 Уточненный расчет электрических режимов выбранного варианта
Для расчета уточненного режима используем исходные данные из пункта 3.2.
Прежде всего, определяем зарядную мощность воздушных линий:
Для линии РПП-1 половина зарядной мощности составит:
Величина погонных проводимостей линий b0 взята из справочных данных для ВЛ-110 кВ (прил.1). Расчет зарядных мощностей для остальных линий проводим аналогично участку РПП-1 и результаты заносим в таблицу 21.
Таблица 21 - Расчет зарядных мощностей ВЛ
| Участок | Uном, кВ | L, км | Марка провода | nц | b0, 10-6 Cм/км | Qзар /2, МВАр |
| РПП2 | АС-120/19 | 2,66 | 0,193 | |||
| РПП1 | АС-120/19 | 2,66 | 0,129 | |||
| АС-120/19 | 2,66 | 0,370 | ||||
| АС-120/19 | 2,66 | 0,370 | ||||
| 4ТЭЦ | АС-240/32 | 2,81 | 0,170 |