Проектирование сети для электроснабжения

ПРОЕКТИРОВАНИЕ СЕТИ ДЛЯ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

ПРОМЫШЛЕННОГО РАЙОНА

 

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

Расчетно-пояснительная записка

 

Дисциплина Электропитающие системы и сети

Студент группы Самохвалов А.М.

Преподаватель Замятина Т.В.

 

 

Дата защиты _________________________

Оценка ______________________________

 

Курган 2013

Содержание

Введение 3

Расчет баланса мощности и выбор компенсирующих устройств 4

2 Составление вариантов конфигурации сети с анализом каждого 10 варианта

3 Приблизительный приближенный расчет трех отобранных вариантов 16

Радиально-магистральная сеть 16

Кольцевая сеть 22

Комбинированная сеть 27

Выбор трансформаторов на подстанциях потребителей 36

5 Технико-экономическое сравнение вариантов и выбор из них лучшего 38

Радиально-магистральная сеть 39

Кольцевая сеть 44

Комбинированная сеть 48

6 Уточненный расчет электрических режимов выбранного варианта 52

Уточненный расчет режима наибольших нагрузок 53

Уточненный расчет режима наименьших нагрузок 58

Уточненный расчет послеаварийного режима 64

Проверка достаточности регулировочного диапазона трансформаторов 67

Проверка достаточности регулировочного диапазона трансформаторов 67

В режиме наибольших нагрузок

Проверка достаточности регулировочного диапазона трансформаторов 69

В режиме наименьших нагрузок

Проверка достаточности регулировочного диапазона трансформаторов 69

В послеаварийном режиме

Определение себестоимости передачи электрической энергии 70

Заключение 74

Список использованных источников 75

 

 

Введение

 

Задачей проектирования энергосистем является разработка с учётом новейших достижений науки и техники и технико-экономического обоснования режима, определяющих формирование энергетических объединений и развитие электрических станций, электрических сетей и средств их эксплуатации и управления при которых обеспечивается оптимальная надёжность снабжения потребителя электрической и тепловой энергии в необходимых размерах требуемого качества с наименьшими затратами.

Проектирование развития энергосистем и электрических сетей осуществляется в иерархической последовательности и включает в себя выполнение комплекса проектных работ.

Схема развития распределительных сетей 110 кВ и выше разрабатывается для сетей энергосистемы в целом или по отдельным сетевым районам, а также для промышленных узлов крупных городов, сельской местности.

Схема развития распределительных сетей 110 кВ и выше выполняется на основе решений принятых по схемам развития ОЭС и РЭС.

Проект развития электрических сетей может выполняться в качестве самостоятельной работы или как составная часть схемы развития энергосистемы.

В данном курсовом проекте разработан отдельно проект электрической сети для электроснабжения промышленного района.

 

Кольцевая сеть

 

Расчетная схема варианта 2 представлена на рисунке 3. Поскольку сеть кольцевая, то условно “разрезаем” источник и разворачиваем кольцо, превращая кольцевую сеть в магистральную линию с двухсторонним питанием.

Рисунок 6 – Расчетная схема варианта 2

 

Расчет потокораспределения производим, начиная с головного участка по формулам (принимаем сеть однородной):

, МВт, , Мвар,

где: Li-B – длинна участка, км;

LA-B – длина всей сети, км.

 

Определим потокораспределение на участке РПП – 4:

 

Поток мощности на участке 2 – 1 определяем по первому закону Кирхгофа:

МВ·А.

Потоки на остальных участках определяем аналогично. Результаты помещаем в таблицу 3, и наносим на расчетную схему (рисунок 6).

Далее, с помощью формулы Илларионова, определяем целесообразную величину номинального напряжения на участке РПП – 2:

кВ;

Аналогично рассчитываем для остальных участков, результаты заносим в таблицу 3.

 

Таблица 3 – Расчёт потокораспределения и номинального напряжения.

Ветви	P, МВт	Q, Мвар	L, км	Uном, кВ	Uут, кВ
РПП-2	34,22	21,9		96,95	110,0
2-1	30,2	19,5		104,33	110,0
1-6	8,5	7,8		56,72	110,0
6-4				76,69	110,0
4-5	35,7	20,3		91,27	110,0
5-ТЭЦ	57,1	35,2		96,99	110,0
ТЭЦ-3	22,1	20,3		85,79	110,0
3-РПП	27,4	25,1		95,14	110,0

 

Принимаем номинальное напряжение 110кВ.

Теперь выбираем сечения проводов линий методом экономических интервалов.

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

, А;

Рассчитаем ток для участка РПП-2:

А;

Определяем расчетную токовую нагрузку линии:

, А,

где: - коэффициент, учитывающий изменение нагрузки по годам эксплуатации линии, для линий 110 – 220 кВ принимается равным 1,05;

- коэффициент, учитывающий число часов использования максимальной нагрузки линии Т_нб и ее попадание в максимум энергосистемы, для Тнб =6200 .

Для этого участка линии выбирается провод АС-150/24

Расчетная токовая нагрузка участка РПП – 2:

,А;

Аналогично определяем расчетную токовую нагрузку на остальных участках. Результаты помещаем в таблицу 4.

По справочным материалам в зависимости от напряжения, расчетной токовой нагрузки, типа опор, количества цепей и района по гололеду определяем сечение провода воздушной линии.

Будем считать, что по климатическим условиям район сооружения сети соответствует II району по гололеду, и будут использоваться ВЛ на железобетонных опорах.

Выбранные по экономическим критериям сечения линии электропередачи проверяются по нагреву токами послеаварийных режимов работы сети. Для двух параллельно работающих линий электропередачи наиболее тяжелым будет отключение одной линии, для замкнутых схем - головных участков. Токи, рассчитанные для послеаварийных режимов Iпав сравнивают с допустимыми токами Iдоп для данного сечения. Выбранное сечение выдерживает длительный нагрев, если выполняется условие:

Iпав ≤ kt · Iдоп.т,

где: Iдоп.т – табличное значение допустимого тока (табл. 4);

kt=1,0 – поправочный коэффициент на температуру окружающей среды.

Послеаварийный ток определяем при обрыве наиболее нагруженного участка, в нашем случае обрыва линии РПП – 4 (Рисунок 7). При этом кольцевая сеть превращается в магистральную линию с питанием с одной стороны. Расчет послеаварийного режима ведём по закону Кирхгофа.

 

Рисунок 7 – потокораспределение послеаварийного режима.

 

;

Для остальных участков расчёт аналогичен. Результаты расчёта сводим в таблицу 4.

Таблица 4 – Расчет токов и выбор сечения проводов.

Участок	Imax, А	Ip, A	PПАР, МВт	QПАР,Мвар	Iпар,A	F, мм2	Iдоп., A
РПП-2	179,61	188,59	-	-	-	150,0
2-1	158,51	166,43	4,2	2,4	22,04	185,0
1-6	44,61	46,84	25,9	14,1	135,94	120,0
6-4	99,72	104,71	53,4	31,9	280,28	240,0
4-5	187,38	196,75	70,1	42,2	367,93	240,0
5-ТЭЦ	299,70	314,68	91,5	57,1	480,25	240,0
ТЭЦ-3	115,99	121,79	56,5	42,2	296,55	240,0
3-РПП	143,81	151,00	61,8		324,37	240,0

 

Все провода выдержат нагрев токами послеаварийных режимов сети.

Определяем активные и индуктивные сопротивления участков сети. Погонные активные и индуктивные сопротивления выбираем по справочным материалам и для удобства заносим их в таблицу 5.

,Ом, , Ом,

где: r0 – погонное активное сопротивление, Ом/км;

x0 – погонное индуктивное сопротивление, Ом/км.

 

Определяем активное и индуктивное сопротивления участка РПП – 2:

,Ом

Аналогично определяем параметры остальных линий, результаты заносим в таблицу 5.

Определяем потери напряжения на участках, по формуле:

 

 

 

Определим потерю напряжения на участке РПП – 2 в нормальном режиме:

, кВ;

Проверка по потере напряжения выполняется как для нормального, так и для послеаварийного режима работы сети. Наиболее опасным послеаварийным режимом считается обрыв линии с наибольшей потерей напряжения в нашем случае это линия 2 – 1 (Рисунок 8).

Определим потерю напряжения на участке РПП – 4 в послеаварийном режиме:

, кВ

Аналогичные расчеты проводим для остальных участков, результаты заносим в таблицу 6.

 

Рисунок 8 – Потокораспределение послеаварийного режима.

 

Таблица 5 – Параметры линий.

Участок	L, км	r0, Ом/км	R, Ом	x0, Ом/км	X, Ом
РПП-2		0,21	3,15	0,42	6,3
2-1		0,21	9,35	0,42	22,715
1-6		0,46	6,3	0,444	12,6
6-4		0,27	1,573	0,427	5,265
4-5		0,17	1,21	0,413	4,05
5-ТЭЦ		0,121	0,968	0,405	3,24
ТЭЦ-3		0,27	2,662	0,427	8,91
3-РПП		0,21	3,146	0,42	10,53

 

 

Таблица 6 – Определение падений напряжения на участках.

Участок	R, Ом	X, Ом	P,МВт	Q, МВт	ΔU,кВ	Pпар, МВт	Qпар, МВт	ΔUпар, кВ
РПП-2	3,15	6,3	34,22	21,9	2,23	4,2	2,4	0,26
2-1	9,35	22,715	30,2	19,5	7,27	-	-	-
1-6	6,3	12,6	8,5	7,8	2,01	21,7	11,7	2,58
6-4	1,573	5,265			1,11	49,2	29,5	2,12
4-5	1,21	4,05	35,7	20,3	1,31	65,9	39,8	2,19
5-ТЭЦ	0,968	3,24	57,1	35,2	1,54		54,7	2,38
ТЭЦ-3	2,662	8,91	22,1	20,3	2,93	87,3	39,8	4,49
3-РПП	3,146	10,53	27,4	25,1	3,85	52,3	44,6	5,92

 

 

Суммированием по всем участкам, определяем общую потерю напряжения до наиболее удаленных потребителей:

;

кВ. или 11,63%

Полученные потери напряжения меньше допустимых в нормальном режиме (15%).

кВ или 19,86%

Потери напряжения в послеаварийном режиме меньше допустимых (20%).

Комбинированная сеть

Рисунок 12 - Расчетная схема комбинированной сети

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

На участках 3-ТЭЦ находим мощность по первому закону Кирхгофа:

 

Расчет потокораспределения кольцевой части 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.

Будем считать, что баланс по мощностям сошелся.

Целесообразную величину напряжения кольцевого участка цепи определяем по головному участку А-2:

 

 

В ходе расчётов Принимаем номинальное напряжение сети 110 кВ.

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

 

 

Таблица 8 – 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
3..т	5,3	4,8		0,428	0,444		4,7	4,9	0,040066	0,02
р..2	4,2	2,4		0,428	0,444		3,2	3,3	0,017693	0,006
6..1	21,7	11,7		0,249	0,427		3,7	6,4	0,128981	0,188
р..6	37,4	26,2		0,198	0,42		8,9	18,9	0,685367	1,538
6..4	11,8	3,2		0,249	0,427		3,2	5,6	0,046368	0,04
4..5	28,5	13,6		0,198	0,42			4,2	0,093769	0,163
5..т	49,9	28,5		0,198	0,42		1,6	3,4	0,144509	0,432
т..р	20,2	18,4		0,249	0,427		10,5	17,9	0,44761	0,646

 

 

Продолжение таблицы 8

Участок	Imax, A	Ip, A	Iдоп., А	Марка провода
3..т	18,7958	19,73559		АС-70/11
р..2	12,66913	13,30258		АС-70/11
6..1	64,71333	67,949		АС-120/19
р..6	239,8873	251,8816		АС-150/24
6..4	64,09901	67,30396		АС-120/19
4..5	165,6036	173,8838		АС-150/24
5..т	301,5719	316,6505		АС-150/24
т..р	143,4406	150,6127		АС-120/19

 

Как видно из расчетов, для всех проводов выполняется условие: ,

то есть они проходят по нагреву.

Потеря напряжения по пути РПП-ПС6-ПС4-ПС5-ТЭЦ-РПП равна:

1,4<15, условие для номинального режима по потерям выполняется.

Отключаем головной участок тэц-рпп, тогда расчетная схема будет иметь вид:

Рисунок 13 - Расчетная схема аварийного режима комбинированной сети

Рассчитаем потоки мощности на участках по первому закону Кирхгофа аналогично ранее рассмотренным вариантам и нанесем их на расчетную схему аварийного режима (рис.13).

Далее рассчитаем некоторые параметры линий в аварийном режиме аналогично предыдущим двум вариантам и сведем результаты расчетов в таблицу 9.

 

 

Таблица 9 – 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
3..т	5,3	4,8		0,428	0,444		4,7	4,9	0,040066	0,02
р..2	4,2	2,4		0,428	0,444		3,2	3,3	0,017693	0,006
6..1	21,7	11,7		0,249	0,427		3,7	6,4	0,128981	0,188
р..6	37,4	26,2		0,198	0,42		8,9	18,9	0,685367	1,538
6..4	11,8	3,2		0,249	0,427		3,2	5,6	0,046368	0,04
4..5	33,5			0,198	0,42			4,2	0,106681	0,22
т..р	54,9	29,9		0,198	0,42		8,3	17,6	0,812901	2,684

 

Продолжение таблицы 9

Участок	Iпав, A	Iдоп., А	Марка провода
3..т	19,73559		АС-70/11
р..2	13,30258		АС-70/11
6..1	67,949		АС-120/19
р..6	251,8816		АС-150/24
6..4	67,30396		АС-120/19
4..5	202,0508		АС-150/24
т..р	344,3726		АС-150/24

 

 

Выбранные провода всех участков удовлетворяют условию по нагреву .

Посчитаем суммарные потери напряжения до самой удаленной подстанции 2.

Суммарная потеря напряжения подстанции:

В послеаварийном режиме условие выполняется, т.к. <20.

 

Как видно из расчетов аварийных режимов, не для всех проводов выполняется условие: , то есть они не проходят по нагреву. Поэтому увеличиваем сечения для соответствующих участков. Результаты сведем в таблицу 11.

 

Таблица 11-Измененные параметры линии

Участок	P, МВт	Q, Мвар	сеч, мм2	r0, Ом/км	x0, Ом/км	L, км	R, Ом	X, Ом	ΔU, %	ΔP, МВт
3..т	5,3	4,8		0,428	0,444		4,7	4,9	0,400663	0,02
р..2	4,2	2,4		0,428	0,444		3,2	3,3	0,176928	0,006
6..1	21,7	11,7		0,249	0,427		3,7	6,4	1,289814	0,188
р..6	37,4	26,2		0,198	0,42		8,9	18,9	6,853672	1,538
6..4	11,8	3,2		0,249	0,427		3,2	5,6	0,463682	0,04
4..5	28,5	13,6		0,198	0,42			4,2	0,937694	0,163
5..т	49,9	28,5		0,198	0,42		1,6	3,4	1,445089	0,432
т..р	20,2	18,4		0,198	0,42		8,3	17,6	4,074162	0,513

 

 

Комбинированная сеть

Рисунок 14- Расчетная схема комбинированной сети

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

На участках 3-ТЭЦ находим мощность по первому закону Кирхгофа:

 

Расчет потокораспределения кольцевой части производим, начиная с головного участка аналогично предидущему пункту:

 

 

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

Будем считать, что баланс по мощностям сошелся.

Целесообразную величину напряжения кольцевого участка цепи определяем по головному участку А-1:

 

 

В ходе расчётов Принимаем номинальное напряжение сети 110 кВ.

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

 

 

Таблица 12 – 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
3..т	5,3	4,8		0,428	0,444		4,7	4,9	0,040066	0,02
р..2	4,2	2,4		0,428	0,444		3,2	3,3	0,017693	0,006
р..1	32,1	21,6		0,198	0,42		9,9		0,636882	1,223
1..6	10,4	9,9		0,249	0,427		11,2	19,2	0,252746	0,19
6..4	17,1	7,9		0,249	0,427		3,2	5,6	0,082044	0,095
4..5	33,8	18,3		0,198	0,42			4,2	0,118697	0,242
5..т	55,2	33,2		0,198	0,42		1,6	3,4	0,164451	0,543
т..р	25,5	23,1		0,198	0,42		8,3	17,6	0,512112	0,814

 

 

Продолжение таблицы 12

Участок	Imax, A	Ip, A	Iдоп., А	Марка провода
3..т	18,7958	19,73559		АС-70/11
р..2	12,66913	13,30258		АС-70/11
р..1	202,9653	213,1135		АС-150/24
1..6	75,18571	78,945		АС-120/19
6..4	98,89553	103,8403		АС-120/19
4..5	201,6435	211,7256		АС-150/24
5..т	338,0899	354,9944		АС-150/24
т..р	180,6153	189,646		АС-150/24

 

Как видно из расчетов, для всех проводов выполняется условие: ,

то есть они проходят по нагреву.

Потеря напряжения по пути РПП-ПС1-ПС6-ПС4-ПС5-ТЭЦ-РПП равна:

1,77<15, условие для номинального режима по потерям выполняется.

Отключаем головной участок тэц-рпп, тогда расчетная схема будет иметь вид:

 

Рисунок 15 - Расчетная схема аварийного режима комбинированной сети

Рассчитаем потоки мощности на участках по первому закону Кирхгофа аналогично ранее рассмотренным вариантам и нанесем их на расчетную схему аварийного режима (рис.15).

Далее рассчитаем некоторые параметры линий в аварийном режиме аналогично предыдущим двум вариантам и сведем результаты расчетов в таблицу 13.

 

 

Таблица 13 – 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
3..т	5,3	4,8		0,428	0,444		4,7	4,9	0,040066	0,02
р..2	4,2	2,4		0,428	0,444		3,2	3,3	0,017693	0,006
р..1	57,6	44,7		0,198	0,42		9,9		1,246538	4,347
1..6	35,9			0,198	0,42		8,9	18,9	0,779148	1,749
6..4	8,4	15,2		0,428	0,444		5,6	5,8	0,111107	0,139
4..5	8,3	4,8		0,428	0,444		4,3	4,4	0,011582	0,033
5..т	29,7	10,1		0,198	0,42		1,6	3,4	0,066906	0,129

 

Продолжение таблицы 13

Участок	Iпав, A	Iдоп., А	Марка провода
3..т	19,73559		АС-70/11
р..2	13,30258		АС-70/11
р..1	401,7104		АС-150/24
1..6	268,5773		АС-150/24
6..4	95,68176		АС-70/11
4..5	52,9639		АС-70/11
5..т	172,8712		АС-150/24

 

 

Выбранные провода всех участков удовлетворяют условию по нагреву .

Посчитаем суммарные потери напряжения до самой удаленной подстанции 2.

Суммарная потеря напряжения подстанции:

В послеаварийном режиме условие выполняется, т.к. <20.

 

Как видно из расчетов аварийных режимов, не для всех проводов выполняется условие: , то есть они не проходят по нагреву. Поэтому увеличиваем сечения для соответствующих участков. Результаты сведем в таблицу 14.

Таблица 14-Измененные параметры линии

Участок	P, МВт	Q, Мвар	сеч, мм2	r0, Ом/км	x0, Ом/км	L, км	R, Ом	X, Ом	ΔU, %	ΔP, МВт
3..т	5,3	4,8		0,428	0,444		4,7	4,9	0,400663	0,02
р..2	4,2	2,4		0,428	0,444		3,2	3,3	0,176928	0,006
р..1	32,1	21,6		0,198	0,42		9,9		6,368816	1,223
1..6	10,4	9,9		0,198	0,42		8,9	18,9	2,304565	0,151
6..4	17,1	7,9		0,249	0,427		3,2	5,6	0,820435	0,095
4..5	33,8	18,3		0,198	0,42			4,2	1,18697	0,242
5..т	55,2	33,2		0,198	0,42		1,6	3,4	1,644509	0,543
т..р	25,5	23,1		0,198	0,42		8,3	17,6	5,121117	0,814

 

 

Кольцевая сеть

 

Рисунок 15 - Однолинейная схема радиально-магистральной сети

Рассчитываем капиталовложения в ВЛ для участка 5-РПП. Удельная стоимость ВЛ выбирается исходя из напряжения ВЛ, сечения провода, количества цепей на опоре и материала опоры. Необходимости сооружения ВЛ для участка 5-РПП 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 5-РПП определятся:

Аналогично определяем капитальные затраты на ВЛ остальных участков сети, результаты расчета заносим в таблицу 12.

 

Таблица 12 – Стоимость ЛЭП

Участок	L, км	Uном, кВ	Марка провода	n	Куд, тыс. руб./км	КЛЭП, тыс.руб.
р..2			АС150/24			31104,9
2..1			АС150/24			114051,3
1..6			АС70/11			62209,8
6..4			АС120/19			26957,58
4..5			АС150/24			20736,6
5..т			АС150/24			16589,28
т..3			АС120/19			45620,52
Итого	371185,1

Рассчитываем капиталовложения в трансформаторы подстанции 5. Стоимость одного трансформатора выбираем, исходя из его мощности и высшего напряжения. Для подстанции 5 выбраны два трансформатора марки ТРДН-25000/110 (стоимость одного такого трансформатора на 1991 г. составляла 222 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 13.

 

Таблица 13 – Капиталовложения в трансформаторы подстанций

ПС	Тип трансформатора	nТ	Куд, тыс. руб./км	КТР, тыс.руб.
	ТРДН-25000/110
	ТМН-6300/110
	ТМН-6300/110
	ТДН-16000/110
	ТРДН-25000/110
	ТРДН-25000/110
Итого	161527,2

 

Для всех ОРУ на подстанциях выбираем масляные выключатели. Рассчитываем капиталовложения в ОРУ подстанций 2,3,4,6 (количество ячеек считаем по однолинейной принципиальной схеме):

Аналогично рассчитываем капиталовложения в ОРУ РПП и ТЭЦ. Результаты расчета заносим в таблицу 11.

 

Таблица 14 – Капиталовложения в ОРУ

ПС	, кВ		, тыс. руб.	, тыс. руб.
				8549,3
				8549,3
				8549,3
				8549,3
				8549,3
				8549,3
РПП
ТЭЦ
Итого	62209,8

 

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 1,5 используется мостиковая схема, постоянная часть затрат на нее для данного напряжения (110/10) на 1991 г. составляла 360 тыс. руб. Тогда с учетом индекса перехода к ценам 2004 г. ПЧЗ для подстанций 1,5 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 15.

Таблица 15 - Издержки на потери в трансформаторах

ПС	UНОМ,кВ	Тип трансформатора	ΔРхх,кВт	RТ, Ом	Sобм, МВ·А	ΔРобм, кВт	ИΔWтр, тыс.руб
				2,54	10,4	22,70466	1056,174
			11,5	7,95	15,2	151,799	1139,03
			11,5	7,95	15,2	151,799	1139,03
				4,38	11,5	47,87231	897,8917
				2,54	10,4	22,70466	1056,174
				2,54	10,4	22,70466	1056,174
Итого

 

Общие издержки на потери электроэнергии:

Дисконтированные издержки для радиально-магистральной сети составят:

Комбинированная сеть

 

Рисунок 15 - Однолинейная схема радиально-магистральной сети

Рассчитываем капиталовложения в ВЛ для участка 5-РПП. Удельная стоимость ВЛ выбирается исходя