Расчёт установившихся режимов электрической сети

 

Расчётные схемы рисуются для каждого варианта (рисунки 12, 13) совместно с расчётной схемой существующей сети (рисунок 14), параметры которой даны в таблице 24.

Расчёты режима максимальных нагрузок выполняются по схеме существующей сети с добавлением новых ЛЭП и трансформаторов для определения допустимости режимов напряжений узлов, составления баланса по реактивной мощности, определения суммарных потерь мощности для последующего вычисления затрат и проверки загрузки элементов существующей сети при подключении новых потребителей.

Расчёты режимов максимальных нагрузок (для нормальной и послеаварийной схем) проводятся на ЭВМ по одной из программ расчёта установившегося режима электрической сети (инструкция по использованию программы RastrWin находится в приложении Б).

 

Таблица 24 – Параметры ветвей расчётной существующей сети

Узлы ветви	R, Ом	X, Ом	B, мкСм	K т
		3,1	13,5
		2,2	12,2
		7,4	32,2
		2,1	12,0
		4,4	11,2
		0,25	24,3	–	1,000
		0,25		–	0,526
		0,5	41,25	–	0,048
		1,95	50,35	–	0,048
		0,25	24,3	–	1,000
		0, 5	41,25	–	0,048
		0,25		–	0,526
		0,4	17,75	–	1,000
		0,4		–	0,335
		0,4	11,15	–	0,091

Примечание. Узел номер 201 является балансирующим узлом.

 

Марки проводов новых ЛЭП и типы трансформаторов на проектируемых подстанциях выбраны выше в разделе 3. Справочные данные по выбранному оборудованию (см. приложение А) сведены в таблицы 25, 26 и 27.

 

Таблица 25 – Параметры проводов ЛЭП для радиального варианта
электрической сети

Линия	Марка провода	r 0, Ом/км	x 0, Ом/км	b 0, мкСм/км	Число цепей	Длина
А - 2	АС-185/29	0,162	0,414	2,739		26,0
Г - 1	АС-240/32	0,121	0,405	2,800		17,8
Б - 3	АС-70/11	0,429	0,444	2,547		29,2

 

 

 

Рисунок 12. Расчётная схема радиального варианта «Р-3» электрической сети

 

 

Рисунок 13. Расчётная схема кольцевого варианта «З-2» электрической сети

 

 

Рисунок 14. Расчётная схема исходного состояния электрической сети

 

Таблица 26 – Параметры проводов ЛЭП для кольцевого варианта

электрической сети

Линия	Марка провода	r 0, Ом/км	x 0, Ом/км	b 0, мкСм/км	Число цепей	Длина
А - 2	АС-240/32	0,121	0,405	2,800		26,0
1 - 2	АС-120/19	0,249	0,427	2,651		32,4
Г - 1	АС-240/32	0,121	0,405	2,800		17,8
Б - 3	АС-70/11	0,429	0,444	2,547		29,2

 

 

Таблица 27 – Параметры трансформаторов для новых подстанций

электрической сети

Подстанция	Тип трансформатора	S ном, МВА	U BH, кВ	U HH, кВ	РПН	R, Ом	X, Ом	D P x, кВт	D Q x, квар	Число тр-ров
ПС-1	ТРДЦН-63000/110			10,5	±9×1,78 %	0,87
ПС-2	ТРДН-40000/110			10,5	±9×1,78 %	1,4	34,7
ПС-3	ТДН-10000/110				±9×1,78 %	7,95

 

Данные об узлах в максимальном режиме приведены в таблице 28.

 

Таблица 28 – Параметры узлов расчётной схемы радиального «Р-3»

и кольцевого «З-2» вариантов

Тип	Номер	Название	U ном, кВ	P н, МВт	Q н, Мвар	V зд, кВ	Q max, Мвар
База		ЭС
Нагр		ПС-А ВН		0,13	1,25
Нагр		ПС-А О
Нагр		ПС-В ВН		0,16	1,01
Нагр		ПС-Г ВН		0,13	1,25
Нагр		ПС-Г О
Нагр		ПС-А СН
Нагр		ПС-3 ВН		0,028	0,14
Нагр		ПС-Г СН
Нагр		ПС-Б ВН		0,086	0,48
Нагр		ПС-2 ВН		0,072	0,52
Нагр		ПС-1 ВН		0,118	0,82
Нагр		ПС-Б 0
Нагр		ПС-1 НН
Нагр		ПС-2 НН
Нагр		ПС-3 НН
Нагр		ПС-Б НН
Нагр		ПС-А НН
Нагр		ПС-В НН
Нагр		ПС-Г НН
Нагр		ПС-Б СН

 

В узлах 1 – 7, 112, 114 и 31 Pн, Qн – это заданные нагрузки потребителей на шинах существующих и новых подстанций. В остальных узлах Pн, Qн – это суммарные потери мощности холостого хода трансформаторов каждой подстанции.

V зд – заданный модуль напряжения в базисном узле, равный 1,1 U _ном в режиме максимальных нагрузок.

Параметры ветвей рассматриваемых вариантов развития сети для расчётов нормальных режимов, подготовленные в формате программы RastrWin, приведены в таблицах 29, 30.

 

Таблица 29 – Параметры ветвей расчетной схемы радиального варианта

Тип	N нач	N кон	R, Ом	X, Ом	B, мкСм	K т/r
ЛЭП			3,1	13,5	-333
ЛЭП			2,2	12,2	-313
ЛЭП			7,4	32,2	-198
ЛЭП			2,1	12,0	-308
ЛЭП			4,4	11,2	-300
Тр-р			0,25	24,3		1,000
Тр-р			0,25			0,526
Тр-р			0,5	41,25		0,048
Тр-р			1,95	50,35		0,048
Тр-р			0,25	24,3		1,000
Тр-р			0,5	41,25		0,048
Тр-р			0,25			0,526
Тр-р			0,4	17,75		1,000
Тр-р			0,4			0,335
Тр-р			0,4	11,15		0,091
ЛЭП			2,10	5,37	-142
ЛЭП			1,08	3,60	-100
ЛЭП			6,27	6,49	-149
Тр-р			0,44	11,00		0,091
Тр-р			0,70	17,35		0,091
Тр-р			3,98	69,50		0,096

 

В таблицах 29, 30 коэффициенты трансформации трансформаторов K _т/r определены для основного вывода (т.е. по отношению номинальных напряжений обмоток) и являются номинальными. В программе RastrWin принадлежность ветви к схеме замещения трансформатора определяется по наличию в ветви коэффициента трансформации. Поэтому в схемах замещения трёхобмоточных трансформаторов и автотрансформаторов для ветви высшего напряжения следует указать K _т/r=1. Например, в таблице 29 – это ветви 202 – 205, 204 – 206, 115 – 118.

Для экономического сопоставления вариантов развития электрической сети (раздел 5 методических указаний) необходимо наряду с расчётами режимов перспективных вариантов выполнить расчёт режима максимальной нагрузки для исходного состояния сети (рисунки. 1 и 14). Результаты приведены в приложении Б.1 рисунки Б.7 – Б.9.

 

Таблица 30. – Параметры ветвей расчетной схемы кольцевого варианта

Тип	N нач	N кон	R, Ом	X, Ом	B, мкСм	K т/r
ЛЭП			3,1	13,5	-333
ЛЭП			2,2	12,2	-313
ЛЭП			7,4	32,2	-198
ЛЭП			2,1	12,0	-308
ЛЭП			4,4	11,2	-300
Тр-р			0,25	24,3		1,000
Тр-р			0,25			0,526
Тр-р			0,5	41,25		0,048
Тр-р			1,95	50,35		0,048
Тр-р			0,25	24,3		1,000
Тр-р			0,5	41,24		0,048
Тр-р			0,25			0,526
Тр-р			0,4	17,75		1,000
Тр-р			0,4			0,335
Тр-р			0,4	11,15		0,091
ЛЭП			3,15	10,53	-73
ЛЭП			2,15	7,21	-50
ЛЭП			6,27	6,49	-149
ЛЭП			8,07	13,83	-86
Тр-р			0,44	11,00		0,091
Тр-р			0,70	17,35		0,091
Тр-р			3,98	69,50		0,096

 

4.4 Анализ результатов расчёта режимов сети

 

Анализ результатов расчёта нормального и послеаварийного режимов по соответствию уровней напряжения в узлах сети нормативам, потоков мощности, токов в ветвях допустимым значениям позволяет сделать выводы о работоспособности рассматриваемых вариантов сети в перспективных условиях работы. Проверка загрузки существующей сети выполняется по результатам расчета токов в действующих ЛЭП и трансформаторах. Расчётные токи сопоставляются с предельно допустимыми по условию нагрева проводов и номинальными токами трансформаторов. При недопустимых перегрузках элементов действующей сети следует либо изменить решения, принятые при подборе вариантов сооружения новой сети, либо выполнить реконструкцию существующей сети.

Основные результаты расчёта напряжений узлов радиального и кольцевого вариантов сети по программе RastrWin приведены в таблице 31 (см. также приложение Б.1, рисунки Б.1, Б.4). Точность расчёта составляет 0,01 МВт. Максимально допустимое напряжение U _{max доп} для узлов сети 220 и 110 кВ на 15 % превышает номинальное (для 330 кВ – на 10 %). Узлы 10 кВ и 35 кВ являются точками поставки электроэнергии потребителям. Согласно ГОСТ Р 5419-2010 отклонение от номинального напряжения в этих узлах не должно превышать ±10 %.

Режим максимальных нагрузок при номинальных коэффициентах трансформации (таблица 31) характеризуется допустимыми уровнями напряжений и не нуждается в корректировке. При выходе напряжения из заданного интервала их корректировка может быть выполнена изменением первоначально принятых равными .

Для двухобмоточных трансформаторов с РПН в нейтрали обмотки ВН

 

,

 

где n – число ступеней относительно среднего ответвления;

– ступень регулирования РПН в относительных единицах.

Если задаться желаемым напряжением на шинах НН, то желаемая ступень регулирования n _жел может быть определена из соотношения

 

,

 

где – расчётное напряжение стороны НН.

 

Таблица 31 – Напряжения узлов в максимальном режиме при

номинальных коэффициентах трансформации.

Тип	Номер	Название	U ном, кВ	Вар. «Р»	Вар. «З»	U min доп, кВ	U max доп, кВ
U расч, кВ	U расч, кВ
База		ЭС		242,0	242,0
Нагр		ПС-А ВН		235,6	235,2
Нагр		ПС-А О		226,7	225,2
Нагр		ПС-В ВН		234,8	235,0
Нагр		ПС-Г ВН		229,5	230,1
Нагр		ПС-Г О		220,4	221,6
Нагр		ПС-А СН		119,2	118,4
Нагр		ПС-3 ВН		115,8	115,0
Нагр		ПС-Г СН		115,9	116,5
Нагр		ПС-Б ВН		116,3	115,5
Нагр		ПС-2 ВН		117,2	114,0
Нагр		ПС-1 ВН		113,8	112,7
Нагр		ПС-Б 0		113,8	113,0
Нагр		ПС-1 НН		9,9	9,8
Нагр		ПС-2 НН		10,3	10,0
Нагр		ПС-3 НН		10,9	10,8
Нагр		ПС-Б НН		10,3	10,2
Нагр		ПС-А НН		10,9	10,8
Нагр		ПС-В НН		10,8	10,8
Нагр		ПС-Г НН		10,6	10,6
Нагр		ПС-Б СН		38,1	37,8	31,5	38,5

 

Для трёхобмоточных трансформаторов с РПН в нейтрали обмотки ВН и ПБВ на стороне СН

,

,

 

где m – число ступеней ПБВ относительно среднего ответвления.

Для автотрансформаторов с РПН на стороне СН

 

.

 

Для автотрансформаторов с таким РПН не регулируется. При необходимости его изменения необходимы дополнительные линейные регуляторы [1].

Результаты расчёта токов ветвей радиального варианта сети «Р-3» по программе RastrWin приведены в таблице 32 (см. приложение Б.1, рисунки Б.2, Б.5). Результаты расчёта токов ветвей кольцевого варианта сети «З-2» по программе RastrWin приведены в таблице 33.

 

Таблица 32 – Токи ветвей в нормальном максимальном режиме варианта «Р-3»

Тип	N нач	N кон	I расч, А	I доп, А	I расч/ I доп, %
ЛЭП				2×710	26,2
ЛЭП				2×830	29,1
ЛЭП					3,2
ЛЭП				2×830	19,8
ЛЭП				2×510	16,9
Тр-р				2×314	59,9
Тр-р				2×314	59,9
Тр-р				2×157	0,0
Тр-р				2×158	65,5
Тр-р				2×314	56,1
Тр-р				2×157	0,0
Тр-р				2×314	56,1
Тр-р				2×201	36,8
Тр-р				2×201	22,9
Тр-р				2×201	14,2

 

 

Продолжение табл. 32

Тип	N нач	N кон	I расч, А	I доп, А	I расч/ I доп, %
ЛЭП				2×510	22,5
ЛЭП				2×610	32,8
ЛЭП				2×265	6,0
Тр-р				2×316	63,4
Тр-р				2×201	58,0
Тр-р				2×50	37,0

Примечание: длительно допустимый ток трансформаторов принят равным номинальному, приведённому к стороне ВН.

 

Из таблицы 32 следует, что при прохождении максимальной нагрузки в нормальном режиме перегрузки элементов сети не возникает.

 

Таблица 33 – Токи ветвей в нормальном максимальном режиме варианта «З-2»

Тип	N нач	N кон	I расч, А	I доп, А	I расч/ I доп, %
ЛЭП				2×710	27,5
ЛЭП				2×830	28,4
ЛЭП					2,7
ЛЭП				2×830	18,3
ЛЭП				2×510	17,0
Тр-р				2×314	65,1
Тр-р				2×314	65,1
Тр-р				2×157	0,0
Тр-р				2×158	65,5
Тр-р				2×314	52,1
Тр-р				2×157	0,0
Тр-р				2×314	52,1
Тр-р				2×201	37,1
Тр-р				2×201	22,9
Тр-р				2×201	14,2
ЛЭП					47,0
ЛЭП					58,0
ЛЭП				2×265	6,2
ЛЭП					13,7
Тр-р				2×316	64,1
Тр-р				2×201	59,7
Тр-р				2×50	37,0

 

Отключение одного из элементов сети не приводит к недопустимому перегрузу оставшихся в работе элементов сети. При анализе послеаварийных режимов учтена допустимая кратковременная перегрузка трансформаторов на 40 %. При определении допустимого тока ЛЭП в послеаварийном режиме учитывается поправочный коэффициент на температуру воздуха в зимний период в размере 1,2.

При недопустимых нагрузках элементов сети в послеаварийных режимах следует рассмотреть дополнительные мероприятия (реконструкцию) по замене перегружаемых элементов на более мощные. Затем следует откорректировать параметры схем замещения сети рассматриваемых вариантов развития и выполнить расчёты режимов при максимальной нагрузке.

 

 

4.5 Балансы мощности и электроэнергии

 

При планировании развития ЭЭС формируют балансы мощности и электроэнергии. При составлении баланса активной мощности определяют потребность во вводе генерирующей мощности на электростанциях системы. При проектировании распределительной электрической сети при известном плане строительства электростанций формируется баланс реактивной мощности по сети в целом. Расходная часть баланса реактивной мощности – это сумма реактивных нагрузок всех потребителей (существующих и вновь присоединяемых), общих потерь реактивной мощности в линиях и трансформаторах с учётом зарядной мощности линий . В приходной части этого баланса находятся генерация реактивной мощности , в том числе на электростанциях и дополнительная генерация реактивной мощности компенсирующими устройствами (синхронными компенсаторами, статическими тиристорными компенсаторами и батареями конденсаторов). Баланс реактивной мощности записывается в следующем виде

,

 

где .

При выполнении расчётов режимов программой RastrWin величина в данном курсовом проекте с одной электростанцией определяется автоматически. Значение находится в массиве (окне) «Узлы» в строке «База» (см. приложение Б). Например, в рассматриваемом примере для варианта «Р-3» =195,6 Мвар, для варианта «З-2» =199,5 Мвар. Генерация реактивной мощности на электростанции определяется при номинальном коэффициенте мощности генераторов.

,

 

где – генерация активной мощности электростанцией, определяемая автоматически при расчёте режима (см. массив «Узлы», строка «База»).

Мощность компенсирующих устройств (КУ) равна

 

.

 

Если при вычислении окажется, что , то КУ не нужны. В противном случае выбираются стандартные мощности КУ так, чтобы их сумма примерно равнялась и мощность отдельного КУ не превышала реактивную нагрузку узла установки КУ. В первую очередь следует рассмотреть варианты установки КУ в узлах с низкими уровнями напряжения.

В рассматриваемом примере для варианта «Р-3» = =309,3 МВт, в варианте «З-2» = =310,0 МВт. При =0,85 получим:

вариант «Р-3» <0;

вариант «З-2» <0.

В рассматриваемых вариантах «Р-3» и «З-2» установка КУ не требуется.

Если потребность в КУ существенна, то после их расстановки следует вновь выполнить расчёт режимов максимальных нагрузок и подобрать ответвления РПН так, чтобы обеспечить допустимые уровни напряжений в узлах сети (см. таблицу. 31). При выполнении расчётов в схемах замещения сети КУ представляются в виде шунта (проводимости), подключённого к узлу установки КУ i.

, мкСм.

 

При расчёте режима программой RastrWin следует взять со знаком минус и ввести соответствующее число в массив «Узлы».

Баланс электроэнергии в электрической сети устанавливает взаимосвязь между приёмом электроэнергии в сеть и объёмом электроэнергии, переданной потребителям (полезным отпуском) за год.

 

,

 

где – сумма нагрузочных и условно-постоянных потерь электроэнергии.

Объём электроэнергии, переданной потребителям равен

 

,

 

где – число часов использования максимальной нагрузки (см. таблицу. 3);

– максимальная нагрузка на шинах i -й подстанции;

n – количество подстанций.

Нагрузочные потери электроэнергии в линиях и трансформаторах определяются методом числа часов максимальных потерь [5].

 

,

 

где – коэффициент, учитывающий влияние потерь в арматуре ВЛ и принимаемый равным 1,02 для линий напряжением 110 кВ и выше и равным 1,0 для линий более низких напряжений;

– потери мощности в режиме максимальной нагрузки сети;

– число часов наибольших потерь мощности.

Потери мощности в режиме максимальной нагрузки сети определены при выполнении расчётов режимов (при необходимости с учётом реконструкции сети и установки КУ) программой RastrWin (см. приложение Б.1 рисунки Б.3, Б.6 и Б.9).

Число часов наибольших потерь мощности за год определяется по формуле

,

 

где – коэффициент заполнения графика суммарной нагрузки сети. Значение приведено в таблице 3.

Условно-постоянные потери в основном определяются потерями холостого хода трансформаторов (АТ) и потерями на корону в ВЛ.

 

.

 

Потери холостого хода определяются по паспортным данным трансформаторов (АТ).

,

 

где – потери активной мощности холостого хода i -го трансформатора.

Потери на корону определяются для средних погодных условий региона по данным приведённым в таблице 34. Ростовская область условно относится к пятому региону.

,

где – удельные потери на корону из табл. 34 для одной цепи j -й ВЛ;

– длина j -й ВЛ (для двухцепных линий – длина двух цепей).

Таблица 34 – Удельные годовые потери электроэнергии на корону

Номинальное напряжение ВЛ, кВ	Материал опор, число цепей и сечение проводов в фазе	Удельные потери электроэнергии на корону, тыс. кВт·ч/км в год (5-й регион)
	2х400	32,1
	Сталь-1х300	12,2
Сталь 2 цепи -1х300	11,8
Железобетон-1х300	17,7
Железобетон 2 цепи -1х300	15,1
	Сталь-1х120	0,66
Сталь 2 цепи -1х120	0,44
Железобетон-1х120	1,06
Железобетон 2 цепи -1х120	0,57

Примечание: При расчете потерь на линиях с сечениями, отличающимися от приведенных в таблице 34 расчетные значения потерь получаются умножением значений из таблицы 34 на отношение , где F _т – суммарное сечение проводов фазы, приведенное в таблице 34; F _ф – фактическое сечение фазы линии.

 

При выполнении курсового проекта необходимо рассчитать три баланса электроэнергии: баланс по существующей сети, балансы по радиальному варианту развития («Р-3») и кольцевому («З-2»). Соответственно необходимо выполнить расчёты потерь электроэнергии для этих схем.

Пример расчёта приведён в таблицах 35 – 40. При расчёте балансов принято, что =4800 ч. Тогда число часов наибольших потерь мощности =2476 ч.

 

Таблица 35 – Расчёт потерь электроэнергии на корону в исходной схеме

Линия	Uном, кВ	Длина, км	Цепей	Марка провода	Сечение фазы, алюминий, мм2	Сечение типовой фазы, мм2	Удельные потери на корону, тыс. кВт×ч/км	Годовые потери на корону, тыс. кВт×ч
ЭС-А				АС-300/39			15,10	1902,600
ЭС-В				АС-400/22			11,33	1313,700
В-Г				АС-400/22			11,33	1291,050
А-В				АС-300/39			17,70	1327,500
А-Г				АС-185/29			0,69	34,378
А-Б				АС-185/29			0,37	39,931
Всего	5909,159

 

Таблица 36 – Расчёт потерь электроэнергии на корону в варианте схемы «Р-3»

Линия	Uном, кВ	Длина, км	Цепей	Марка провода	Сечение фазы, алюминий, мм2	Сечение типовой фазы, мм2	Удельные потери на корону, тыс. кВт×ч/км	Годовые потери на корону, тыс. кВт×ч
ЭС-А				АС-300/39			15,10	1902,600
ЭС-В				АС-400/22			11,33	1313,700
В-Г				АС-400/22			11,33	1291,050
А-В				АС-300/39			17,70	1327,500
А-Г				АС-185/29			0,69	34,378
А-Б				АС-185/29			0,37	39,931
А-2				АС-185/29			0,37	19,226
Г-1		17,8		АС-240/32			0,29	10,324
Б-3		29,2		АС-70/11			0,98	57,065
Всего	5995,774

 

Таблица 37 – Расчёт потерь электроэнергии на корону в варианте схемы «З-2»

Линия	Uном, кВ	Длина, км	Цепей	Марка провода	Сечение фазы, алюминий, мм2	Сечение типовой фазы, мм2	Удельные потери на корону, тыс. кВт×ч/км	Годовые потери на корону, тыс. кВт×ч
ЭС-А				АС-300/39			15,10	1902,600
ЭС-В				АС-400/22			11,33	1313,700
В-Г				АС-400/22			11,33	1291,050
А-В				АС-300/39			17,70	1327,500
А-Г				АС-185/29			0,69	34,378
А-Б				АС-185/29			0,37	39,931
А-2		25,9		АС-240/32			0,53	13,727
1 - 2		32,4		АС-120/19			1,06	34,344
Г-1		17,9		АС-240/32			0,53	9,487
Б-3		29,3		АС-70/11			0,98	57,261
Всего	6023,977

 

Потери мощности холостого хода трансформаторов определены по паспортным данным. Нагрузочные потери мощности в линиях и трансформаторах определены при расчёте режимов максимальной нагрузки (см. приложение Б.1, рисунки Б.3, Б.6, Б.9) и сведены в таблицу 38.

 

Таблица 38 – Потери мощности в сети по вариантам, МВт

Составляющие потерь мощности	Варианты
Исходн	Р-3	З-2
Потери холостого хода трансформаторов	0,50	0,70	0,70
Нагрузочные потери в линиях	1,42	5,03	5,78
Нагрузочные потери в трансформаторах	0,40	1,03	1,06

 

Расчёт потерь электроэнергии в линиях и трансформаторах приведён в таблице 39.

 

Таблица 39 – Потери электроэнергии в сети по вариантам, тыс. кВт·ч

Составляющие потерь электроэнергии	Варианты
Исходн.	Р-3	З-2
Потери холостого хода трансформаторов	4380,000	6132,000	6132,000
Потери на корону	5909,159	5995,596	6023,978
Нагрузочные потери в линиях	3694,888	13088,231	15039,756
Нагрузочные потери в трансформаторах	1020,405	2627,544	2704,075
Всего	15004,453	27843,371	29899,809

 

Таблица 40 – Баланс электроэнергии в сети по вариантам, тыс. кВт·ч

Составляющие баланса электроэнергии	Варианты
Исходный	Р-3	З-2
Передача потребителям	936 000,000	1 449 600,000	1 449 600,000
Потери электроэнергии	15 004,453	27 843,371	29 899,809
Приём в сеть	951 004,453	1 477 443,371	1 479 499,809
Потери электроэнергии, %	1,58	1,88	2,02

 

 

5 Оценка экономической эффективности инвестиций

 

5.1 Определение объёма капитальных вложений в развитие сети

 

Капитальные вложения определяются суммой стоимостей объектов или их элементов, сооружаемых в расчётном периоде. Расчёт капиталовложений выполняется по укрупнённым стоимостным показателям (УСП) 2000 г. для средних условий строительства в европейской части страны [1]. Для перехода от цен 2000 г. к ценам 2016 г. в курсовом проекте используется индекс-дефлятор J =6,465, 2017 г. – 6,775 (использованы прогнозные значения индекс-дефляторов Минэкономразвития РФ № 20713-АК/Д03).

Для подстанций и ЛЭП определяется стоимость отчуждаемых земельных участков – постоянный отвод земель. Для территорий Северного Кавказа усреднённая стоимость освоения новых земель равна 7 – 12 руб./м² в ценах 2000 г.

Капитальные вложения в подстанцию (ПС) определяются по формуле:

 

<