1.2. Для каждой стратегии и каждого уровня дефицита мощности рассчитать стоимость передачи энергии из систем с1 и с2 в систему Сз.

Определим показатели надёжности.

Расчёт показателей надёжности выполняется для того, чтобы определить ущерб от перерыва электроснабжения. Для этого необходимо составить упрощённую схему замещения для каждой стратегии развития энергосистемы, в которой в качестве элементов учитываются только линии электропередачи, трансформаторы и выключатели, входящие в рассматриваемые цепи. В схему последовательно включаются элементы, отказ любого из которых вызывает простой всех остальных элементов данной цепи. Параллельно соединяются участки, отключение одного из которых не приводит к простою остальных.

Для составления структурных схем нужно определить коэффициенты вынужденного и планового простоя ( ) отдельных ветвей.

Коэффициент вынужденного простоя:

(1.15)

где – параметр потока отказов элемента 1/год;

- среднее время восстановления элемента лет/отказ.

Коэффициент планового простоя:

(1.16)

- средняя частота плановых простоев элемента 1/год;

- среднее время восстановления элемента лет/простой.

Необходимые справочные данные возьмём по [2, табл. 12.4-12.5].

В исходных структурных схемах эквивалентируются участки с параллельным и последовательным соединением элементов. В результате расчёта определяется коэффициенты полного перерыва передачи мощности в систему.

Для того, чтобы определить коэффициент вынужденного полного перерыва в передаче мощности из системы C₁ и C₂ в систему C₃ нужно учесть некоторые ситуации:

1. аварийное и плановое отключение последовательно включенных элементов;

2. одновременное аварийное отключение всех параллельных элементов;

3. наложение на плановый ремонт одного из элементов одновременного аварийного отключения всех остальных параллельно включенных элементов.

Значит, при эквивалентировании элементов можно воспользоваться следующими формулами:

При последовательном соединении элементов:

где n – количество элементов в последовательной цепи;

– коэффициент вынужденного простоя i–го элемента.

(1.18)

где – коэффициент планового простоя i–го элемента.

При параллельном соединении элементов:

(1.19)

(1.20)

Для двух одинаковых параллельных элементов:

(1.21)

Для n-ого числа одинаковых параллельных элементов:

(1.22)

Составим структурные схемы для определения надёжности электроснабжения.

Рисунок 1.2.1 Структурная схема для определения надёжности (стратегия 1)

Рисунок 1.2.2 Структурная схема для определения надёжности (стратегия 2)

Рисунок 1.2.3 Структурная схема для определения надёжности (стратегия 3)

Обозначения на структурных схемах:

1 - выключатель ВН, 2 - выключатель СН, 3 - линия 13, 4 - линия 23, 5 – трансформатор, 6 – линия 1-3 обе цепи, 7 – линия 2-3 обе цепи.

Коэффициент вынужденного и планового простоя выключателя в цепи линий 13 и 23, а также выключателя трансформатора со стороны высокого напряжения для всех стратегий:

Коэффициент вынужденного и планового простоя выключателя трансформатора со стороны среднего напряжения для всех стратегий:

Коэффициент вынужденного и планового простоя трансформатора для всех стратегий:

Эквивалентируем ветви трансформатора для всех стратегий:

Эквивалентируем параллельные трансформаторные ветви для стратегий 1 и 2:

Эквивалентируем параллельные трансформаторные ветви для стратегии 3:

Для стратегии 1:

Коэффициент вынужденного простоя линии 13:

Коэффициент планового простоя линии 13:

Коэффициент вынужденного простоя линии 23:

Коэффициент планового простоя линии 23:

Сэквивалентируем элементы линии 13:

Сэквивалентируем элементы линии 23:

Сэквивалентируем параллельно подключенные линии 13 и 23:

Для стратегии 2:

Коэффициент вынужденного простоя линии 13:

Одна цепь:

Обе цепи:

Коэффициент планового простоя линии 13:

Одна цепь:

Обе цепи:

Коэффициент вынужденного простоя линии 23:

Одна цепь:

Обе цепи:

Коэффициент планового простоя линии 23:

Одна цепь:

Обе цепи:

Сэквивалентируем элементы линии 13:

Две цепи линии 13 параллельно:

Суммарно для линии 13:

Сэквивалентируем элементы линии 23:

Две цепи линии 23 параллельно:

Суммарно для линии 23:

Сэквивалентируем параллельно подключенные линии 13 и 23:

Для стратегии 3:

Коэффициент вынужденного простоя линии 13:

Одна цепь:

Обе цепи:

Коэффициент планового простоя линии 13:

Одна цепь:

Обе цепи:

Коэффициент вынужденного простоя линии 23:

Одна цепь:

Обе цепи:

Коэффициент планового простоя линии 23:

Одна цепь:

Обе цепи:

Сэквивалентируем элементы линии 13:

Две цепи линии 13 параллельно:

Суммарно для линии 13:

Сэквивалентируем элементы линии 23:

Две цепи линии 23 параллельно:

Суммарно для линии 23:

Сэквивалентируем параллельно подключенные линии 13 и 23:

Сэквивалентируем последовательно подключенные линии и трансформаторы:

Стратегия 1:

Стратегия 2:

Стратегия 3:

Коэффициент вынужденного перерыва в передаче мощности для всех стратегий занесём в таблицу.

Таблица 1.3 Результаты расчета надежности

Показатель надежности	Стратегии
	1	2	3
Коэффициент вынужденного перерыва в передаче мощности

Расчёт стоимости передачи энергии из системы С₁ и С₂ в систему С₃ для каждой стратегии и каждого уровня дефицита мощности.

Цены приведенные в справочной литературе, с течением времени, изменились. Обобщенный анализ изменения цен с учётом рекомендаций, позволяет предложить переход к стоимости в российских рублях на уровне 2005 года путем введения повышающего коэффициента . При этом подчеркнём, что такая рекомендация даётся исключительно с целью учёта логических связей между стоимостью и соответствующими техническими параметрами и упрощения при проведении расчётов.

Рассчитаем капитальные затраты в рассматриваемую стратегию, тыс. руб:

(1.23)

где – капитальные вложения в линию, тыс. руб.;

– капитальные вложения в подстанцию, тыс. руб.

Капитальные вложения в линию:

(1.24)

где

где - коэффициенты аппроксимации;

- сечение одной фазы линии, мм²;

- длина линии, км.

Произведём расчёты для стратегии 1 линии 13:

Для стратегии 1 линии 23:

Дальнейшие расчёты капитальных затрат на сооружение линий электропередачи занесём в таблицу 1.2.2.

Таблица 1.2.2

Линия	Длина, км	Параметры линии	кВ	Удельные кап. затраты в линию, тыс. руб./км		Кап. затраты в линию тыс. руб.
Стратегия 1
13	130	АС-300/39 Одноцепные металлические опоры	220	1456,7		189374,9
23	75	АС-240/32 Одноцепные металлические опоры	220	1392,8		104457,8
Итого					293832,7
Стратегия 2
13	130	АС-240/32 Двухцепные металлические опоры	220	2785,5		362115
23	75	АС-240/32 Двухцепные металлические опоры	220	2785,5		208912,5
Итого					571027,5
Стратегия 3
13	130	АС-240/32 Двухцепные металлические опоры	220	2785,5		362115
23	75	АС-240/32 Двухцепные металлические опоры	220	2785,5		208912,5
Итого					571027,5

Капитальные вложения в приёмную подстанцию:

(1.25)

где - соответственно число трансформаторов, ячеек с выключателями, компенсирующих устройств.

Стоимость трансформатора, тыс. руб.:

(1.26)

где - коэффициенты аппроксимации [2, табл. 3.8];

- номинальная мощность трансформатора, МВА.

Приведем пример для трансформатора АТДЦТН-200000/220:

Стоимость ячейки с выключателем, тыс. руб:

(1.27)

где - коэффициенты аппроксимации [2, табл. 12.2];

- номинальное напряжение выключателя, кВ.

Приведём пример для ячейки РУ – 220 кВ:

Для ячейки РУ – 110 кВ:

(1.28)

где - коэффициенты аппроксимации [2, табл. 3.8];

Для БСК

Для ШР

- мощность компенсирующего устройства.

Приведём пример для стратегии 1:

Постоянная часть затрат на подстанцию, тыс. руб:

(1.29)

где - коэффициенты аппроксимации [3, табл. 3.8];

– высшее номинальное напряжение выключателя, кВ.

Приведём расчёт для подстанции С₃ при всех стратегиях развития:

Дальнейшие расчёты капитальных затрат на строительство подстанции сведём в таблицу 1.2.3.

Таблица 1.2.3

Тип оборудования	Стоимость единицы, тыс. руб	Кол-во	Полная стоимость данного оборуд. тыс. руб	Постоянная Часть затрат, тыс. руб	Кап. вложения а подстанцию, тыс. руб
Стратегия 1
АТДЦТН-200000/220	21845,6	2	43691,2	55694,4	192443,4
Ячейка РУ-220кВ	9564,5	6	57387
Ячейка РУ-110кВ	3313,6	10	33136
БСК	2534,8	1	2534,8
Стратегия 2
АТДЦТН-250000/220	25478,2	2	50956,4	55694,4	227717,1
Ячейка РУ-220кВ	9564,5	8	76516
Ячейка РУ-110кВ	3313,6	13	43076,8
ШР	1473,5	1	1473,5
Стратегия 3
АТДЦТН-200000/220	21845,6	3	65536,8	55694,4	267786
Ячейка РУ-220кВ	9564,5	9	86080,5
Ячейка РУ-110кВ	3313,6	17	56331,2
БСК	4143,1	1	4143,1

Годовые эксплуатационные расходы, тыс. руб:

(1.30)

где - доля отчислений от капитальных затрат на амортизацию и капитальный ремонт (для ВЛ , силового оборудования и распределительных устройств );

- доля отчислений от капитальных затрат на техническое обслуживание (для ВЛ , силового оборудования и распределительных устройств );

- потери холостого хода, кВтч;

- нагрузочные потери электроэнергии, кВтч.

Определим время использования максимальных потерь:

(1.31)

Стоимость потерь электроэнергии при :

руб/кВт·ч (дано в условии);

Рассчитаем потери энергии для стратегии 1 при дефиците мощности .

Нагрузочные потери энергии складываются из нагрузочных потерь в линиях и трансформаторах подстанций:

(1.32)

Потери энергии холостого хода складываются из потерь на корону в линиях и потерь холостого хода а трансформаторах подстанций:

(1.33)

Нагрузочные потери энергии в линиях:

(1.34)

где - нагрузочные потери мощности в линиях 13 и 23 соответственно, МВт.

Для стратегии 1 электропередачи 13:

Для линии 23:

Тогда нагрузочные потери электроэнергии в линиях:

Потери энергии холостого хода в линиях:

(1.36)

Потери на корону в линиях электропередачи можно определить по формуле:

(1.37)

где - удельные потери на корону на 1 км линии [2, табл. П1.15].

Нагрузочные потери мощности в трансформаторах:

Рассчитаем нагрузочные потери энергии в трансформаторах:

(1.39)

Потери энергии холостого хода в трансформаторах:

(1.40)

Потери энергии холостого хода в трансформаторах определяются как:

Найдём суммарные нагрузочные потери электроэнергии для стратегии 1:

Найдём суммарные потери электроэнергии холостого хода для варианта 1:

Аналогичные расчёты произведём для остальных стратегий. Результаты расчётов занесём в таблицы 1.2.4-1.2.6.

Таблица 1.2.4 – Потери мощности в линиях

Дефицит мощности в системе C3, МВт	Передаваемая мощность по линии 13, МВт	Передаваемая мощность по линии 23, МВт	Нагрузочные потери мощности в линии13, МВт	Нагрузочные потери мощности в линии23, МВт	Общие нагрузочные потери мощности в линиях, МВт
Стратегия 1
182	109,2	72,8	3,88	1,23	5,11
260	156	104	7,9	2,5	10,4
338	202,8	135,2	13,36	4,23	17,59
Стратегия 2
182	109,2	72,8	2,41	0,62	3,03
260	156	104	4,92	1,26	6,18
338	202,8	135,2	8,32	2,14	10,46
Стратегия 3
182	109,2	72,8	2,41	0,62	3,03
260	156	104	4,92	1,26	6,18
338	202,8	135,2	8,32	2,14	10,46

Таблица 1.2.5 – Потери энергии холостого хода в линиях

Дефицит мощности в системе C3, МВт	Передаваемая мощность по линии 13, МВт	Передаваемая мощность по линии 23, МВт	Потери энергии холостого хода в линии13, МВт	Потери энергии холостого хода в линии23, МВт	Общие потери энергии холостого хода в линиях, МВт
Стратегия 1
182	109,2	72,8	0,23	0,15	0,38
260	156	104	0,26	0,15	0,41
338	202,8	135,2	0,26	0,15	0,41
Стратегия 2
182	109,2	72,8	0,23	0,15	0,38
260	156	104	0,26	0,15	0,41
338	202,8	135,2	0,26	0,15	0,41
Стратегия 3
182	109,2	72,8	0,23	0,15	0,38
260	156	104	0,26	0,15	0,41
338	202,8	135,2	0,26	0,15	0,41

Таблица 1.2.6 – Потери мощности в трансформаторах

Тип трансформатора	Кол-во	Передаваемая мощность трансформатором при дефиците мощности в системе C3, МВт			Нагрузочные потери мощности в трансформаторе, при дефиците мощности в системе C3, МВт			Потери холостого хода, МВт
		182	260	338	182	260	338
АТДЦТН-200000/220	2	91	130	169	0,25	0,52	0,87	0,25
АТДЦТН-250000/220	2	91	130	169	0,17	0,34	0,58	0,29
АТДЦТН-200000/220	3	61	87	113	0,17	0,34	0,58	0,38

Рассчитаем годовые эксплуатационные расходы для стратегии 1 при дефиците мощности 182 МВт:

Для стратегии 2 при дефиците мощности 260 МВт:

Для стратегии 3 при дефиците мощности 338 МВт:

Аналогичные расчёты произведём для всех вариантов развития системы. Результаты расчётов занесём в таблицу 1.2.7.

Таблица 1.2.7 – Годовые эксплуатационные расходы

Передаваемая мощность, МВт	Капитальные затраты на сооружение ЛЭП, тыс. руб	Капитальные затраты на сооружение подстанций, тыс. руб	Потери энергии холостого хода, тыс. кВтч	Нагрузочные потери энергии, тыс. кВтч	Годовые эксплуатационные расходы, тыс. у.е.
Стратегия 1
182	293832,7	192443,4	5518,8	20082,8	26261,4
260				39603,7	27686,5
338				66543,2	29653,1
Стратегия 2
182	571027,5	227717,1	6132	13301,1	36535,6
260				24429,1	37347,9
338				40465,4	38518,6
Стратегия 3
182	571027,5	267786	6920,4	14612,5	40054,7
260				25328,3	40836,9
338				41364,6	42007,6

Стоимость передачи электроэнергии без учёта ущерба от недоотпуска электроэнергии:

где З – приведённые затраты, тыс. руб;

W – передаваемая в систему C₃ электроэнергия, кВт·ч;

- нормативный коэффициент эффективности капитальных затрат;

И – годовые эксплуатационные расходы, тыс. у.е.;

Рассчитаем стоимость передачи для стратегии 1 при дефиците мощности 182 МВт:

Рассчитаем стоимость передачи для стратегии 2 при дефиците мощности 260 МВт:

Рассчитаем стоимость передачи для стратегии 3 при дефиците мощности 338 МВт:

Результаты расчётов экономических показателей для всех стратегий развития энергосистемы занесём в таблицу 1.2.7.

Таблица 1.2.7 – Стоимость передачи электроэнергии

Передаваемая мощность, МВт	Капитальные затраты, тыс. руб	Годовые эксплуатационные расходы, тыс. у.е.	Годовые потери энергии, тыс. руб	Стоимость передачи энергии без учёта ущерба, у.е./кВтч
Стратегия 1
182	486276,1	26261,4	25601,6	0,088
260		27686,5	45122,5	0,062
338		29653,1	72062	0,049
Стратегия 2
182	798744,6	36535,6	19433,1	0,137
260		37347,9	30561,1	0,097
338		38518,6	46597,4	0,075
Стратегия 3
182	838813,5	40054,7	21532,9	0,145
260		40836,9	32248,7	0,103
338		42007,6	48285	0,079