РАСЧЕТ ВНЕШНЕГО ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

При проектировании сети возникает ситуация, когда для объекта возможно несколько вариантов решения. С этой целью выполняется технико-экономический расчет, который показывает преимущество одного варианта в сравнении с другим.

Для расчета наметим два варианта:

I вариант - питание предприятия осуществляется на напряжении 110 кВ,

II вариант - питание предприятия осуществляется на напряжении 35 кВ.

Присоединение понижающих трансформаторов к питающей линии или шин может осуществляться в соответствии с Правилами [6] с помощью:

выключателей, способных отключать токи к.з.;

плавких предохранителей или открытых плавких вставок;

автоматических отделителей или выключателей нагрузки, предназначенных для отключения трансформатора в бестоковую паузу.

 

Рис. 2.1. Схемы присоединения понижающего трансформатора к питающей сети с помощью выключателя (а) и отделителя с короткозамыкателем (б и в)

 

При высоком напряжении 35 кВ для трансформаторов 1,6 МВА и более могут предусматриваться два способа присоединения к сети: через выключатель 35 кВ со встроенными в его ввода трансформаторами тока (рис. 2.2, а) или через автоматический отделитель ОД с установкой двухфазного короткозамыкателя КЗ (рис. 2.1, б). В последнем случае при повреждении в трансформаторе его релейная защита дает команду на включение КЗ, после чего срабатывает релейная защита питающей линии ВЛ-35 кВ, и отключается выключатель В этой линии. Наступает бестоковая пауза, во время которой автоматика дает команду на отключение ОД, линия включается снова от устройства АПВ. Выбор той или иной схемы включения определяется технико-экономическим сравнением вариантов.

Присоединение к сети понижающих трансформаторов с высоким напряжением 110 кВ осуществляется, главным образом через отделители в связи с высокой стоимостью и сложностью обслуживания выключателей 110 кВ. Для отключения поврежденного трансформатора от сети необходима бестоковая пауза, во время которой отключается отделитель. Для создания бестоковой паузы применяется короткозамыкатель КЗ (рис. 2.1, в).

Расчетная схема с двумя обмоточными трансформаторами представлена на рис. 2.2, а; с двумя обмоточными трансформаторами с расщеплением вторичной обмотки на рис. 2.2, б (масляные выключатели Q12, Q22, Q32 отключены).

На представленной схеме обозначены короткозамыкатели QN1, QN2 и отделители QR1, QR2. Короткозамыкатель QN1, QN2 предназначен для создания искусственного замыкания на землю на питающих линиях при повреждениях в трансформаторе и на линиях подстанции. Отделитель QR1, QR2 предназначен для автоматического отключения цепи при исчезновении в нем тока. Процесс отключения поврежденного трансформатора происходит следующим образом.

При возникновении повреждения в трансформаторе, например Т1, его защита включает короткозамыкатель QN1. Искусственное короткое замыкание к.з. отключается главным выключателем Q11. В бестоковую паузу происходит отключение отделителя QR1.

Сети 110 кВ работают с заземленной нейтралью, для обеспечения надежного отключения искусственного к.з. достаточно поставить короткозамыкатель в одну фазу для того, чтобы создать однофазное к.з., к которому защита вводного выключателя Q11 имеет необходимый коэффициент чувствительности на срабатывание (см. рис. 2.1).

Сети 35 кВ работают с изолированной нейтралью, для обеспечения надежного отключения искусственного к. з. необходимо поставить короткозамыкатели в две фазы для того, чтобы создать двухполюсное к.з., к которому защита вводного выключателя Q11 должен быть обязательно чувствительна на срабатывание (см. рис. 2.2). Разъединители и необходимые для ремонта линий .

 

Рис. 2.2, а. Расчетная схема с двухобмоточными трансформаторами

 

 

 

Рис. 2.2, б. Расчетная схема с двухобмоточными трансформаторами с вторичными расщепленными обмотками

 

Технический расчет для I варианта

Определяем номинальную мощность трансформатора на главной понижающей подстанции согласно (1.20) по формуле (1.13),МВА:

=0,7*5688*0,001=3,98.

Расчетная мощность трансформаторов, полученная по формуле (1.13), округляется до ближайшей стандартной мощности по шкале ГОСТ 11920-85, ГОСТ 12965-85, МВA: 2,5; 6,3; 10; 16; 25; 40; 63.

Выбираем для ГПП два трансформатора мощностью =6,3 МВА.

Если один из выбранных трансформаторов отключается в аварийном режиме, то перегрузка второго выбранного остающегося в работе, не должна превышать 40%.

В нормальном режиме трансформаторы будут работать с коэффициентом загрузки по формуле (1.14), %:

=5688/(2*6,3*1000)=0,45<0,7

Загрузка трансформаторов в послеаварийном режиме (при выходе из строя одного из рабочих трансформаторов) по формуле (1.15), %:

= 5688/(6,3*1000)=0,9<1,4 (2.1)

Соблюдение условия (1.21) позволяет сохранить срок службы изоляции трансформатора в пределах нормативного. Параметры трансформатора берем из таблиц А.4, А.5.

Параметры выбранных трансформаторов приводятся в табл. 2.1.

Таблица 2.1

Трансформатор

Номинальная мощность, МВА

Среднее номинальное напряжение, кВ

∆UК, %

∆PК, кВт

∆Рх кВт

Iх, %

Расчетная стоимость, тыс. грн.

RT, Ом

XT, Ом

∆Qx, кВАр

Границы регулирования напряжения, %

ТМН-6300/110

6,3

115/11

10,5

11,5

0,8

14,7

50,4

±9 ×

1,78

При расчете потерь мощности в трансформаторах целесообразно определить потери активной мощности в стали, кВт,

=2*11,5=23 (2.2)

где - количество однотипных трансформаторов на подстанции, шт.

В нашем случае =2.

Потери активной мощности в меди трансформаторов для узла №1, МВт

==2*(0,45^2)*44=17,82 (2.3)

где - номинальные потери короткого замыкания трансформатора для узла №1 (каталожные данные), кВт, із табл.2.1,

Потери электроэнергии в трансформаторах подстанции определяются, кВт∙год:

= 23*8760+17,82*2742= 250342,5 (2.4)

где T – время работы трансформаторов в году, 8760 часов;

- время максимальных потерь, часов,

Расчет мощностей с учетом потерь в трансформаторах главной понижающей подстанции выполняется по формулам (1.16 - 1.20) и сведен в табл. 2.2.

Таблица 2.2

№ подстанции	Потери активной мощности, , кВт	Потери реактивной мощности, , кВАр	Переданная активная мощность, , кВт	Переданная реактивная мощность, , кВАр	Переданная полная мощность, , кВА	Потери активной мощности в стали, , кВт (2.2)	Потери активной мощности в меди, , кВт(2.3)	Потери электроэнергии в трансформаторах , кВт∙год (2.4)
ГПП	40,82	368,7	5627,28	665,03	5666,4		17,82	250342,5

 

Определяем рабочей ток линии внешнего электроснабжения, А:

=5666,4/(2*1,73*110)=14,9 (2.5)

где – количество параллельных цепей линии, принимаем для потребителей первой и второй категории потребления =2.

Выбор сечения питающей линии выполняется по экономической плотности тока, с последующей проверкой под нагревом. Для двухсменного графика работы предприятия =4355 часов/год, J_ек=1,1 А/мм², где – количество часов в год использования максимума активной мощности (согласно задания для металлообрабатывающих предприятий выбираем из табл. А9, А10),

Определяем эффективное сечение линии внешнего электроснабжения, мм2:

=14,9/1,1=13,545 (2.6)

Полученное сечение округляется до ближайшего стандартного значения табл. А11, но при этом необходимо помнить, что по условиям короны минимальные сечения, рекомендуемые [5], таковы: 70 мм² при = 110 кВ; 120 мм² при = 150 кВ; 240 мм² при = 220 кВ. Исходя из полученного значения , и условий минимального сечения выбираем сечение =70 мм².

Выбираем провод марки АС со следующими параметрами.

Таблица 2.3

Марка провода	Допустимый длительный ток, А	Активное сопротивление при 20 на 1 км, Ом,	Реактивное сопротивление на 1 км, Ом,	Емкостная проводимость на1 км, См	Зарядная мощность на 1 км, , МВАр
АС-70/11		0,428	0,444	2,55	0,034

 

Проверяем выбранный провод по условиям нагрева:

(2.7)

265>29,8

Условия по нагреву выполняются.

Разряд в виде короны возникает вокруг провода при высоких напряжениях электрического поля и сопровождается потрескиванием и свечением. Процессы ионизации воздуха приводят к дополнительным потерям энергии, к возникновению электромагнитных колебаний, которые создают помехи и к возникновению озона, который вредно влияет на поверхность контактных соединений. Правильный выбор проводников должен обеспечить уменьшение действия короны до допустимых значений.

Проверка по условиям коронирования в данном случае может не выполняться, так как в соответствии с ПУЭ минимальное сечение для воздушных линий 110 кВ - 70 мм². Учитывая, что на ОРУ 110 кВ расстояние между проводами меньше, чем на воздушных линиях, проведем проверочный расчет.

Провода не будут коронировать, если наибольшая напряженность поля у поверхности любого провода не более 0,9 Е₀.

Разряд в виде короны возникает при максимальном значении начальной критической напряженности электрического поля , кВ/см:

, (2.8)

где – коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности проволоки (для многожильных проводов = 0,82);

– радиус провода, = =2·(70/3,14)^0,5=9,44 мм =0,94 см.

Определяем начальную критическую напряженность электрического поля , кВ/см:

=30,3·0,82·(1+0,299/(0,94/2)^0,5)=35,68

Напряженность электрического поля E у поверхности нерасщепленного провода определяется по выражению:

, (2.9)

где – линейное напряжение, кВ;

– среднее геометрическое расстояние между проводами фаз, см; при горизонтальном расположении фаз ( - наименьшее расстояние в свету между соседними фазами (определяем по табл. А.12) на открытых распределительных устройствах (ОРУ) подстанций, защищенных разрядниками, и ВРУ, защищенных ограничителями перенапряжений расстояний,

=

мм =100 см.

 

= lg(2*1,26*100/0,94)=lg(2680,85)=3,42

Определяем напряженность электрического поля E у поверхности нерасщепленного провода, кВ/см,

=(0,345*110/(0,47*3,42)=23,54

При горизонтальном расположении проводов напряженность на среднем проводе примерно на 7% больше величины, определенной (2.9). Провод не будет коронировать, если наибольшая напряженность поля на поверхности любого провода не более 0,9 E_0кр, то есть должно выполняться условие:

. (2.10)

1,07*23,54<0,9*35,68

25,18<34,8

Если условие (2.10) не выполняется, то следует увеличить расстояние между фазами или радиус провода .

По условиям короны выбранный провод (табл. 2.3) удовлетворяет.

Выполняем проверку питающей линии по потерям напряжения в послеаварийном режиме, %:

=

=(5627,28*4*0,428+665,03*4*0,444)/110^2=0,89

Определяем потери активной мощности в линии, кВт:

=((5666,4^2)*0,428*0,001)/((110^2)*2)=0,56 (2.11)

Определяем потери реактивной мощности в линии, кВАр:

=((5666,4^2)*0,444*0,001)/((110^2)*2)=0,58 (2.12)

Определяем потери активной энергии в линии, кВт/год:

=0,56*2742=1535,5 (2.13)

где – время максимальных потерь, который определяется по формуле, часов / год:

=(0,124+4355/10000)²·8760=2742, (2.14)

где – количество часов в год использования максимума активной мощности (согласно задания для металлообрабатывающих предприятий выбираем из табл. А7),

=4355 часов/год.

Определяем потери реактивной энергии в кабелях, кВАр/год:

=0,58*4440,9=2575,7 (2.15)

где – время максимальных потерь, который определяется по формуле, часов / год:

=(0,124+5880/10000)^2*8760=4440,9 (2.16)

где – количество часов в год использования максимума реактивной мощности (согласно задания для металлообрабатывающих предприятий выбираем из табл. А7),

=5880 часов/год.

 

Технический расчет для II варианта

Определяем номинальную мощность трансформатора на главной понижающей подстанции согласно (1.20) по формуле (1.13), МВА:

=0,7*5688*0,001=3,98.

Расчетная мощность трансформаторов, полученная по формуле (1.13), округляется до ближайшей стандартной мощности по шкале ГОСТ 11920-85, ГОСТ 12965-85, МВA: 2,5; 6,3; 10; 16; 25; 40; 63.

Выбираем для ГПП два трансформатора мощностью =6,3 МВА.

Если один из выбранных трансформаторов отключается в аварийном режиме, то перегрузка второго выбранного трансформатора, остающегося в работе, не должна превышать 40%.

В нормальном режиме трансформаторы будут работать с коэффициентом загрузки по формуле (1.14), %:

=5688/(2*6,3*1000)=0,45 <0,7.

Загрузка трансформаторов в послеаварийном режиме (при выходе из строя одного из рабочих трансформаторов) по формуле (1.15), %:

=5688/(6,3*1000)=0,9 <1,4.

Соблюдение условия (1.21) позволяет сохранить срок службы изоляции трансформатора в пределах нормативного. Параметры трансформатора берем из таблиц А.4, А.5.

Параметры выбранных трансформаторов приводятся в табл. 2.4.

Таблица 2.4

Трансформатор

Номинальная мощность, МВА

Среднее номинальное напряжение, кВ

∆UК, %

∆PК, кВт

∆Рх кВт

Iх, %

Расчетная стоимость, тыс. грн.

RT, Ом

XT, Ом

∆Qx, кВАр

Границы регулирования напряжения, %

ТМН-6300/35

6,3

35/6,3;

7,5

46,5

6,7

1,0

1,44

14,6

56,7

±6 ×

1,5

Расчет мощностей с учетом потерь в трансформаторах главной понижающей подстанции выполняется по формулам (1.16 - 1.20) и сведен в табл. 2.5.

Таблица 2.5

№ подстанции	Потери активной мощности, , кВт	Потери реактивной мощности, , кВАр	Переданная активная мощность, , кВт	Переданная реактивная мощность, , кВАр	Переданная полная мощность, , кВА	Потери активной мощности в стали, , кВт (2.2)	Потери активной мощности в меди, , кВт(2.3)	Потери электроэнергии в трансформаторах , кВт∙год (2.4)
ГПП	32,23	307,3	5616,69	603,63		13,4

 

Определяем рабочей ток линии внешнего электроснабжения, А:

=5649/(2*1,73*35)=46,64

д где – количество параллельных цепей линии, принимаем для потребителей первой и второй категории потребления =2.

Выбор сечения питающей линии выполняется по экономической плотности тока, с последующей проверкой под нагревом. Для двухсменного графика работы предприятия =4355 часов/год, J_ек=1,1 А/мм², где – количество часов в год использования максимума активной мощности (согласно задания для металлообрабатывающих предприятий выбираем из табл. А9, А10),

Определяем эффективное сечение линии внешнего электроснабжения, мм2:

=46,64/1,1=42,4

Полученное сечение округляется до ближайшего стандартного значения табл. А11, но при этом необходимо помнить, что по условиям короны минимальные сечения, рекомендуемые [5], таковы: 70 мм² при = 110 кВ; 120 мм² при = 150 кВ; 240 мм² при = 220 кВ. Исходя из полученного значения , и условий минимального сечения выбираем сечение =70 мм².

Выбираем провод марки АС со следующими параметрами.

Таблица 2.6

Марка провода	Допустимый длительный ток, А	Активное сопротивление при 20 на 1 км, Ом,	Реактивное сопротивление на 1 км, Ом,	Емкостная проводимость на1 км, См	Зарядная мощность на 1 км, , МВАр
АС-70/11		0,428	0,444	2,55	0,034

 

Проверяем выбранный провод по условиям нагрева:

265>93,28

Условия по нагреву выполняются.

Разряд в виде короны возникает при максимальном значении начальной критической напряженности электрического поля , кВ/см:

,

где – коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности проволоки (для многожильных проводов = 0,82);

– радиус провода, = =2·(70/3,14)^0,5=9,44 мм = 0,94 см.

Определяем начальную критическую напряженность электрического поля , кВ/см:

=30,3·0,82·(1+0,299/(0,94/2)^0,5)=35,68.

Напряженность электрического поля E у поверхности нерасщепленного провода определяется по выражению:

,

где – линейное напряжение, кВ;

– среднее геометрическое расстояние между проводами фаз, см; при горизонтальном расположении фаз ( - наименьшее расстояние в свету между соседними фазами (определяем по табл. А.12) на открытых распределительных устройствах (ОРУ) подстанций, защищенных разрядниками, и ВРУ, защищенных ограничителями перенапряжений расстояний,

=		мм= 44 см.
= lg((2*1,26*44)/0,94)=lg(1179,574)=3,07

Определяем напряженность электрического поля E у поверхности нерасщепленного провода, кВ/см,

=(0,345*35)/(0,47*3,07)=8,36

При горизонтальном расположении проводов напряженность на среднем проводе примерно на 7% больше величины, определенной (2.9). Провод не будет коронировать, если наибольшая напряженность поля на поверхности любого провода не более 0,9 E_0кр, то есть должно выполняться условие:

.

1,07*8,36 <0,9*35,68

8,94<32,11

Если условие (2.7) не выполняется, то следует увеличить расстояние между фазами или радиус провода .

По условиям короны выбранный провод (табл. 2.6) удовлетворяет.

Выполняем проверку питающей линии по потерям напряжения в послеаварийного режиме, %:

=

=(5616,69*4*0,428+603,63*4*0,432)/35^2=8,7%<10%

Определяем потери активной мощности в линии, кВт:

=((5649^2)*0,428*0,001)/((35^2)*2)=5,57

Определяем потери реактивной мощности в линии, кВАр:

=((5649^2)*0,432*0,001)/((35^2)*2)=5,62 Определяем потери активной энергии в линии, кВт/год:

=5,57*2742=15273,

где – время максимальных потерь, который определяется по формуле, часов / год:

=(0,124+4355/10000)²·8760=2742,

где – количество часов в год использования максимума активной мощности (согласно задания для металлообрабатывающих предприятий выбираем из табл. А7),

=4355 годин/год.

Определяем потери реактивной энергии в кабелях, кВАр/год:

=5,62*4440,9=24958,

где – время максимальных потерь, который определяется по формуле, часов / год:

=(0,124+5880/10000)^2*8760=4440,9, где – количество часов в год использования максимума реактивной мощности (согласно задания для металлообрабатывающих предприятий выбираем из табл. А7),

= 5880 часов/год.

 

Технико-экономическое сравнение двух вариантов расчета

 

Наиболее экономичный вариант выбирается при минимальных приведенных затратах, которые состоят из капитальных вложений и эксплуатационных затрат. Критерием окончательного выбора варианта электроснабжения потребителей является критерий минимума приведенных затрат:

(2.17)

где – нормативный коэффициент эффективности капиталовложений. С учетом проводимой политики налогообложения принимается равным =0,3 1/год;

- капиталовложения по рассматриваемому варианту сети, тыс. грн.

- ежегодные эксплуатационные затраты по данному варианту сети, тыс. грн./год.

Указанный критерий используется при выполнении четырех условий сравнимости вариантов:

1) сравнимость цен на электрооборудование;

2) одинаковая надежность электроснабжения в вариантах;

3) равенство основного производственного эффекта (ОПЭ);;

4) приведение затрат к одному сроку.

Первое условие выполняется использованием одной и той же информационной базы при определении стоимости линий электропередач (ЛЭП) и оборудования в каждом варианте.

Магистральные и кольцевые схемы имеют разную степень надежности, но не ниже чем 0,999. Поэтому будем считать варианты одинаково надёжными.

Третье условие означает, что при любом варианте электроснабжения потребителей с шин источника питания (ИП) будет передана одинакова мощность. В вариантах потери мощности разные, потому для уравнивания вариантов по основному производственному эффекту ОПЭ в капиталовложения вводится дополнительная составляющая стоимость оборудования электростанций , работающей на покрытие потерь мощности (котлы, турбины, генераторы).

Для выполнения четвертого условия принимается допущение, что любой вариант электроснабжения потребителей вводится в эксплуатацию в течение одного года.

 

2.3.1. Расчет капитальных вложений

Суммарные капитальные вложения определяются как сумма вложений на сооружение линий и вложений на оборудование:

. (2.18)

где - стоимость ЛЭП;

- стоимость оборудования электропередачи.

Капитальные вложения на строительство линий, , т. грн,

, (2.19)

где - удельная стоимость строительства воздушных линий, т.грн / км;

с табл. А.13.

- длина участка, км;

- количество цепей в линии.

В табл. 2.7 приведен расчет капитальных вложений на строительство воздушных линий с железобетонными опорами для района по гололеду II. Для потребителей одновременно первой и второй категории участок ЛЭП выполняется на одноцепных опорах, но в две параллельные цепи.

Таблица 2.7

Расчет капитальных вложений на строительство линии с железобетонными опорами

Вариант расчёта	Марка провода	Длина участка, lл, км	Количество цепей на участке, n	Стоимость сооружения цепи воздушной линии, Клп, т.грн/км, (табл.А.13)	Капитальные вложения на строительство участка линии, Кл,т.грн
	АС-70/11
	АС-70/11			100,5

Капитальные вложения на оборудование определяются:

(2.20)

где - капиталовложения на установку трансформаторов, тыс. грн;

- капиталовложения на установку выключателей, тыс. грн;

- постоянная часть затрат, тыс. грн;

- капиталовложения на установку дополнительного оборудования на электростанциях на компенсацию потерь энергии в электрических сетях, тыс. грн.

Капиталовложения на установку трансформаторов определяются:

, (2.21)

где - расчетная стоимость трансформатора на подстанции (включает также затраты на ошиновки, шинопровода, молниезащиту, заземление, контрольные кабели, релейную защиту, строительные конструкции, и строительно-монтажные работы), приведена в приложении табл. А.4 А.5.;

- количество трансформаторов на подстанции, принято =2.

Стоимость трансформаторов приводится в табл. 2.8.

Таблица 2.8

Капиталовложения на установку трансформаторов

Вариант расчета	Трансформатор, (табл. 2.1,2.4)	Номинальная мощность, Sн, МВА (табл. 2.1, 2.4)	Среднее номинальное напряжение, кВ	Расчетная стоимость трансформатора, тыс.грн	Количество трансформаторов на подстанции, nтр	Капиталовложения на установку трансформаторов Ктр, тыс.грн
	ТМН-6300/110	6,3	115/11
	ТМН-6300/35	6,3	35/11

Капиталовложения на установку выключателей , тыс. грн., определяется:

, (2.22)

где - ориентировочная стоимость одного выключателя по табл. А.14;

– количество выключателей, рис. 2.2.

для =110 кВ =48·2=96 тыс. грн;

для =35 кВ =8,5·2=17 тыс. грн.

Постоянная часть затрат для одной подстанции приведена в приложении А (табл. А.15). Приведенные показатели учитывают полную расчетную стоимость подготовки и благоустройства территории, оборудования собственных нужд, аккумуляторной батареи, компрессорной, подъездных и внутренних дорог, средств связи и телемеханики, маслохозяйства, водопровода, канализации, внешнего освещения и других общих элементов подстанции. Берем с табл. А.15 для схемы подстанции на стороне ВН - "Без выключателей".

Вариант №1, 110 кВ, =		тыс. грн.
Вариант №1, 35 кВ, =		тыс. грн.

Капиталовложения на установку дополнительного оборудования на электростанциях для компенсации потерь энергии в электрических сетях, , тыс.грн, это составляющая капитальных вложений, позволяющая сравнить рассмотренные варианты электроснабжения по основному производственному эффекту (ОПЭ). Составляющая , пропорциональная суммарным потерям мощности в сети :

, (2.23)

где - - удельная стоимость 1 кВт оборудования тепловых электростанций, равная 0,15 - 0,18 тыс. у.е. Принимаем 0,75 тыс. грн.

Суммарные потери мощности в сети

где - потери мощности в линии, кВт;

- суммарные потери мощности в трансформаторах ГПП, кВт.

Расчет составляющей капиталовложений приводится в табл. 2.9.

Таблица 2.9

Расчёт составляющей

Вариант расчёта	Потери мощности в линии, , кВт,	Суммарные потери мощности в трансформаторах ГПП, , кВт (из табл.2.2; 2.5)	Суммарные потери мощности на участках сети, , кВт	Составляющая капиталовложений , тыс. грн
№1-110 кВ	0,56	40,82	41,38
№1-35 кВ	5,57	32,23	37,8	28,4

Капиталовложения на оборудование определяются в табл.2.10.

 

Таблица 2.10

Капиталовложения на оборудование определяются

Вариант расчета	Капиталовложения на установку трансформаторов Ктр, тыс.грн	Капиталовложения на установку выключателей, Кв, тыс.грн	Постоянная часть затрат на оборудование всех подстанций, , тыс.грн	Составляющая капиталовложений , тыс.грн	Капиталовложения на оборудование, Куст, тыс.грн
№1
№2				28,4	649,4

2.3.2. Расчет ежегодных затрат

Ежегодные расходы при эксплуатации сети состоят из эксплуатационных затрат на линии электропередач , оборудования подстанций и затрат , связанных с покрытием потерь электроэнергии:

. (2.24)

Ежегодные расходы на эксплуатацию линий и оборудования подстанций включают в себя амортизационные отчисления, предназначенные для реновации (полной замены оборудования) основных фондов после их износа, а также расходы на обслуживание линии (капитал