11.3 Сводные технико-экономические показатели оптимального варианта развития электрической сети 110 кВ

Сводные технико-экономические показатели оптимального варианта развития электрической сети 110 кВ определяются следующим образом.

Наибольшая активная мощность сети находится по формуле:

∑P= ∑(P_нi+P_сi). (13.16)

Годовой отпуск электроэнергии рассчитывается как:

∑W= ∑(P_нi+P_сi) ∙T_нб.уi. (13.17)

Суммарные потери активной мощности в сети определяются по формулам:

∑∆P= ∑∆P_л' + ∑∆P_т" + ∑∆P_т'; (13.18)

∑∆P_%= (∑∆P/ ∑P) ∙ 100. (13.19)

Суммарные потери электроэнергии в сети определяются по формулам:

∑∆W= ∑∆W_л' + ∑∆W_т" + ∑∆W_т'; (13.20)

∑∆W_%= (∑∆W/ ∑W) ∙ 100. (13.21)

Удельные капиталовложения в линии на 1 МВт наибольшей активной нагрузки и на 1 км линии находятся из выражения:

к_л= ∑К_л/ (∑P∙ ∑L). (11.22)

Удельные капиталовложения в ПС и сети на 1 МВт наибольшей активной мощности рассчитываются по формулам:

к_п= ∑К_п/ ∑P; (13.23)

к_с= К_с/ ∑P. (13.24)

Годовые затраты на техническое обслуживание и ремонт для линий И_ор.лпринимаются из табл. 30 ПЗ, а для ПС И_ор.п– из табл. 31 ПЗ; годовые затраты на техническое обслуживание и ремонт сети И_ор.срассчитываются по формуле:

И_ор.с= И_ор.л+ И_ор.п. (13.25)

Амортизационные отчисления на реновацию линий И_а.лпринимаются с табл. 30 ПЗ, а для ПС И_а.п– с табл. 31 ПЗ; амортизационные отчисления на реновацию сети И_а.срассчитываются по формуле:

И_а.с= И_а.л+ И_а.п. (13.26)

Стоимость потерь в линиях И_DWлпринимается из табл. 30 ПЗ, на ПС И_DWп-из табл. 31 ПЗ (И_DWп»И_DWт); стоимость потерь в сети И_DWснаходятся по формуле:

И_DWс= И_DWл+ И_DWп. (13.27)

Годовые затраты для линий И_лпринимаются из табл. 30 ПЗ, а для ПС И_п– из табл. 31 ПЗ; годовые затраты для сети И_свычисляются по формуле:

И_с= И_л+ И_п. (13.28)

Для оптимального варианту развития электрической сети 110  кВ также определяются следующие показатели эффективности:

− доход

Д = ∑W∙ (с_вых– с_вх), (11.29)

где с_выхи с_вх– значение среднего тарифа на выходе и входе электрической сети; для сети 110 кВ и ниже с_вых= 5 ∙ 10⁻²тыс. дол./(МВт×ч.),

с_вх= 4,05 ∙ 10⁻²тыс. дол./(МВт×ч.) (см. табл. А.15);

− балансовая прибыль

П_б= Д – И_с; (11.30)

− текущая годовая чистая прибыль

П_t= П_б– Н_п; (11.31)

где Н_п– налог на прибыль;

Н_п=p∙ П_б, (11.32)

где р– ставка налога, который действует, на прибыль; в данное времяр= 0,3;

− интегральный дисконтований чистая прибыль (интегральный эффект)

П_д._с= (П_t+ И_а.с) /E– К_с; (11.33)

− рентабельность инвестиций

R= (П_t+ И_а.с) / К_с; (11.34)

− срок окупаемости

Т_ок= 1 /R.(11.35)

Результаты определения сводных технико-экономических показателей оптимального варианта развития электрической сети 110  кВ записываются в табл. 32 ПЗ.

Примечание. В табл. А.5, А.11 и А.12, составленных на основании данных «Норм определения экономической эффективности капитальных вложений в энергетику. Энергосистемы и электрические сети» (НТП ЭК) [4], значения стоимости сооружения линий и ПС сети, а также тариф на электроэнергию на входе в электрические сети 110 (150) кВ и ниже (табл. А.15) приводятся в долларах США. Перевод в национальную валюту производится по официальному курсу НБУ на момент выполнения расчетов, используя коэффициент К_НБУ. (При перерасчете показателей стоимости, приведенных в тыс. дол., использован коэффициент К_НБУ = …… (согласно данных НБУ Украины на ........2012 г.).

Таблица 30– Технико-экономические показатели линий 110  кВ электрической сети

Величина	Линии сети
	Б-3	3-4	4-5	А-5	А-1	1-2	Б-2	Б-6
Lл, км	22,5	31,3	26,3	19,4	25,6	38,1	22,5	19,4
nцеп(F), шт.(мм^2)	1(240/32)	1(240/32)	1(240/32)	1(240/32)	1(240/32)	1(240/32)	1(240/32)	2(240/32)
к0, тыс. дол.	25	25	25	25	25	25	25	41
Кл, тыс. дол.	562,5	782,5	657,5	485	640	952,5	562,5	795,4
∑Кл, тыс. дол.	7295,8
aа.л, отн. ед.	0,02
Иа.л, тыс. дол.	145,9
aор.л, отн. ед.	0,012
Иор.л, тыс. дол.	87,5
DРл', МВт	0,535	0,211	0,008	0,254	0,006	0,044	0,243	0,033
∑DРл', МВт	1,334
tл, ч/год	3893	2886	2886	4603	1501	1501	3946	1968
DWл', МВт×ч	2083	609	23	1169	9	66	959	65
∑DWл', МВт×ч	4983
b', тыс. дол./(МВт×ч.)	4,05·10^−2
ИDWл', тыс. дол.	201,8
Ил, тыс. дол.	435,2

Таблица 31– Определение технико-экономических показателей ПС 110  кВ электрической сети

Величина	ПС
	1	2	3	4	5	6
Шифр ВРП ВН	110-4	110-4	110-4	110-4	110-4	110-2
Шифр ВРП СН	−	35-5	−	35-5	−
Шифр ЗРП НН	10-1	10-1	10-1	10-1	10-2	10-1
nтxSн.т, шт. xМВА	2х10	2х16	2х16	2х25	2х25	2х16
Uвн /Uсн /Uнн, кв	110/10	110/35/10	110/10	110/35/10	110/10	110/10
Кп, тыс. дол.	690	920	750	970	900	700
∑Кп, тыс. дол.	4930
aа.п, отн. ед.	0,036
Иа.п, тыс. дол.	177,5
aор.п, отн. ед.	0,024
Иор.п, тыс. дол.	118,3
ΔPт'', МВт	0,028	0,046	0,038	0,042	0,054	0,038
∑ΔPт'', МВт	0,246
Твкл, ч/год	8760
∑ΔWт'', МВт·ч	2155
b", тыс. дол./(МВт·ч)	3,0410^−2
ИΔWт'', тыс. дол.	65,5
ΔPт', МВт	0,064	0,08	0,088	0,084	0,094	0,058
∑ΔPт', МВт	0,552
Тнб.в, ч/год	2900	7100	6497	4500	6205	3500
τв, ч/год	1501	6093	5244	2886	4855	1968
ΔWт', МВт·ч	96,1	487,4	461,5	242,4	456,4	114,1
∑ΔWт', МВт·ч	1857,9
b', тыс. дол./(МВт·ч)	4,0510^−2
ИΔWт', тыс. дол.	75,2
ИΔWт(ИΔWп), тыс. дол.	140,7
Ип, тыс. дол.	436,5

Таблица 32– Сводные технико-экономические показатели электрической сети 110 кВ

Показатели	Обозначение показателя	Значение показателя
1 Технические
1.1 Номинальное напряжение сети	Uном.свн, кВ	330
	Uном.вн, кВ	110
	Uном.сн, кВ	35
	Uном.нн, кВ	10
1.2 Наибольшая активная мощность сети	∑Р, МВт	125,44
1.3 Годовой отпуск электроэнергии	∑W, МВт×ч	667388,1
1.4 Суммарные потери активной мощности всети	∑ΔР, МВт	2,132
	∑ΔР%, %	1,7
1.5 Суммарные потери электроэнергии всети	∑ΔW, МВт·ч	8995,9
	∑ΔW%, %	1,3
2 Объемные
2.1 Количество понижающих ПС	nпс, шт.	6
2.2 Количество трансформаторов	nт, шт.	12
2.3 Суммарная установленная мощность трансформаторов	∑Sн.т, МВА	216
2.4 Количество ячеек выключателей на стороне ВН ПС	nяч.в, шт.	17
2.5 Суммарная длина линий в одноцепном исполнении	∑L, км	202

Продолжение таблицы 32

Показатели	Обозначение показателя	Значение показателя
3 Экономические
3.1 Суммарные капиталовложения	∑Кл, тыс. дол.	7295,8
	∑Кп, тыс. дол.	4930
	Кс, тыс. дол.	12225,8
3.2Удельные капиталовложения	кл, тыс. дол./(МВт·км)	0,29
	кп, тыс. дол./МВт	39,3
	кс, тыс. дол./МВт	94,5
3.3 Стоимость потерь электроэнергии	ИΔWл, тыс. дол.	201,8
	ИΔWп, тыс. дол.	140,7
	ИΔWс, тыс. дол.	342,5
3.4 Ежегодные затраты на техническое обслуживание и ремонт	Иор.л, тыс. дол.	87,5
	Иор.п, тыс. дол.	118,3
	Иор.с, тыс. дол.	205,8
3.5 Амортизационные отчисления на реновацию	Иа.л, тыс. дол.	145,9
	Иа.п, тыс. дол.	177,5
	Иа.с, тыс. дол.	323,4
3.6 Ежегодные затраты	Ил, тыс. дол.	435,2
	Ип, тыс. дол.	436,5
	Ис, тыс. дол.	871,7
3.7 Доход	Д, тыс. дол.	6340,2
3.8 Балансовая прибыль	Пб, тыс. дол.	5468,5
3.9 Текущая годовая чистая прибыль	Пt, тыс. дол.	3827,9
3.10 Интегральный эффект	Пдс, тыс. дол.	29287,6
3.11 Рентабельность инвестиций	R, отн. ед.	0,34
3.12 Срок окупаемости	Ток, лет	2,95

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Нормы технологического проектирования энергетических систем и электрических сетей 35 кВ и выше. ГКД 341.004.003-94. Киев, 1994.

2. Правила устройства электроустановок. – Харьков: Форт, 2009.

3 Нормы технологического проектирования подстанций переменного тока с высшим напряжением 6–750 кВ. ГКД 341.004.001-94. – Киев, 1994.

4. Определение экономической эффективности капитальных вложений в энергетику. Методика. Энергосистемы и электрические сети. ГКД 340.000.002-97. – Киев, 1997.

5. Барбашов И.В., Веприк Ю.Н., Черкашина В.В., Шутенко О.В. Основы анализа установившихся режимов электрических систем и сетей: Учебное пособие. - Харьков: НТУ «ХПИ», 2010.

6. Справочник по проектированию электроэнергетических систем/Под ред. С.С. Рокотяна и И.М. Шапиро. – М.: Энергоатомиздат, 1985.

7. Нормы технологического проектирования воздушных линий электропередачи 0,38750 кВ. Провода линий электропередач 35750 кВ. ГКД 341.004.002-94. – Киев, 1994.

8. Барбашов И.В. Общая характеристика современных электрических систем и сетей: Учебное пособие. ‑ Харьков: НТУ «ХПИ», 2002.

9. Пособие по проектированию городских и поселковых электрических сетей (к ВСН 97-83) / Гипрокоммунэнерго, МНИИТЭП.  М.: Стройиздат, 1987.

10. Электрические системы. Режимы работы электрических систем и сетей / Под ред. В.А. Веникова. – М.: Высш. шк., 1975.

ПРИЛОЖЕНИЕ А

Таблица А.1 – Пропускная способность и дальность передачи линий 110 кВ [6]

Сечение провода, мм^2	Передаваемая мощность, МВт		Длина линии, км
	натуральная	при плотности тока 1,1 А/мм^2	предельная при КПД равном 0,9	средняя между соседними ПС
240	30	45	80	25

Таблица А.2 – Схемы электрических сетей 110 кВ, рекомендуемые при проектировании их развития [1]

Наименование сети	Схема	Область использования схемы	Примечания
Одинарная с двусторонним питанием ПС от разных источников		Электроснабжение районов, кроме городов и промузлов	1. Предельная протяженность сети до 120 км 2. Рекомендуется присоединение не более трех ПС
Двухцепная радиальная (тупиковая)		Глубокие вводы для электроснабжения городов, промузлов и промпредприятий	Потребители резервируются по сети вторичного напряжения
Двухцепная магистральная		Глубокие вводы для электроснабжения городов, промузлов и промпредприятий	1. ПС питают технологически не связанных между собой потребителей 2. Потребители резервируются по сети вторичного напряжения

Продолжение таблицы А.2

Наименование сети	Схема	Область использования схемы	Примечания
Двухцепная с двусторонним питанием ПС от разных источников		Электроснабжение больших, крупных и крупнейших городов, а также транспортных потребителей	1. Предельная протяженность сети до 120 км. 2. Рекомендуется присоединение не более шести проходных ПС (или чередование проходных и ответвительных ПС).

Примечание. При параллельном следовании двух линий рекомендуется выполнять их на двухцепных опорах. Не допускается применение линий на двухцепных опорах в особо гололедных районах для питания тяговых ПС, головных перекачивающих станций нефтепроводов, электроприводных компрессорных станций газопроводов и шахт.

Таблица А.3 − Схемы ОРУ тупиковых, ответвительных и проходных ПС электрических сетей 110 кВ [3]

Наименование ПС	Присоединение ПС к сети	Шифр и наименование схемы	Условное изображение схемы	Область и условия применения схемы
Тупиковая		110-2. Два блока линия-трансформатор с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий		На стороне ВН тупиковых и ответвительных ПС 35−220 кВ
Ответвительная
Проходная		110-3. Мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линий		На стороне ВН проходных ПС 110−220 кВ при необходимости секционирования линий с двухсторонним питанием или при транзите мощности через ПС при наличии ОАПВ
		110-4. Мостик с выключателями в цепях трансформаторов и ремонтной перемычкой со стороны трансформаторов		На стороне ВН проходных ПС 110−220 кВ при необходимости секционирования линий с двухсторонним питанием или при транзите мощности по одной линии110−220 кВ при отсутствии ОАПВ; при необходимости сохранения транзита мощности через ПС при повреждении трансформатора.

Таблица А.4 – Схемы ОРУ узловых ПС электрических сетей 110 кВ [3]

Наименование ПС	Присоединение ПС к сети	Шифр и наименование схемы	Условное изображение схемы	Область и условия применения схемы
Узловая		35-5. Одна секционированная выключателем система шин		На стороне ВН узловых ПС 35 кВ и на стороне СН 35 кВ ПС более высоких напряжений. В качестве начального этапа развития схемы допускается подключение двух отходящих линий, по одной на каждой секции.
		110-6. Одна рабочая, секционированная выключателем, и обходная система шин		На стороне ВН узловых ПС сети 110−220 кВ при преобладающем числе парных линий или линий, резервируемых от других ПС. Допускается подключение не резервируемых линий не более одной на любой из секций. Согласно [1], количество ВЛ 110 кВ, присоединяемых к ПС, не должно, как правило, превышать четырех.

Продолжение таблица А.4

Наименование ПС	Присоединение ПС к сети	Шифр и наименование схемы	Условное изображение схемы	Область и условия применения схемы
Узловая		110-7. Две рабочие и обходная система шин		На стороне СН 110−220 кВ ПС более высоких напряжений с количеством отходящих линий до 12 включительно.
		110-8. Две рабочие, секционированные выключателями, и обходная система шин с двумя обходными и двумя ШСВ		На стороне СН 110−220 кВ ПС более высоких напряжений с количеством отходящих линий более 12, а также при необходимости снижения токов короткого замыкания.

Таблица А.5 – Характеристики ВЛ 110 кВ [4]

Количество цепей, шт.	Сечение, мм2	Опоры	Допустимый ток нагрева Iдоп (при возд = +25С), А	Стоимость к0, тыс. дол/км
1	1(240/32)	ЖБ одностоечные свободностоящие	605	25
2	2(240/32)		605	41

Таблица А.6 – Среднемесячная температура воздуха в осенне-зимний сезон для некоторых областей Украины 9

Область	возд, С	Область	возд, С
Винницкая	0	Николаевская	+5
Луганская	0	Одесская	+5
Днепропетровская	0	Полтавская	0
Донецкая	0	Сумская	0
Житомирская	0	Харьковская	0
Закарпатская	+5	Херсонская	+5
Запорожская	+5	Хмельницкая	0
Киевская	0	Черкасская	0
Кировоградская	0	Черниговская	0
Крымская	+5	Черновицкая	0

Таблица А.7 – Поправочные коэффициенты, отн. ед., на температуру воздуха для неизолированных проводов 7

возд, С	доп, С	Коэффициент kθ, при температуре воздуха, С
		−5	0	+5	+10
+25	+70	1,29	1,24	1,2	1,15

Таблица А.8  Расчетные данные ВЛ 110 кВ со сталеалюминиевыми проводами 6

Номинальное сечение провода, мм^2	r0, Ом/км, при +20 С	x0, Ом/км	b0, 10^-6 Смкм	q0, Мвар/км
240/32	0,12	0,405	2,81	0,0375

Примечание. Зарядная мощность q₀ посчитана по среднеэксплуатационному напряжению 1,05U_ном; усредненные среднегеометрические расстояния между фазами приняты при напряжении 110 кВ равными 5 м.

Таблица А.9 – Основные технические данные двухобмоточных понижающих трансформаторов 110 кВ [6]

Тип	Uн.в, кВ	Uн.н., кВ	uк, %	Pх, кВт	Pк, кВт	Qх, квар	Rт, Ом	Xт, Ом	Gт, 10^-6 См	Bт, 10^-6 См
ТМН-6300/110	115	6,6; 11	10,5	11,5	44	50,4	14,7	220,4	0,87	3,81
ТДН-10000/110	115	6,6; 11	10,5	14	60	70	7,95	139	1,06	5,29
ТДН-16000/110	115	6,6; 11	10,5	19	85	112	4,38	86,7	1,44	8,47
ТРДН-25000/110	115	6,3/6,3; 10,5/10,5	10,5	27	120	175	2,54	55,9	2,04	13,23
ТРДН-40000/110	115	6,3/6,3; 10,5/10,5	10,5	36	172	260	1,40	34,7	2,72	19,66
ТРДЦН-63000/110	115	6,3/6,3; 10,5/10,5	10,5	59	260	410	0,87	22	4,46	31,0

Примечание. Регулирование напряжения двухобмоточных трансформаторов осуществляется за счет РПН 9х1,78 % в нейтрали ВН.

Таблица А.10 – Основные технические данные трехобмоточных понижающих трансформаторов 110 кВ и автотрансформаторов 330 кВ [6]

Тип	Uн.в, кВ	Uн.в, кВ	Uн.н., кВ	uк.в−с %	uк.в−н %	uк.с−н %	Pх, кВт	Pк.в−с кВт	Qх квар
ТМТН-6300/110	115	38,5	6,6; 11	10,5	17	6	14	58	75,6
ТДТН-10000/110	115	38,5	6,6; 11	10,5	17	6	17	76	110
ТДТН-16000/110	115	38,5	6,3; 10,5	10,5	17	6	23	100	160
ТДТН-25000/110	115	38,5	6,3; 10,5	10,5	17,5	6,5	31	140	175
ТДТН-40000/110	115	38,5	6,6; 11	10,5	17	6	43	200	240
ТДТН-63000/110	115	38,5	6,3; 10,5	10,5	17	6,5	56	290	441
АТДЦТН-125000/330/110	330	115	10,5; 38,5	10	35	27	115	370	625
АТДЦТН-200000/330/110	330	115	10,5; 38,5	10	34	22,5	180	600	1000

Продолжение таблицы А.10

Тип	Rв, Ом	Rс, Ом	Rн, Ом	Xв, Ом	Xс, Ом	Xн, Ом	Gт, 10^-6 См	Bт, 10^-6 См
ТМТН-6300/110	9,7	9,7	9,7	225,7	0	131,2	1,06	5,72
ТДТН-10000/110	5	5	5	142,2	0	82,7	1,29	8,32
ТДТН-16000/110	2,6	2,6	2,6	88,9	0	52	1,74	12,1
ТДТН-25000/110	1,5	1,5	1,5	56,9	0	35,7	2,34	13,23
ТДТН-40000/110	0,8	0,8	0,8	35,5	0	22,3	3,25	18,15
ТДТН-63000/110	0,5	0,5	0,5	22	0	13,6	4,23	33,35
АТДЦТН-125000/330/110	1,3	1,3	2,6	91,5	0	213,4	1,06	5,74
АТДЦТН-200000/330/110	0,8	0,8	2	58,5	0	126,6	1,65	9,18

Примечания: 1. Регулирование напряжения трехобмоточных трансформаторов осуществляется за счет РПН 9х1,78 % в нейтрали ВН и ПБВ 2х2,5 % на стороне СН.

2. Регулирование напряжения автотрансформаторов осуществляется за счет РПН 6х2 % на стороне СН.

Таблица А.11 – Стоимость строительства подстанций 110 кВ, тыс. дол. [4]

Тип ПС	Напряжение, кВ	Номер схемы по НТП ПС	Стоимость при мощности трансформаторов, МВА
			2x6,3	2x10	2x16	2x25	2x40	2x63
Открытая	110/10	110-1	400	440	500	650	–	–
		110-2	600	640	700	850	970	1090
		110-3(4)	650	690	750	900	1020	1140
		110-6	900	940	1000	1150	1270	1390
	110/35/ 10	110-1	570	620	670	720	–	–
		110-2	770	820	870	920	1070	1250
		110-3(4)	820	870	920	970	1120	1300
		110-6	1070	1120	1170	1220	1370	1550
Закрытая	110/10	110-2	–	–	–	1050	1250	1450
		110-3(4)	–	–	–	1200	1400	1600

Примечания:

1. В РУ 110, 35 и 10 кВ учтена установка масляных выключателей с током отключения соответственно до 25; 12,5 и 31,5 кА;

2. В РУ 110 кВ со схемой 110-6 учтено присоединение 4-х ВЛ, а в остальных схемах – 2-х ВЛ;

3. В РУ 35 кВ везде предусмотрена схема 35-5 с присоединением 4-х ВЛ;

4. Схемы РУ 10 кВ и учтенное количество линейных ячеек 10 кВ в зависимости от мощности трансформаторов приведены ниже:

Напряжение, кВ	Мощность трансформаторов, МВА	2x6,3	2x10	2x16	2x25	2x40	2x63
110/10	Схема РУ 10 кВ	10-1	10-1	10-1	10-2	10-2	10-2
	Количество линейных ячеек	10	16	22	32	32	42
110/35/10	Схема РУ 10 кВ	10-1	10-1	10-1	10-1	10-2	10-2
	Количество линейных ячеек	10	16	22	22	22	32

Таблица А.12 – Стоимость ячеек РУ 10−750 кВ, тыс. дол. [4]

Напряжение, кВ	Тип выключателя	Ток отключения до	Стоимость
110	Масляный	25	50
		40	62

Таблица А.13 – Ежегодные издержки на техническое обслуживание и ремонт электрических сетей [4]

Напряжение, кВ	Издержки, % от стоимости основных фондов
	ВЛ	ПС
35−110	1,2	2,4
220−750	0,9	2,4

Таблица А.14 – Нормы амортизационных отчислений [4]

Наименование электрических сетей	Норма амортизационных отчислений, % от капзатрат
ВЛ 35−750 кВ на стальных и ж.б. опорах	2
ПС 10−750 кВ электрооборудование ПС в целом	4,4 3,6

Примечание. Норма отчислений по ПС в целом приведена как средневзвешенная с учетом соотношения стоимостей оборудования, зданий и сооружений.

Таблица А.15 – Значения среднего тарифа на входе и выходе в электрические сети разных напряжений, тыс. дол./МВт·ч [4]

Наименование сети	вход	выход
Сети 110(150) кВ и ниже	4,05∙10^−2	5∙10^−2
в т.ч сети 110(150) кВ	4,05∙10^−2	4,3∙10^−2

Коэффициент к среднему тарифу для определения стоимости потерь холостого хода равен·0,75−0,8.

Таблица А.16 – Основные технические данные некоторых турбогенераторов [6]

Тип	Рн.г, Мвт	cosг	Uн.г, кВ	Xd, о.е.	Xd, о.е.	Xd, о.е.	X2, о.е.	X0, о.е.
ТВФ-100-2	100	0,80	10,5	0,191	0,278	1,92	0,234	0,0973
ТВВ-160-2	160	0,85	18	0,221	0,329	2,3	0,269	0,115
ТВВ-200-2а	200	0,85	15,75	0,180	0,272	2,106	0,220	0,1
ТВВ-220-2	220	0,85	15,75	0,200	0,290	1,97	0,240	0,09
ТГВ-300W	300	0,85	20	0,195	0,300	2,195	0,238	0,096
ТВВ-320-2	320	0,85	20	0,173	0,258	1,698	0,211	0,09
ТВВ-500-2Е	500	0,85	20	0,222	0,318	2,31	0,274	0,125

Таблица А.17 – Основные технические данные двухобмоточных повышающих трансформаторов 110–330 кВ [6]

Тип	Uн.в., кВ	Uн.н., кВ	uк, %	Pх, кВт	Pк, кВт	Qх, квар	Rт, Ом	Xт, Ом	Gт, 10^-6См	Bт, 10^-6См
ТДЦ-125000/110	121	10,5	10,5	120	400	687,5	0,37	12,3	8,2	46,96
ТДЦ-200000/110	121	18	10,5	170	550	1000	0,2	7,7	11,61	68,3
ТДЦ-250000/110	121	15,75	10,5	200	640	1250	0,15	6,1	13,66	85,38
ТДЦ-400000/110	121	20	10,5	320	900	1800	0,08	3,8	21,86	122,94
ТДЦ-200000/330	347	18	11	220	560	900	1,68	66,2	1,83	7,47
ТДЦ-250000/330	347	15,75	11	240	605	1125	1,2	52,9	1,99	9,33
ТДЦ-400000/330	347	20	11	365	810	1600	0,6	33	3,03	13,29
ТДЦ-630000/330	347	20	11	405	1300	2205	0,4	21	3,36	18,31

Таблица А.18 – Перечень и область применения схем РУ 10 кВ [3]

Шифр и наименование схемы	Условное изображение схемы	Условия применения схемы
10-1. Одна одиночная секционированная выключателем система шин		При двух трансформаторах с нерасщепленной обмоткой 10 кВ без реакторов или с одинарными реакторами.
10-2. Две одиночные секционированные выключателями системы шин		При двух трансформаторах с нерасщепленной обмоткой 10 кВ без реакторов или с одинарными реакторами либо с нерасщепленной обмоткой и сдвоенными реакторами.
10-3. Четыре одиночные секционированные выключателями системы шин		При двух трансформаторах с расщепленной обмоткой 10 кВ и сдвоенными реакторами.

Таблица А.19 – Схемы ОРУ 330 кВ [3]

Шифр и наименование схемы	Условное изображение схемы
330-9. Четырехугольник
330-10. Трансформаторы-шины с присоединением линий через два выключателя
330-11. Полуторная

Таблица А.20 – Удельная повреждаемость и время простоя при аварийных и плановых отключениях линий 110 кВ [10]

Наименование линий и их характеристики	Аварийное отключение		Плановое отключение
	Удельная поврежда-емость λ, 1/(год ∙ 100 км);	Время Простоя tав, (1/год) 10^−3	Время простоя при капитальном ремонте tк.р, (1/час) 10^−3	Время простоя при текущем ремонте tт.р, (1/час) 10^−3
Одноцепные на ЖБ опорах	1,22	0,502	27,4	3,2
Двухцепные на ЖБ опорах при отключении одной цепи	1,182	0,407	27,4	3,2
Двухцепные на ЖБ опорах при отключении обеих цепей	0,048	2,74	–––	–––

Примечание. Периодичность капитального ремонта для ВЛ – 1/6 1/час;

периодичность текущего ремонта – 1/1 1/час.

Рисунок А.1 − Примеры обозначений, показываемых на рисунке 4 ПЗ

18