3.5. Выбор трансформаторов связи по второму варианту

На п/ст 1 выбираем понижающий трансформатор связи типа ТДН – 16/110/10

На п/ст 2 выбираем понижающий трансформатор связи типа ТДН –2x25/110/10

На п/ст 3 выбираем понижающий трансформатор связи типа 2хТДН – 25/110/10

На п/ст 4 выбираем понижающий автотрансформатор связи типа

2хАТДЦТН – 100/220/110/10

3.6. Выбор сечения проводов по 2 варианту

Сечение проводов будем проводить по экономической плотности тока.

; ,где - экономическая плотность тока . = 1,1 А/мм²

Для ВЛ 0 – 4

S_у=S₁+S₂+S₃+S₄=152,7/2=76,35 МВА. ;

Принимаем провод АС - 240 на Ж/Б опорах.

Для ВЛ 4 – 1

S_у = 10,5 МВА. ;

Принимаем провод АС – 70 на Ж/Б опорах .

Для ВЛ 4 – 2

S_у = 15,05МВА. ;

Принимаем провод АС – 95 на Ж/Б опорах .

Для ВЛ 4 – 3

S_у = 21,5 МВА. ;

Принимаем провод АС – 120 на Ж/Б опорах .

4. Технико – экономическое сравнение вариантов

4.1. Технико-экономический расчёт по первому варианту

Выпишем исходные данные для ВЛ:

ВЛ 0–1 ,U = 220 кВ; 240 мм²; l = 59,2 км; R = 0,123 Ом/км;

ВЛ 1–2 ,U = 110 кВ; 240 мм²; l = 62,7 км; R = 0,123 Ом/км;

ВЛ 3–2 ,U=110 кВ; 95 мм²; l=26,9 км; R=0,315 Ом/км;

ВЛ 4–3 ,U = 110 кВ; 120 мм²; l=198 км; R=0,251 Ом/км;

ВЛ 0–4 ,U = 110 кВ; 240 мм² ; l = 90 км; R = 0,123 Ом/км;

Капитальные затраты на линию:

К = к₀ ∙ l ;

ВЛ 0 – 1 одноцепная линия на железобетонной опоре.

Для F = 240 мм² выбираем к₀ = 315 т.р./км

К = 315 ∙ 59,2 = 18648 т.р.

ВЛ 1 – 2 одноцепная линия на железобетонной опоре.

Для F=240 мм² выбираем к₀ = 240 т.р./км.

К = 240 ∙ 62,7 = 15048 т.р.

ВЛ 3– 2 одноцепная линия на железобетонной опоре.

Для F=95 мм² выбираем к₀ = 200 т.р./км.

К = 200 ∙ 26,9 =5380 т.р.

ВЛ 4– 3 одноцепная линия на железобетонной опоре.

Для F = 120 мм² выбираем к₀ = 209 т.р./км.

К = 209 ∙ 198 = 41382 т.р.

ВЛ 0 – 4 одноцепная линия на железобетонной опоре.

Для F = 240 мм² выбираем к₀ = 240 т.р./км.

К = 240 ∙ 90 = 21600 т.р.

Выпишем исходные данные для П/СТ:

П/СТ 1 ТРДН-16/220/110/10;

П/СТ 2 ТДН – 25/110/10 и ТДН – 25/220/10;

П/СТ 3 2хТДН – 25/110/10;

П/СТ 4 ТДН – 40/220/10 и ТДН – 40/110/10;

Капитальные затраты на П/СТ.

К_пс = К_т + К_ру +К₀ , где К_т – капитальные затраты на трансформаторы;

К_ру - капитальные затраты на распред. устройства;

К₀ – пост. сост. стоимости П/СТ.

П/СТ 1  К_пс = 4250 т.р.

П/СТ 2 К_пс = 6000=2984 т.р.

П/СТ 3 К_пс = 5967,5 т.р.

П/СТ 4 К_пс = 7200 т.р.

Эксплутационные издержки.

Р_вл = 0,028 1/год; Р_п/ст = 0,084 1/год;

И = И_а +И_п , где И_а – издержки амортизационного обслуживания;

И_п – издержки на потери;

И_а = К_вл ∙ Р_вл + К_пс ∙ Р_кс ;

И_п = ∆W ∙ С_э , где ∆W – суммарные годовые потери;

∆W = ∆Р ∙ τ , где τ – время потерь( 4500 час/год );

;

ВЛ 0 – 1

R = 0,123 ∙ 59,2 = 7,282 Ом;

∆W₀₁ = 0,393 ∙ 5000 =1962,68 мВт/год;

ВЛ 1 – 2

R = 0,123 ∙ 62,7 = 7,712 Ом;

∆W₁₂ = 0,577 ∙ 5000 = 2884,03 МВт/год;

ВЛ 3 – 2

R = 0,315 ∙ 26,9 = 8,474 Ом;

∆W₃₂ =11,21 ∙ 5000 = 56026,45 МВт/год;

ВЛ 4 – 3

R = 0,251 ∙ 198 = 49,698 Ом;

∆W₄₃ = 44,43 ∙ 5000 = 222141,85 МВт/год;

ВЛ 0 – 4

R = 0,123 ∙ 90 =11,07 Ом;

∆W₀₄ = 0,681 ∙ 5000 = 3404,48 МВт/год;

Находим годовые потери в линии.

∆W_вл = ∆W₀₁ + ∆W₁₂ + ∆W₃₂ + ∆W₄₃ +∆W₀₄;

∆W_вл = 1962,68 + 2884,03 + 56026,45 + 222141,85 + 3404,48 = 286419,49 МВт/год;

Находим потери в трансформаторах.

Мощность Трансформатора , МВА	∆Рх , кВт	∆Рк , кВт
16	24	85
25	30	120
40	50	160

∆Р_т = ∆Р_х + ∆Р_к ∙ (S/S_H )² ;

П/СТ 1

,

П/СТ 2

, т.к. у нас на п/ст два трансформатора, то

;

П/СТ 3

, т.к. у нас на п/ст два трансформатора, то

;

П/СТ 4

, т.к. у нас на п/ст два трансформатора, то

;

Находим годовые потери в трансформаторах.

∆W_т = (60,6+146,977+237,504+265,888) ∙ 5000 = 3554845 кВтч/год ;

И_п = (286419,49 + 3554845) ∙ 0,8 ∙ 10^-3 = 3073,012т.р./год ;

И_а = 102058∙ 0,028 + 23417,5 ∙ 0,084 = 4824,694 т.р./год ;

Приведенные затраты по 1 варианту.

т.р./год ;