 |
Удельные характеристики выбранных марок проводов
|
|
|
|
| Линия | Марка провода | r 0 Ом/км | R, Ом | х 0, Ом/км | Х, Ом | qc 0, МВАр/км | Qc, МВАр |
Графическая часть 1
После выбора марок проводов, производиться построение графических схем для каждого из вариантов с нанесением на них следующих параметров: марки проводов, токи и потоки мощностей в ветвях (в нормальном режиме и ПАР), общая длина линий сети, количество присоединений в узлах и номинальное напряжение в сети.
L∑ = 253,64 км N∑ = 12 U = 110 кВ
Рис.9. Пример графического оформления схемы
Выбор марок и номинальных мощностей
Трансформаторов на подстанциях
На подстанциях используется двухтрансформаторная схема.
Желаемая мощность трансформатора определяется по формуле:
По найденной желаемой мощности из справочных данных выбираем ближайший по мощности трансформатор и выписываем его характеристики. Применяются двухобмоточные трансформаторы с низшим напряжением
10 кВ. Предпочтение отдаётся трансформаторам с расщеплёнными обмотками и регулированием под нагрузкой (РПН). По справочным данным выбираем соответствующие марки трансформаторов и сводим в табл. 6:
Таблица 6
Параметры выбранных трансформаторов
| № ПС п/п | №1 | … | № i |
| Р n, МВт | |||
| S ж.тр, МВА | |||
| Марка тр-ра | |||
| Исполнение | |||
| S н,тр, МВА | |||
| UK, % | |||
| Δ P K, кВт | |||
| Δ P ХХ, кВт | |||
| I ХХ, % | |||
| r T, Ом | |||
| х Т, Ом | |||
| Δ Q Х, кВАр |
Выбранные трансформаторы подходят для всех трех вариантов.
Выбор схем соединения на стороне высокого
Напряжения подстанций.
|
|
|
Применяются типовые схемы распределительных устройств: РУ−35−110кВ по справочным данным (ОАО «Волгоэнергопроект»).
 |
Рис.10. Пример схем соединений
· Схема А − мостик с выключателем в перемычке и отделителях в цепях трансформаторов.
· Схема Б − сдвоенный мостик с отделителями в цепях трансформаторов мостик.
· Схема В − два блока с отделителями и не автоматической перемычкой со стороны линий.
Для каждого из вариантов выбираем соответствующие схемы соединений в зависимости от конфигурации выбранных схем.
1.7. Технико – экономический расчёт
Прямые инвестиции по ЛЭП.
Таблица 7
Средние значения капитальных вложений на 1 км ЛЭП 110 кВ, млн.руб./км
| Опоры, провода | АС–70 | АС–95 | АС–120 | АС–150 | АС–185 | АС–240 |
| Ж/Б, 1–цеп. | 1,29 | 1,33 | 1,37 | 1,41 | 1,51 | 1,65 |
| Ж/Б, 2–цеп. | 1,78 | 1,95 | 2,06 | 2,17 | 2,29 | 2,45 |
| Металл.,1–цеп. | 1,52 | 1,71 | 1,83 | 1,94 | 2,01 | 2,14 |
| Металл., 2–цеп. | 2,25 | 2,50 | 2,78 | 2,95 | 3,04 | 3,21 |
где 
− удельные затраты на ЛЭП, 
- длина ЛЭП.
Полученные результаты сведены в табл.8.
Таблица 8
Инвестиционные вложения по ЛЭП
| ЛЭП | Сечение провода, мм2 | Удельные затраты, тыс.руб./км | Длина ЛЭП, км | Капитальные затраты, тыс.руб |
Прямые инвестиции по ПС.
Таблица 9
Средние значения капитальных вложений на типовую двухтрансформаторную
Подстанцию 110/10 кВ, млн. руб
| № схемы | ТДН–10 | ТДН–16 | ТРДН–25 | ТРДН–40 | ТРДЦН–63 | ТРДЦН–80 |
| 25,95 | 36,55 | 48,95 | 58,15 | 65,9 | 74,45 | |
| –– | 44,65 | 52,25 | 63,4 | 82,3 | ||
| –– | –– | 67,9 | 78,75 | 87,2 | 99,5 |
Полученные результаты сведем в табл.10
Таблица 10
Инвестиционные вложения по трансформаторам
| ПС | Схема соединения | Тип трансформатора | Капитальные затраты, млн.руб |
Эксплуатационные расходы.
Издержки на ремонт ЛЭП: 
Издержки на обслуживание ЛЭП: 
Издержки на амортизацию ЛЭП: 
|
|
|
Издержки на ремонт ПС 
Издержки на обслуживание ПС 
Издержки на амортизацию ПС 
Возмещение потерь электроэнергии.
По ЛЭП.
(тыс.руб.)
Полученные результаты сведем в табл.11
Таблица 11
Экономические потери электроэнергии на ЛЭП
| ЛЭП | Сечение провода мм2 | R л, Ом | Р,МВт | Сумма  тыс.руб.
|
Возмещение потерь электроэнергии.
По ПС.
Полученные результаты сведем в табл.12
Таблица 12
|
|
|
