1.2.4 Вибір автотрансформаторів зв’язку 330/110 кВ.

Вибір автотрансформаторів здійснюється по перетоку потужності через них в різних можливих режимах роботи. Для вибору автотрансформаторів зв’язку розглянемо 3 режима:

– режим максимального навантаження шин 10 та 110 кВ;

– режим мінімального навантаження шин 10 та 110 кВ;

– аварійний режим(вихід з ладу 1 турбогенератора на напрузі 10 чи 110 кВ).

Необхідна активна потужність автотрансформаторів:

1 варіант

Нормальний режим:

Режим мін. навантажень:

Аварійний режим:

У даному варіанті найбільшим навантаженням АТ буде режим мінімальних навантажень.

Згідно з [4] стр.160, вибираємо автотрансформатор зв’язку типу АТДЦТН-200000/330/110 з параметрами які занесені до табл.5:

Таблиця 5

SН, МВA	200
UВН, кВ	330
UСН, кВ	115
UНН, кВ	10,5
ΔРХХ, кВт	155
ΔРК(ВН-СН), кВт	560
ΔРК(ВН-НН), кВт	400
UК(ВН-СН), %	10.5
UК(ВН-НН), %	38
UК(СН-НН), %	25
IХХ, %	0,45
Вартість, тис.грн	5482.6

2 варіант

Нормальний режим:

Режим мін. навантажень:

Аварійний режим:

Найбільшим навантаженням на АТ буде аварійний режим.

Вибираємо, згідно з [4] стр.160, автотрансформатор зв’язку типу АТДЦТН-200000/330/110 з параметрами які занесені до табл.5.

3 варіант

Нормальний режим:

Режим мін. навантажень:

Аварійний режим:

Найбільшим навантаженням на АТ буде аварійний режим.

Оскільки допускається перевантяження трансформатора на 40% вибираємо, згідно з [4] стр.160, автотрансформатор зв’язку типу АТДЦТН-200000/330/110 з параметрами які занесені до табл.5.

1.2.5 Вибір блочного автотрансформатора зв’язку 330/110 кВ.

Оскільки до блочного автотрансформатора буде підключено генератор потужністю 300 МВт, то, згідно з [4] стр.160, обираємо автотрансформатор АТДЦТН-400000/330/110з параметрами, які занесені до таблиці 6:

Таблиця 6

SН, МВA	400
UВН, кВ	330
UСН, кВ	115
UНН, кВ	20
ΔРХХ, кВт	180
ΔРК(ВН-СН), кВт	720
ΔРК(ВН-НН), кВт	400
ΔРК(СН-НН), кВт	350
UК(ВН-СН), %	10.5
UК(ВН-НН), %	54
UК(СН-НН), %	42
IХХ, %	0.25
Вартість, тис.грн	12380.95

1.2.6 Вибір секційного реактору.

Реактор вибирається по струму секції.

Вибираємо реактор типу РБГ 10-2500-0.14У3 з параметрами, які приведені в табл.7

Таблиця 7

UВН, кВ	Тривалий струм,А	ХНОМ, Ом	Номін.втрати на фазу,кВт	IДИН, кА	IТЕРМ, кА	tТЕРМ, C
10	2500	0,14	11	79	31,1	8

Для всіх варіантів тип секційного реактора буде однаковим.

1.3 Техніко-економічне порівняння варіантів

Техніко-економічне порівняння варіантів виконаємо в табличній формі.

Втрати потужності(млн.кВт. год)

Таблиця 8

	1		2		3
	n		n		n
ТДЦ-125000/110	-	-	1	2.1852	2	4.3704
ТДЦ-125000/330	2	4.344	1	2.172	-	-
ТДЦ-400000/330	1	4.372	1	4.372	1	4.372
АТДЦТН-400000/330/110	1	3.539	1	3.539	1	3.539
АТДЦТН-200000/330/110	1	2.6503	1	2.6503	1	2.6503
ТДЦ-80000/110	1	1.594	1	1.594	1	1.594
		16.499		16.512		16.5257

Складаємо порівняльну таблицю вартості варіантів

Таблиця 9

№ п/п	Назва і тип обладнання		1-ий варіант			2-ий варіант			3 варіант
		Ціна, тис. грн.	n	Вартість, тис.грн.	n		Вартість, тис.грн.	n		Вартість, тис.грн.
1	Трансформатор зв’язку ТДН-40000/110	1442	2	2884	2		2884	2		2884
2	Блочний трансформатор ТДЦ-125000/110	2888.89	-	-	1		2888.89	2		5777.78
3	Блочний трансформатор ТДЦ-125000/330	4180	2	8360	1		4180	-		-
4	Блочний трансформатор ТДЦ-400000/330	8209.1	1	8209.1	1		8209.1	1		8209.1
5	Автотрансформатор АТДЦТН-400000/330/110	12380.95	1	12380.95	1		12380.95	1		12380.95
6	Автотрансформатор АТДЦТН-200000/330/110	6482.6	1	6482.6	1		6482.6	1		6482.6
7	Блочний трансформатор ТДЦ-80000/110	2346.2	1	2346.2	1		2346.2	1		2346.2
8	Комірка 110 кВ	115	9	1035	10		1150	11		1265
9	Комірка 330 кВ	465	7	3255	6		2790	5		2325
10	ВЛ-110кВ,одноланцюгова	46.5	4	1860	4		1860	4		1860
11	ВЛ-330кВ,одноланцюгова	83.7	2	167.4	2		167.4	2		167.4
	Сума			46980.25			45339.14			43698.03

Розрахунок щорічних витрат тис.грн

Таблиця 10

Найменування	Варіанти
	1	2	3
Щорічні витрати на технічне обслуговування і ремонт,-всього в т.ч. ВЛ 110-330 кВ, 1.2% від К РУ 110-330 кВ, 2.4% від К	1691.289 563.763 1127.526	1632.2086 544.0696 1088.139	1573.128 524.376 1048.752
Амортизаційні відрахування,-всьго в т.ч. ВЛ 35-750 кВ, 2% від К РУ 10-750 кВ, 3.6% від К	2630.894 939.605 1691.289	2538.992 906.783 1632.2091	2446.735 873.606 1573.129
Вартість втрат, (43.61 коп/кВт.год)	7195.214	7200.883	7206.857
Разом щорічні витрати	11517.397	11372.0836	11226.72

Розрахунок:

1. Прибуток

2. Балансовий прибуток

3. Податок на прибуток

4. Поточний річний чистий прибуток

5. Інтегральний ефект

6. Рентабельність інвестицій

7. Строк окупності

Результати розрахунку показників ефективності, млн.грн

Таблиця 11

	Варіанти
	1	2	3
Прибуток	1587.404	1587.404	1587.404
Балансовий прибуток	1575.886	1576.0319	1576.177
Податок на прибуток	330.936	330.967	330.997
Поточний річний чистий прибуток	1244.95	1245.0649	1245.18
Інтегральний ефект	12428.828	12430.699	12432.569
Рентабельність інвестицій	26.555	27.517	28.551
Строк окупності	0.0376	0.0363	0.03502

Отже, за рахунок більшого значення інтегрального ефекту і менших затрат на виробництво електроенергії вибираємо 3 варіант схеми.