1.3. Выбор числа и мощности силовых трансформаторов на проектируемой подстанции

Исходя из требований обеспечения надежности электроснабжения потребителей, нормами технологического проектирования подстанций на районных подстанциях, имеющих потребителей первой и второй категорий, как правило, предусматривается установка двух трансформаторов /4/.

Мощность трансформаторов двухтрансформаторной подстанции определяется на основании технико-экономического сравнения двух-трех вариантов мощности. Для первого варианта мощность трансформатора можно подсчитать по формуле

, кВ·A, (3-1)

где S_max - максимальная нагрузка подстанции, кВ∙А (по заданию);

К_I-II - коэффициент участия потребителей I и II категорий (по заданию);

К_ав - принятый коэффициент допустимой аварийной перегрузки.

Аварийная длительная перегрузка силовых масляных трансформаторов с системами охлаждения М, Д, ДЦ и Ц допускается на 40 % (К_ав=1,4) в течение не более 5 суток на время максимума нагрузки общей продолжительностью не более 6 часов в сутки, если нагрузка в доаварийном режиме не превышала 93 % номинальной.

Если хотя бы одно из этих требований не выполняется, аварийная перегрузка согласно ГОСТ 14209-69(85) и ПТЭ допускается на 30 % (К_ав=1,3) в течение 120 минут.

Полученный по формуле (3-1) результат округляется до ближайшего большего (стандартного значения) по шкале ГОСТ 9680-77Е.

Ежегодные потери электроэнергии в трансформаторах ΔW_р,_год определяют по известным формулам /2, 3/.

В двухобмоточных трансформаторах годовые потери вычисляют при условии отключения одного из трансформаторов при малых нагрузках:

, кВт·ч, (3-4)

где S₁, S₂ – нагрузки годового графика;

t₁, t₂ – соответственно, продолжительность этих нагрузок;

n – число включенных трансформаторов одинаковой мощности на данной ступени графика;

S_ном – номинальная мощность трансформатора.

Мощность, при которой экономически целесообразно отключить один из n трансформаторов, определяется из выражения

, кВ∙А, (3-5)

где К_эк – экономический эквивалент для перевода квар в кВ. Для трансформаторов в районных сетях 35-220 кВ К_эк=0,08.

Полученная по (3-5) S_Э,Т наносится на годовой график нагрузок каждого варианта.

В трехобмоточных трансформаторах годовые потери определяют по следующей формуле (при S_ном,ВН = S_ном,СН= S_ном,НН):

, кВт·ч, (3-6)

где , кВт, – приведенные потери холостого хода трансформатора;

, кВт, – приведенные потери короткого замыкания трансформатора;

– реактивные потери холостого хода трансформатора;

– реактивные потери короткого замыкания трансформатора.

Нагрузочные потери обмоток Р_КЗ,ВН; Р_КЗСН и Р_КЗ,НН подсчитывают по формулам приведения.

Если мощность каждой обмотки равна 100%S_ном, то потери P_кз отдельных обмоток находятся из соотношений

(3-7)

,

где P_{кзвн-сн}, P_{кзвн-нн}, P_{кзсн-нн} – потери в обмотках трехобмоточного трансформатора, полученные из опытов КЗ с попарным участием обмоток ВН, СН и НН, кВт, определяемые по каталогу /3/.

Если в каталоге дана одна величина P_{кзвн-нн}, то потери короткого замыкания каждой обмотки одинаковы и равны 0,5P_{кзвн-нн}, т.е.

, (3-8)

где P_{кзвн-нн} – общие активные потери короткого замыкания на весь трехобмоточный трансформатор.

В трехфазных двухобмоточных трансформаторах с расщепленной обмоткой низшего напряжения годовые потери определяют по формуле (3-6) трехобмоточного трансформатора. При этом принимают S_НН,1 = S_НН,2 = =0,5S_ном и Р_КЗ,НН,1 = Р_КЗ,НН,2 = 0,5Р_{КЗ,ВН-НН} двухобмоточного трансформатора той же мощности с нерасщепленной обмоткой.

При оценке экономической эффективности необходимо обязательное рассмотрение двух и более вариантов технических решений, обеспечивающих достижение одной цели.

Сравнение различных вариантов мощности трансформаторов на подстанции и выбор лучшего из них рекомендуется производить с использованием интегральных показателей относительной экономической эффективности.

При сравнении различных вариантов проекта они должны быть приведены к сопоставимому виду.

К числу интегральных показателей экономической эффективности относятся /5/:

– интегральный эффект или чистый дисконтированный доход (ЧДД);

– индекс доходности (ИД);

– внутренняя норма доходности.

Интегральный эффект (Э_инт) определяется как сумма текущих (годовых) эффектов за весь расчетный период, приведенная к начальному шагу, или как превышение интегральных результатов (доходов) над интегральными затратами (расходами).

Расчет чистого дисконтированного дохода рекомендуется проводить следующим образом. Для этого капиталовложения разделяют на три первых года, при этом считают, что в первый год построено на сумму 40 % от всех капиталовложений, во второй – 30 % и в третий – 30 %.

Выручку подсчитывают по формуле

, руб, (3-9)

где – количество электроэнергии, переданное через подстанцию за год, кВт∙ч/год;

– индекс к стоимости объема передаваемой электроэнергии, ;

- тариф на электроэнергию, руб./кВт∙ч.

Стоимость потерь за год вычисляют по формуле

, руб, (3-10)

где – количество потерь электроэнергии за год, МВт.

Затраты на обслуживание вычисляют по формуле

, руб, (3-11)

где - капиталовложения, руб.

Прибыль от реализации

, руб. (3-12)

Налоги и сборы

, руб. (3-13)

Удельная себестоимость

, руб./кВт∙ч, (3-14)

где - налоги и сборы.

Чистый доход без дисконтирования

, руб. (3-15)

Чистый дисконтированный доход (ЧДД) для времени рассчитывают по формуле

руб, (3-16)

где - коэффициент дисконтирования.

Данные расчетов приводятся в табличной форме и в виде графика (определение сроков окупаемости вариантов проекта и возврата кредита).

Результаты сравнения полученных данных представляют в табличной форме (табл. 1).

Таблица 1

Технико-экономическое обоснование вариантов электроснабжения
Показатель	Единица измерения	I вариант	II вариант
Напряжение	кВ
Мощность	МВ∙А
Средняя рентабельность продукции	%
Средняя рентабельность производства	%
ЧДД нарастающим итогом	тыс.руб.
Индекс доходности
Срок окупаемости	лет

Выбранные трансформаторы необходимо проверить на допустимые систематические нагрузки.

Такая проверка производится для трансформаторов мощностью до 250 МВ·А, изготовленных до 1985 г., с помощью графиков нагрузочной способности трансформаторов, приведенных в ГОСТ 14209-69, представляющих собой кривые К₂ = f(К_1, t_max) для различных систем охлаждения, мощности трансформатора и эквивалентной температуры охлаждающей среды, или для трансформаторов мощностью до 100 МВ·А, изготовленных после 1985 г., с помощью таблиц норм максимально допустимых систематических нагрузок трансформаторов, приведенных в ГОСТ 14209-85 /6/.

Для того, чтобы пользоваться указанными графиками или таблицами, заданный суточный график нагрузок должен быть преобразован в эквивалентный (в тепловом отношении) двухступенчатый.

Относительная нагрузка первой ступени суточного графика (нагрузки менее S_ном,Т) определяется по формуле:

, (3-17)

второй ступени (нагрузки выше S_ном,Т) по формуле:

. (3-18)

Эквивалентную нагрузку на первой и второй ступенях суточного графика нагрузок в рассматриваемом интервале времени находят по уравнению

, кВ∙А. (3-19)

Если величина К_{2 доп}, найденная из графика нагрузочной способности, равна или превышает расчетную величину К₂ (3-18), выбранный трансформатор может работать в рассматриваемом режиме неограниченное время.

Методика определения допустимых систематических нагрузок, графики нагрузочной способности силовых трансформаторов и таблицы норм максимально допустимых систематических нагрузок трансформаторов приведены /2, 3, 6, 7/.

Расчет максимально допустимых систематических нагрузок и аварийных перегрузок двухступенчатого суточного графика нагрузки рекомендуется выполнять на ЭВМ по программе "DSNT RPP", имеющейся на кафедре ЭПП СГТУ.