Выбор силовых трансформаторов и автотрансформаторов в схемах подстанций или электростанций

Занятие 1. Выбор силовых трансформаторов и автотрансформаторов в схемах подстанций или электростанций.

При проведении практических занятий и выполнении практических расчетов по этой теме студент должен изучить особенности построения суточных графиков нагрузки районных подстанций и годовых графиков по продолжительности нагрузок, уметь определить из графиков нагрузки технико-экономические показатели. Необходимо овладеть практическими навыками технико-экономических расчетов по выбору числа и мощности силовых трансформаторов, уметь выбрать силовые трансформаторы на районной понизительной подстанции с учетом их нагрузочной способности (знать особенности определения систематических нагрузок и аварийных перегрузок силовых трансформаторов).

Пример 1. Выбрать число и мощность силовых трансформаторов на подстанции.

Исходные данные и  краткая характеристика проектируемого объекта.

Питание подстанции 1 осуществляется подключением к двухцепной воздушной линии. Напряжение линии = 110 кВ. Подключение производится на расстоянии 44 км от подстанции А. Подстанция 1 является тупиковой.

 

    

Рисунок 1 – Схема сетевого района

 

Исходя из требований надежности электроснабжения потребителей, норм технологического проектирования подстанций на районных подстанциях, имеющих потребителей I и II категории, как правило, предусматривается установка двух трансформаторов.

Проектируемая подстанция питает потребителей I, II и III категории, поэтому для надежности электроснабжения потребителей принимаем к установке два трансформатора, которые для ограничения токов КЗ в нормальном режиме работают раздельно. В случае выхода из строя одного из трансформаторов, второй должен обеспечить электроснабжение потребителей I и II категории на время устранения неисправности.

Подстанция 1 находится в в умеренной климатической зоне. Средняя расчётная температура воздуха составляет:

1. в зимний период  от - 8 до –13,6 ºС;
2. в летний период  от +27 до +30,2 ºС.

Глубина промерзания  грунтов 1,4 м. Территория относится  к третьему снеговому району 1 кПа и II району по гололеду. Второй ветровой район -  0,3 кПа. Грунтовым основанием  является суглинок. Зоны с загрязненной или агрессивной средой отсутствуют. Питание подстанции 1 осуществляется от подстанции А на напряжении 110 кВ.  

Основными потребителями электрической энергии являются: прилегающие села, теплица, коровник, птицефабрика, элеватор. По надежности электроснабжения проектируемые электроприемники относятся к I, II и III категории. Ток отключения выключателя подстанции А равен 12,9 кА.

Обработка графиков нагрузок.

Построим график нагрузки потребителей в именованных единицах.

       Количество энергии потребляемой в год

,    (1.1)

где - нагрузка потребителей; - время использования нагрузки

Среднегодовая нагрузка подстанции

                                                       ,                       (1.2)

                                       МВт.

Время использования максимума

                                                   ,              (1.3)

                                     ч.

Определяем коэффициент нагрузки

                                                      ,              (1.4)

                                               .

Рисунок 2 – Суточный график нагрузок

Рисунок 3 – Годовой график нагрузки

Выбор числа и мощности силовых  трансформаторов.

Так как имеются потребители I и II категории, исходя из обеспечения надежности электроснабжения предусматриваем установку на подстанции двух трансформаторов.

Мощность трансформаторов  определим на основании технико-экономического сравнения трех вариантов мощности. Мощность трансформатора определяем по формуле

                                                         ,                      (1.5)

где  – максимальная нагрузка подстанции; – коэффициент участия потребителей I и II категорий; – принятый коэффициент аварийной перегрузки, = 1,4, так как аварийная длительная перегрузка силовых масляных трансформаторов на 40 %  допускается по ПУЭ в течение не более 5 суток на время максимума нагрузки общей продолжительностью не более 6 часов в сутки.

                                               МВА;

                                                   МВА.    

Для сравнения принимаем следующие типы трансформаторы, указанные в таблице 1.

Таблица 1 – Технические параметры силовых трансформаторов

Тип трансформатора	Uном,кВ		Uк,%	Pк,кВт	Pх,кВт	Iх,%	Qх,квар
	ВН	НН
ТДН-6300/110	115	11	10,5	44	10	1	70
ТДН-10000/110	115	11	10,5	60	14	0,7	112
ТДН-16000/110	115	11	10,5	85	19	0,7	175

 

Проводим проверку по перегрузочной способности трансформаторов в аварийном режиме при отключении одного из трансформаторов.

                                      Вариант 1  

                                                

проверка по перегрузочной  способности трансформатора ТДН-6300/110 показала нецелесообразность его установки на подстанции.

Вариант 2 

Вариант 3 

проверка показала, что трансформаторы ТДН-10000/110 и ТДН-16000/110 проходят по перегрузочной способности.

Определяем ежегодные потери в  трансформаторах  , кВт×ч/год

                                     ,                    (1.6)

где – количество трансформаторов; - время максимальных потерь,

         ч.

        

            

Определим капитальные затраты по формуле:

                                                       ,                     (1.7)

где – расчетная стоимость трехфазных трансформаторов, по [4,с.333]; - коэффициент удорожания, = 30.

К₂ = 2×40×30 = 2400 тыс. тен;

К₃ = 2×48×30 = 2880 тыс. тен.

 

Проведем выбор экономичной мощности трансформаторов с использованием интегральных показателей экономической эффективности.

К числу интегральных показателей экономической эффективности  относятся:

- интегральный эффект  или чистый дисконтированный  доход (ЧДД);

- индекс доходности (ИД).

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

Величина  (чистого дисконтированного дохода) вычисляется по формуле

,          (1.8)

где - результаты, достигаемые на t-ом шаге расчета; - затраты (без капитальных), осуществляемые на t-ом шаге расчета; Т – продолжительность расчетного периода или горизонт расчета; - коэффициент дисконтирования,

,           (1.9)

где Е – норма дисконта, равная приемлемой для инвестора  норме дохода на капитал; t – номер шага расчета, как правило, по годам, начиная с момента начала осуществления проекта; - сумма дисконтированных капиталовложений,

,          (1.10)

где  - капиталовложения на t-ом шаге.

Индекс доходности (ИД) представляет собой отношение суммы  приведенных эффектов к величине дисконтированных капиталовложений

.       (1.11)

Срок окупаемости – минимальный временной интервал (от начала осуществления проекта), за пределами которого интегральный эффект (ЧДД) становится неотрицательным. Иными словами это – период (измеряемый в годах или месяцах), после которого первоначальные вложения и другие затраты покрываются суммарными результатами (доходами) его осуществления. Срок окупаемости находится графически, после определения интегральных эффектов.

После определения интегральных показателей экономической эффективности проекта необходимо оценить финансовое состояние предлагаемого проекта. В качестве критериев финансовой оценки используются рентабельность производства и рентабельность продукции.

Рентабельность производства определяется:

,        (1.12)

где - валовая прибыль от производственно-хозяйственной деятельности по годам расчетного периода Т, тыс.руб/год; - стоимость производственных фондов, тыс.руб; Т – период ввода объекта в эксплуатацию.

Рентабельность продукции определяется

,      (1.13)

где - чистая прибыль от производственно-хозяйственной деятельности t-го года, тыс.руб/год; - выручка от реализации t-го года, тыс.руб/год.

Внутренняя норма доходности (ВНД) представляет собой ту норму  дисконта , при которой величина приведенных эффектов равна приведенным капиталовложениям. Иными словами (ВНД) является решением уравнения

                                                         .      (1.14)

Если расчет интегрального  эффекта (ЧДД) проекта дает ответ  на вопрос, является он эффективным или нет при заданной норме дисконта Е, то ВНД проекта определяется в процессе расчета и затем сравнивается с требуемой инвестором нормой дохода на вкладываемый капитал. В случае, когда ВНД равна или больше требуемой инвестором  нормы дохода на капитал, капиталовложение в данный проект оправдано.

Результаты расчета представлены в таблицах 2–4 и на рисунке 4.

 

 

Рисунок  4 – Графическое  определение срока окупаемости 

 

Таблица 2 – Ожидаемые технико-экономические показатели при установке на подстанции трансформаторов ТДН-10000/110 кВ

Показатели	Единицы измерения	Величина показателя по годам
		2006	2007	2008	2009	2010	2011	2012	2013	2014	2015	2016	2017	2018
Выручка от реализации	тыс.тен.	-	-	-	18900	20475	22050	22575	23100	23625	24150	25200	26775	28350
Капиталовложения	тыс.тен.	7150,4	5362,8	5362,8	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Тариф на эл.эн.	тен/кВт*ч	0,7	0,75	0,825	0,9	0,975	1,05	1,075	1,1	1,125	1,15	1,2	1,275	1,35
Удельная себестоимость передачи и распределения эл.эн	тен/кВт*ч	-	-	-	0,176	0,190	0,204	0,209	0,214	0,218	0,223	0,232	0,247	0,261
Затраты на потери эл.эн. В системе	тыс.тен.	-	-	-	1350	1462,5	1575	1612,5	1650	1687,5	1725	1800	1912,5	2025
Отчисления на эксплутационное обслуживание	тыс.тен.	-	-	-	1072,56	1072,56	1072,56	1072,56	1072,56	1072,56	1072,56	1072,56	1072,56	1072,56
Налоги и сборы	тыс.тен.	-	-	-	9886,464	10763,964	11641,46	11933,964	12226,46	12518,964	12811,46	13396,46	14273,964	15151,464
Чистый доход (без дисконтирования)	тыс.тен.	-7150,4	-5362,8	-5362,8	6591,0	7176,0	7761,0	7956,0	8151,0	8346,0	8541,0	8931,0	9516,0	10101,0
Коэффициент дисконтирования	-	1,331	1,21	1,1	1	0,91	0,83	0,75	0,68	0,62	0,56	0,51	0,47	0,42
Чистый доход с дисконтированием(без учёта амортизации)	тыс.тен.	-9517,2	-6489,0	-5899,1	6591,0	6530,1	6441,6	5967,0	5542,7	5174,5	4782,9	4554,8	4472,5	4242,4
ЧДД нарастающим итогом	тыс.тен.	-9517,2	-16006,2	-21905,3	-15314,3	-8784,1	-2342,5	3624,5	9167,1	14341,6	19124,6	23679,4	28151,9	32394,3
Рентабельность производства	%	-	-	-	92,2	100,4	108,5	111,3	114,0	116,7	119,4	124,9	133,1	141,3
Рентабельность продукции	%	-	-	-	34,9	35,0	35,2	35,2	35,3	35,3	35,4	35,4	35,5	35,6
Валовая прибыль	тыс.тен.	-	-	-	16477,44	17939,94	19402,44	19889,94	20377,44	20864,94	21352,44	22327,44	23789,94	25252,44