Выбор силовых трансформаторов на подстанциях

Выберем силовые трансформаторы на подстанции 1. Она является потребителем второй категории, следовательно, необходимо установить как минимум два понижающих трансформатора. Мощность каждого определим из следующего неравенства:

Выбираем ближайшее большее значение Определим коэффициент загрузки в нормальном максимальном и послеаварийном режимах:

Выбираем трансформатор ТРДЦН-160000/220 [5, табл. 6.13].

Подстанция 5 является потребителем третьей категории, поэтому достаточно установить на ней один трансформатор. Определим его мощность:

Выбираем ближайшее большее значение Определим коэффициент загрузки в нормальном максимальном режиме:

Выбираем трансформатор ТРДН-25000/110 [5, табл. 6.13].

Результаты выбора силовых трансформаторов для всех подстанций приведены в таблице 5.

Таблица 5 – Выбор силовых трансформаторов

№ ПС			Тип трансформатора
	183,728		ТРДЦН-160000/220		57,4	114,8
	136,353		ТРДЦН-100000/220		68,2	136,4
	94,588		ТРДЦН-100000/220		47,3	94,6
	147,368		ТРДЦН-160000/220		46,1	92,1
	20,841		ТРДН-25000/110		83,9	-

Параметры трансформаторов определяем по справочнику [5, табл. 6.9, 6.13]. Проведём расчёт эквивалентных параметров силовых трансформаторов. При этом считаем, что секционный выключатель QB на низшей стороне включен. Для трансформаторов на подстанции 1:

Полученные параметры для всех подстанций представлены в таблице 6.

Таблица 6 – Эквивалентные параметры силовых трансформаторов

№ ПС		шт	Продольное сопротивление	Поперечная проводимость	Потери холостого хода	Тип РПН
			0,54	19,85	6,314	36,29	0,334	1,92
			0,95	31,75	4,348	26,47	0,230	1,40
			0,95	31,75	4,348	26,47	0,230	1,40
			0,54	19,85	6,314	36,29	0,334	1,92
			2,54	55,9	2,231	14,46	0,027	0,175

1.10 Технико-экономический расчёт

Капиталовложения в ЛЭП для участка Б-2 оцениваются по следующей формуле:

где – стоимость сооружения воздушной линии с площадью сечения провода 400/64 мм² на железобетонных двухцепных опорах, район по гололёду – II, тыс. руб/км [5, табл. 9.7];

– длина трассы ЛЭП, км (см. стр. 30).

Капиталовложения в ЛЭП для остальных участков представлены в таблице 7.

Таблица 7 – Капиталовложения в воздушные линии электропередач

Участок	км	шт		тыс. руб/км	тыс. руб
Б-2			400/64	33,8
2-1			240/32	27,8
Б-4			300/39	30,0
4-3			240/32	27,8
Б-5			120/19	11,4

Суммарные капиталовложения в ЛЭП:

Капиталовложения в подстанцию рассчитаем по следующей формуле:

где – капиталовложения в трансформаторы, тыс. руб;

– капиталовложения в компенсирующие устройства, тыс. руб;

– капиталовложения в сооружение ОРУ, тыс. руб;

– постоянная часть затрат на сооружение подстанции, тыс. руб.

Определим капиталовложения для подстанции 1. Капиталовложения в трансформаторы:

где – стоимость одного двухобмоточного трансформатора 220 кВ с расщеплённой обмоткой НН и РПН, мощностью 160 МВ·А, тыс. руб [5, табл. 9.21];

– число трансформаторов на подстанции 1, шт.;

тыс. руб.

Капиталовложения в компенсирующие устройства можно оценить по следующей формуле:

где – приблизительная стоимость 1 Мвар, принимаем руб/Мвар;

– располагаемая мощность компенсирующих устройств, Мвар (табл. 1).

Рассчитаем капиталовложения в сооружение ОРУ. Подстанция 1 на стороне ВН имеет мостиковую схему с выключателями в перемычке и в цепях трансформаторов. Число выключателей на стороне ВН . Стоимость такого ОРУ для номинального напряжения 220 кВ принимаем равной [5, табл. 9.14]

Определим постоянную часть затрат. Для подстанции 220/10 кВ со схемой мостик на стороне ВН, [5, табл. 9.35].

Суммарные капиталовложения в подстанцию будут равны

Определим капиталовложения для подстанции 5. Капиталовложения в трансформаторы:

Оценим капиталовложения в компенсирующие устройства:

Подстанция 5 на стороне ВН имеет блочную схему с выключателем. Число выключателей на стороне ВН . Стоимость такого ОРУ для номинального напряжения 110 кВ принимаем равной [5, табл. 9.14]

Определим постоянную часть затрат. Для подстанции 110/10 кВ, [5, табл. 9.35].

Суммарные капиталовложения в подстанцию будут равны

Определим капиталовложения для балансирующего узла без учёта автотрансформаторов и компенсирующих устройств. Рассчитаем капиталовложения в сооружение ОРУ. Число выключателей на стороне 220 кВ , на стороне 110 кВ Стоимость ячейки принимаем для воздушных выключателей с током отключения до 40 кА [5, табл. 9.14]

Определим постоянную часть затрат. Для подстанции 220/110 кВ со сборными шинами, [5, табл. 9.35].

Суммарные капиталовложения в подстанцию будут равны

Для остальных подстанций расчёт проводим аналогично расчёту для подстанции 1. Результаты представлены в таблице 8.

Таблица 8 – Капиталовложения в подстанции

№ ПС	, шт.	, Мвар	Капиталовложения, тыс. руб.
		28,8
		38,4
		–		–
		8,1		40,5			450,5
Б		–	–	–

Суммарные капиталовложения в подстанции:

Капиталовложения в строительство сети:

Определим ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание сети. Нормы амортизационных отчислений и затраты на обслуживание принимаем по справочнику [5, табл. 8.2]. Для линий электропередач:

Для подстанций

Ежегодные издержки на возмещение потерь электроэнергии:

Потери электроэнергии рассчитаем по методу наибольших потерь. Определим время наибольших потерь

Нагрузочные потери мощности в линиях и трансформаторах, потери холостого хода в трансформаторах определены в ходе расчёта установившегося режима (приложение В). Можно рассчитать годовые потери электроэнергии холостого хода:

Потери электроэнергии в линиях:

Потери электроэнергии в трансформаторах:

Тогда суммарные нагрузочные потери электроэнергии будут равны

Стоимость 1 кВт ч потерь электроэнергии находим в справочнике [5, рис. 8.1]:

Суммарные издержки будут равны

Определим приведённые затраты на сооружение сети:

где – коэффициент сравнительной эффективности капитальных вложений ( .

Таблица 9 – Технико-экономические показатели проектируемой РЭС

, тыс. руб.	, тыс. руб.

2 Расчётная часть