Выбор числа и мощности трансформаторов. Схемы электрических соединений подстанций
При проектировании электрических сетей на подстанциях всех категорий рекомендуется применять не более двух трансформаторов. Установка большего количества трансформаторов может быть допущена на основании технико-экономических расчетов. Однотрансформаторные подстанции допускается применять в следующих случаях:
– Как первый этап развития двухтрансформаторной подстанции при условии, что достижение полной нагрузки подстанции произойдет не раньше, чем через три года после ввода первого трансформатора, и наличии резервного питания по сетям среднего и низшего напряжений.
– Для питания потребителей II категории, если замена поврежденного трансформатора обеспечивается в установленные сроки, и при условии технико-экономической целесообразности с учетом возможного народнохозяйственного ущерба от перерыва электроснабжения.
– Для питания потребителей III категории, когда по состоянию подъездных путей замена поврежденного трансформатора возможна не позже, чем через 24 часа.
– При наличии второго источника питания со стороны низшего напряжения силового трансформатора.
При определении номинальной мощности трансформаторов необходимо учитывать допустимые систематические и аварийные перегрузки трансформаторов в целях снижения суммарной установленной мощности. При расчетах необходимо исходить из следующих положений:
– На двухтрансформаторных подстанциях при отсутствии резервирования по сетям вторичного напряжения мощность каждого трансформатора выбирается равной не более 0,7 суммарной нагрузки подстанции в расчетный период (в период максимальной нагрузки).
– При отключении наиболее мощного трансформатора оставшийся в работе должен обеспечить питание потребителей I и II категорий во время ремонта или замены этого трансформатора с учетом допустимой перегрузки 70%.
– На однотрансформаторной подстанции номинальная мощность трансформатора Sном выбирается исходя из максимальной расчетной нагрузки S потребителей, то есть: Sном³S
При этом следует стремиться максимально загрузить трансформаторы сети (до 100%).
Вычисляются полные мощности всех нагрузок с учетом компенсации реактивной мощности.
По результатам вычислений строятся суточные графики нагрузок в зимний период, представленные на рисунке 11.
Рисунок 11 – Суточные графики нагрузок в зимний период.
Произведем выбор трансформаторов, основываясь на результатах расчетов полных мощностей нагрузок и суточных графиков нагрузок.
На подстанциях 1,2 и 3, 4 устанавливаются два трансформатора, поскольку в состав нагрузок, подключенных к этим подстанциям, входят электропотребители I, II, III и II, III категории соответственно. На подстанции 4, в схеме сети №1 должны быть установлены два автотрансформатора, так как данная подстанция является узловой , а также необходимо обеспечить трансформацию напряжения с 220 кВ на 110 кВ и 10 кВ. А в схеме сети №4 на подстанции 4 необходимо установить два трехобмоточных трансформатора, так как необходимо обеспечить трансформацию напряжения с 220 кВ на 35 кВ и 10 кВ.
Для заданного графика нагрузки потребителей характерен шестичасовой максимум нагрузки. Исходя из этого будем брать коэффициенты перегрузки из таблиц, соответствующие шестичасовому максимуму.
Выбор трансформаторов производится на примере подстанции 1 схемы №1.
Трансформаторы на остальных подстанциях схемы №1 и схемы №4, выбранные в результате расчета приводятся в таблице 13 и таблице 14.
Определяется расчетная мощность трансформаторов:
В таком случае необходимо рассмотреть два возможных варианта: трансформаторы с номинальной мощностью 25 МВА и трансформаторы с номинальной мощностью 32 МВА.
Производится проверка на систематические перегрузки и аварийные перегрузки.
Поскольку на подстанции 1 устанавливаются два трансформатора, то полная мощность нагрузки для каждого из двух трансформаторов в нормальном режиме будет в два раза меньше, чем суммарная мощность нагрузки.
Среднезимняя температура -150С.
Оперативный резерв составляет 3% от максимальной мощности нагрузки.
Проверяются трансформаторы мощностью 25 МВА.
1) Проверка по систематическим перегрузкам.
Для этого строится график нагрузок для двух параллельно работающих трансформаторов.
Рисунок 12 - График нагрузок для двух параллельно работающих трансформаторов
Как видно из графика системных перегрузок не наблюдается.
2) Проверка по аварийным перегрузкам.
Рисунок 13 - График нагрузок для одного работающего трансформатора
Трансформатор перегружен в течении всех суток. Следовательно два трансформатора мощностью 25 МВА не подходят для подстанции 1.
Проверяются трансформаторы мощностью 32 МВА.
1) Проверка по систематическим перегрузкам.
Как видно из графика нагрузок для двух параллельно работающих трансформаторов (рис. 12), систематических перегрузок не наблюдается.
2) Проверка по аварийным перегрузкам.
Как видно из графика нагрузок для одного работающего трансформатора (рис. 13), трансформатор перегружен в течении шести часов. С учетом оперативного резерва:
С учетом оперативного резерва мощность нагрузки одного автотрансформатора:
При 
и 
применяются трансформаторы с 
, поэтому для подстанции 1 проверяются трансформаторы ТРДН-40000/110.
Начальный коэффициент загрузки:
; 
;
; 
,
что меньше допустимого 
=1,65.
Следовательно, два трансформатора марки ТРДН-40000/110 подходят для подстанции 1.
Таблица 13 – Трансформаторы, устанавливаемые на подстанциях схемы №1.
| Номер подстанции | Smax MBA | Тип трансформатора | Sав  | Sав  |  |  |  |
| 44,121 | 2×ТРДН- 40000/110 | 23,836 | 42,797 | 0,596 | 1,07 | 1,65 | |
| 32,289 | 2×ТРДН- 25000/220 | 17,38 | 31,32 | 0,7 | 1,25 | 1,65 | |
| 16,046 | 2×ТДН- 10000/110 | 8,734 | 15,565 | 0,874 | 1,56 | 1,65 | |
| 123,464 | 2×АТДЦТН-125000/220/110 | 66,707 | 119,759 | 0,534 | 0,958 | 1,65 | |
| 6,35 | ТМН- 6300/110 | 3,448 | 6,159 | 0,547 | 0,978 | 1,65 |
Таблица 14– Трансформаторы, устанавливаемые на подстанциях схемы №4.
| Номер подстанции | Smax MBA | Тип трансформатора | Sав | Sав | | | |
| 44,121 | 2×ТРДН- 40000/220 | 23,836 | 42,797 | 0,596 | 1,07 | 1,65 | |
| 32,289 | 2×ТРДН- 40000/220 | 17,38 | 31,32 | 0,435 | 0,783 | 1,65 | |
| 16,046 | 2×ТРДН- 40000/220 | 8,734 | 15,565 | 0,218 | 0,389 | 1,65 | |
| 31,008 | 2×ТДТН- 25000/220 | 16,757 | 30,077 | 0,67 | 1,203 | 1,65 | |
| 6,35 | ТМН- 6300/35 | 3,448 | 6,159 | 0,547 | 0,978 | 1,65 |
Вывод: Выбранные трансформаторы обеспечивают нормальное электроснабжение потребителей I и II категории в случае аварии.
Для выбора наиболее целесообразного варианта электрической сети необходимо учитывать стоимость оборудования подстанции. Поэтому должны быть намечены схемы электрических соединений подстанций. Способ присоединения подстанции в сети и ее главная схема определяются типом подстанции (узловая, проходная, тупиковая), числом отходящих линий, классом напряжения. Структурные схемы рассматриваемых вариантов сетей изображены на рисунках 14 и 15. Схемы электрических соединений изображены на рисунках 16 и 17.
Рисунок 14 – Структурная схема сети №1
Рисунок 15 – Структурная схема сети №4
Рисунок 16 - Схема электрических соединений варианта №1
Рисунок 17 - Схема электрических соединений варианта №4.
1.7 Технико-экономическое сравнение вариантов
Задачей технического анализа является определение технической осуществимости проекта, который выполняется в ходе составления вариантов возможной конфигурации сети и выбора основного оборудования. В результате финансово-экономического анализа дается оценка соответствия проекта критериям экономической эффективности инвестиций.
Выбор наиболее экономичного варианта производится методом сравнения дисконтированных издержек, рассчитываемых для каждого варианта. С учетом особенностей электроэнергетики при финансово-экономическом обосновании варианта используется критерий минимума дисконтированных издержек:
где 
- капитальные вложения в сооружение сети;
- издержки на капитальный и текущий ремонт и обслуживание;
- издержки на возмещение потерь электрической энергии;
i-коэффициент дисконтирования, зависящий от условий финансирования, равный предельной норме эффективности капитала для данного интервала (для условий финансирования электроэнергетики данную величину можно принять равной 0,08-0,15; в курсовом проекте принимается 
);
Т- расчетный период, равный жизненному циклу проекта; расчетный период принимается, исходя из нормы амортизации по электрооборудованию, равным 22 года.
Суммарные капиталовложения на сооружение линий электропередачи:
где 
-укрупнённый показатель стоимости 1 км воздушной линии на i-ом участке сети;
- протяженность i-го участка;
- количество одноцепных линий на i-ом участке сети;
-количество участков.
Дисконтированные издержки для схемы №1:
Для схемы №1 капиталовложения на сооружение линий электропередачи выполненной на железобетонных опорах. Сеть располагается во втором районе по гололеду.
Линия А-4 (две одноцепных, АС-240):
Линия 4-5 (одноцепная, АС-70):
Линия 4-1 (две одноцепных, АС-240):
Линия 1-2 (две одноцепных, АС-150):
Линия 2-3 (двухцепная, АС-70):
Суммарные капиталовложения на сооружение подстанций:
где 
-стоимость сооружения i-й подстанций, тыс. руб.
определяется суммированием стоимости силовых и регулировочных трансформаторов 
, компенсирующих устройств 
, распределительных устройств 
,постоянной составляющей затрат на сооружение подстанций 
.
Стоимость трансформаторов на i-ой подстанции в случае установки 
однотипных трансформаторов определяется по выражению:
где 
- укрупненный показатель стоимости, включающий (кроме стоимости самого трансформатора) затраты на монтаж, ошиновку, заземление, контрольные кабели, релейную защиту.
Подстанция 1 – два трансформатора ТРДН-40000/110:
Подстанция 2 – два трансформатора ТРДН-25000/110:
Подстанция 3 – два трансформатора ТДН-10000/110:
Подстанция 4 – два трансформатора АТДЦТН-125000/220/110:
Подстанция 5 – один трансформатор ТМН-6300/110:
При расчете стоимости распределительных устройств на каждой подстанции 
следует учесть капитальные затраты на распределительные устройства высшего, среднего (при его наличии) и низшего напряжений. Стоимость сооружения распределительных устройств каждого номинального напряжения равна:
где 
и 
– соответственно число ячеек с выключателями и стоимость каждой ячейки. В стоимость ячейки кроме стоимости самого выключателя входят стоимости всех элементов (разъединителей, измерительных трансформаторов, защитных аппаратов и т.д), а также стоимости монтажа оборудования.
Подстанция 1:
Подстанция 2:
Подстанция 3:
Подстанция 4:
Подстанция 5:
Подстанция А:
Стоимость компенсирующих устройств определяется по удельной стоимости 
и мощности установленных компенсирующих устройств:
Подстанция 1 (10*УК-10,5-1125ЛУ3):
Подстанция 2 (8*УК-10,5-1125ЛУ3):
Подстанция 3 (4*УК-10,5-900ЛУ3):
Подстанция 4 (6*УК-10,5-1125ЛУ3):
Подстанция 5 (2*УК-10,5-900ЛУ3):
Постоянная часть затрат 
, которая приближенно определяется в зависимости от напряжения и электрической схемы подстанции на стороне ВН, включает в себя стоимость сооружения общеподстанционного пункта управления, компрессорной, аппаратной маслохозяйства и складов масла, коммуникаций тепло- и водоснабжения, подъездных путей, освоения, планировки и озеленения площадки и т.п.
Суммарные капиталовложения на сооружение подстанций равны:
Капитальные вложения в сооружение сети:
Ежегодные издержки на обслуживание, текущий и капитальный ремонт линий и оборудования подстанций определяются капитальными затратами на данный элемент системы и нормы отчислений.
где 
и 
– нормы отчислений на ремонт и обслуживание воздушных линий и оборудования подстанций соответственно.
Определяются издержки, идущие на ремонт и обслуживание подстанций расчетной схемы, тыс.руб:
