5. Выбор числа и мощности трансформаторов на подстанциях

На подстанциях, питающих потребителей 1-й и 2-й категорий, для бесперебойности электроснабжения число трансформаторов должно быть не меньше двух. Мощность трансформаторов выбирают с учётом допустимой перегрузки до 40%:

Sт ≥ Sнб/1,4. (5.1)

Мощность однотрансформаторной подстанции определяют по максимальной нагрузке трансформатора в нормальном режиме (до 100 %).

Коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном и в послеаварийном режимах:

(5.2).

Рассчитав по формуле 5.1 необходимые мощности трансформаторов, принимают по каталогам конкретные типы трансформаторов. Затем определяют коэффициенты загрузки трансформаторов в нормальном и в послеаварийном режимах.

Результаты расчётов сводят в табл. 5.1, а каталожные данные трансформаторов в табл. 5.2.

Таблица 5.1

Выбор трансформаторов для варианта В-2 и В-1.

Номер подстанции	Суммарная подключенная в момент максимума мощность, МВ·А	Мощностьтрансформаторов с учетом допустимой перегрузки, МВ·А	Число выбранных трансфор-маторов	Номинальная мощность каждого из выбранных трансформаторов, МВ·А	Загрузка каждого трансформатора
					в нормальном режиме, %	в аварийном режиме, %

Таблица 5.2

Параметры трансформаторов

Тип и мощность, МВ·А	Uном обмоток, кВ			Uк, %			∆Рк, кВт	∆Рх, кВт	Iх, %
	ВН	СН	НН	В-С	В-Н	С-Н

6. Технико – экономическое сравнение вариантов

При технико-экономическом сравнении 2-х вариантов допускается пользоваться упрощёнными методами расчётов, а именно: не учитывать потери мощности в трансформаторах и линиях при определении распределения мощности в сети; находить распределение мощности в замкнутых сетях не по сопротивлениям линий, а по их длинам; не учитывать влияния зарядной мощности линий; определять потери напряжения по номинальному напряжению.

Годовые эксплуатационные расходы и себестоимость передачи электроэнергии не характеризуют в полной мере повышения производительности труда на единицу продукции, не дают полного представления об экономичности, т. к. не учитывают затрат труда на производство прибавочного продукта. В полной мере оценку эффективности капиталовложений и экономичности того или иного сооружения может быть только учёт затрат всего общественного труда, необходимого для производства продукции.

Приведенные затраты могут быть определены по формуле:

З=р_н·К+Гэ, (6.1)

где р_н=0,12-нормативный коэффициент эффективности капиталовложений;

К- капитальные затраты на сооружение электрической сети;

К=К_л+К_пс (6.2)

Капитальные затраты на сооружение ЛЭП

К_л=К_о·ℓ, (6.3)

где К_о- стоимость сооружения воздушных ЛЭП на 1 км длины.

Рассчитывают стоимость линий в ценах 1991 года для двух вариантов. Результаты сводят в таблицу 6.1.

Таблица 6.1

Стоимость линий

Номер ветвей схемы	Длина линии, км	Марка и сечение провода, количество цепей	Удельная стоимость, тыс. руб./км	Полная стоимость линии, тыс. руб.
Вариант 1
Итого
Вариант 2
Итого

Капитальные затраты на сооружение подстанций:

Кпс=Кт·m+Кру+Кпост, (6.4)

где Кт- стоимость трансформаторов,

Кру- стоимость сооружения открытых распределительных устройств,

Кпост- постоянная часть затрат по подстанциям.

Эти данные приводятся в таблицах [1] . Результаты расчетов стоимости подстанций для двух вариантов сводят в таблицу 6.2.

Таблица 6.2

Стоимость подстанций

Номер узла	Стоимость трансформаторов, тыс. руб.	Постоянная часть затрат, тыс. руб.	Стоимость распределительных устройств, тыс. руб	Полная стоимость подстанции, тыс. руб.
Вариант 1
Итого
Вариант 2
Итого

Годовые эксплуатационные расходы:

, (6.5)

где α_а+ α_р– отчисления на амортизацию и обслуживание, %;

- для силового оборудования и - для воздушных ЛЭП.

Δ W – потери энергии в трансформаторах и линиях, МВт·ч;

β – стоимость 1 кВт·ч потерянной энергии, руб./кВт·ч; для силового оборудования β=1,75·10 руб./кВт·ч, для воздушных ЛЭП β=2,23·10 руб./кВт·ч.

Потери энергии в трансформаторах:

Δ W_т =∆Р_х·Т +∆Р_к·( S_нб / S_ном) ²· τ , (6.6)

где ∆P_х и ∆Р_к - потери холостого хода и короткого замыкания, кВт;

S_нб - наибольшая нагрузка трансформатора, МВ·А;

S_ном – номинальная мощность трансформатора, МВ·А;

Т–продолжительность работы трансформатора, Т=8760 ч;

τ – время наибольших потерь, определяется в зависимости от продолжительности использования наибольшей нагрузки Т_нб по формуле:

(6.7).

Потери энергии в линиях:

, (6.8)

где U_ном – номинальное напряжение линии, кВ;

R_л=r_о∙ℓ - активное сопротивление линии, Ом, состоящее из активного сопротивления на единицу длины линии, Ом/км и длины линии, км.

Определяют годовые эксплуатационные расходы в трансформаторах подстанции, годовые эксплуатационные расходы в линиях, суммарные годовые эксплуатационные расходы и приведенные затраты.

После этого выбирают более дешевый вариант и используют его в дальнейших расчётах.