Производится выбор трансформаторов собственных нужд.

Мощность трансформаторов собственных нужд (ТСН) определяется по мощности нагрузки собственных нужд , МВ·А,

,

(16)

где -коэффициент спроса, ,

МВ·А.

Выбираются трансформаторы собственных нужд ТМНС-10000/35.

Схема станции содержит ГРУ и блоки генератор – трансформатор.

Место подключения должно обеспечивать наибольшую надёжность и экономичность.

Два ТСН подключаются к секциям ГРУ (для генераторов ГРУ), остальные – к блокам генератор – трансформатор или между обмоткой низкого напряжения автотрансформаторов и генераторными выключателями.

Количество пускорезервных трансформаторов собственных нужд (ПРТСН) определяется по числу блоков. Так как на данной станции есть поперечные связи по пару, то выбирается один ПРТСН, его мощность в 1,5 раза больше мощности трансформаторов собственных нужд, т.е. более 15 МВ·А. Выбирается ПРТСН мощностью 16 МВ·А. Место установки ПРТСН- к выводам низкого напряжения трансформатора связи ГРУ, так как данное место подключения обеспечивает наилучшую экономичность(низкое напряжение) и достаточную надежность, так как электроснабжение ПРТСН осуществляется с двух сторон- от генераторов ГРУ и от системы( с РУ 110 кВ) и при выходе из строя любого элемента схемы ПРТСН будет запитан.

На ГРУ устанавливается по одному рабочему ТСН на каждую секцию.

Таблица 6 - Параметры трансформаторов собственных нужд

Тип трансформатора	SНОМ, МВ×А	UНОМ, кВ		UК,%	DPК, кВт	DРХ, кВт
		ВН	НН
ТДНС-10000/35	10	10,5	6,3	8	12	60
ТДНС-16000/20	16	10,5	6,3	10	17	85

1.5 Технико-экономическое сравнение вариантов структурной схемы

Технико-экономические расчеты в энергетике базируются на выборе варианта схемы с минимальным значением дисконтированных издержек, которые позволяют сравнить рассматриваемые варианты схем не только по различным значениям суммарных капиталовложений в каждую схему, но и по издержкам на обслуживание и покрытие потерь электроэнергии за срок окупаемости электроустановки в различных вариантах рассматриваемых схем.

Экономическая целесообразность схемы определяется по критерию минимума дисконтированных издержек, предполагая, что инвестиции осуществляются в течение одного года, до момента начала строительства объекта.

;

(17)

где к – номер варианта;

К – капитальные вложения, тыс. руб.;

Т_р – расчетный период, год;

И_орк – затраты на обслуживание и ремонт, тыс. руб.;

И_потк – стоимость потерь электроэнергии, тыс. руб.;

i – коэффициент дисконтирования, о.е.;

У – ущерб.

Т.к. сравниваемые варианты равноценны по надежности питания, то ущерб от недоотпуска электроэнергии не учитывается.

Капиталовложения К определяются по укрупненным показателям стоимости элементов схемы. Расчет капитальных затрат приведен в таблице 7.

Таблица 7 – Капитальные затраты

Оборудование	Ст-ть ед. тыс.руб.	Вариант 1		Вариант 2			Вариант 3
		Кол-во	Ст-ть	Кол-во		Ст-ть	Кол-во	Ст-ть
1	2	3	4	5		6	7	8
Тр-ры блочные:
ТДЦ-125000/110	8400	4	33600	3	25200		2	16800
Тр-ры связи:
ТРДЦН-125000/110	11760	-	-	2	23520		2	23520
АТДЦТН-250000/500/110	22530	2	45060	2	45060		2	45060
Ячейки ОРУ:
500 кВ	14796	4	59184	4	59184		4	59184
110 кВ	2778	15	41670	16	44448		15	41670
Ячейки ГРУ:
10 кВ	1470	2	2940	2	2940		2	2940
Генераторные выключатели	1056	-	-	1	1056		2	2112
Итого кап. затрат			182454		201408			191286

Предварительно принимаем схемы распредустройств:

РУ 110 кВ –две системы шин с обходной и одной секционированной системой шин, так как имеется 15 присоединений;

РУ 500 кВ – «четырехугольник», так как имеется 4 присоединения;

ГРУ 10 кВ – одна секционированная система сборных шин.

Издержки на обслуживание и ремонт И_р.о., тыс. руб.,

Ио.р. = Но.р.К,

(18)

где Н_о.р. – норматив отчислений на амортизацию и обслуживание, %, принимается равным:

• для силового оборудования 110 кВ - 5,9%;

• для силового оборудования 500 кВ – 4,9%;

• для силового оборудования 10 кВ – 6,9%.

Потери электроэнергии определяются по среднему тарифу, тыс.руб,

(19)

где – средний тариф, принимается равным 150 коп./кВт·ч;

– потери электроэнергии в трансформаторах за год, кВт·ч,

,

(20)

где – потери мощности холостого хода, кВт;

– потери мощности короткого замыкания, кВт;

– расчетная(максимальная) нагрузка трансформатора, МВ×А;

– номинальная мощность трансформатора, МВ×А;

– продолжительность работы трансформатора, равная 8760 часов у трансформаторов связи ГРУ и 8160 часов у генераторных трансформаторов.

Потери электроэнергии в автотрансформаторе , кВт·ч,

,

(21)

где  — число часов максимальных потерь, ч, определяется в зависимости от числа часов использования максимальной нагрузки ,

.

(22)