Технико-экономическое сравнение вариантов трансформаторов

Выбор силовых трансформаторов осуществляется по минимуму приведенных затрат, вычисляемых для каждого варианта согласно выражению:

				(3.5.1)
где	Ен	–	нормативный коэффициент эффективности капиталовложений, 1/год, для энергетики Ен = 0,125.
	К	–	капитальные вложения, связанные с сооружением ПС, с рассматриваемым вариантом числа единичной мощности силовых трансформаторов.
	И	–	годовые издержки производства, тыс. руб.
	У	–	Предполагаемый ущерб от недоотпуска электроэнергии потребителям.

В расчете величины приведенных затрат должны включаться только элементы, отличные для разных вариантов. Так, например, если варианты имеют разное число трансформаторов, то в расчете капитальных вложений необходимо, помимо затрат самих трансформаторов, включить и затраты на сооружение РУ высокого и низкого напряжения. Для вариантов с большим числом трансформаторов потребуются дополнительные элементы, предназначенные для подключения к РУ (выключатели, разъединители), в результате чего возможен переход к другому типу схем. Величина капиталовложений может быть определена по укрупненным показателям стоимости, учитывающим заводскую цену и затраты, связанные с доставкой к месту установки, монтажом и наладкой, либо в соответствии с выражением

, где – капиталовложения в трансформаторы.

	где		–	заводская стоимость трансформатора
			–	количество трансформаторов
			–	коэффициент, учитывающий увеличение затрат в связи с транспортировкой, монтажом и наладкой.

– учитывается в том случае, если рассматривается разное число трансформаторов.

– коэффициент пересчета цен 1986 года на заданный период времени.

, где – издержки связанные с амортизацией и обслуживанием оборудования; – нормы отчислений на амортизацию и обслуживание оборудования, %.

– издержки на возмещение потерь электроэнергии в трансформаторах, тыс. руб.; где – удельное стоимость потерь, электроэнергии, коп./кВтч;

Годовые потери электроэнергии упрощенно могут быть определены выражением (3.5.2.)

				(3.5.2)
где	nт	–	количество трансформаторов
	Траб	–	число часов работы трансформаторов в год, принимается Траб =8760 ч.
		–	число часов максимальных потерь:
	Tmax	–	число часов использования максимума: Tmax = Tз + Тл
			- определяется по суточным графикам нагрузки характерного зимнего и летнего дня с учетом числа зимних (tз) и летних (tл) дней в году.

Все сравниваемые варианты должны обеспечивать одинаковый полезный отпуск электроэнергии потребителям при заданном режиме работы потребления. Каждый вариант должен обеспечивать необходимую надежность, под которой понимается способность выполнять заданные функции, сохраняя эксплуатационные показатели в условия, оговоренных в нормативных документах.

M(У) –математическое ожидание ущерба от недоотпуска электроэнергии потребителям, тыс.руб.:

				(3.5.3)
где	M(ΔW)	–	математическое ожидание недоотпуска электроэнергии из–за ненадежности электроустановки, кВтч/год;
	У0	–	удельный ущерб от недоотпуска электроэнергии, руб/кВтч;

Величина У₀ в значительной степени зависит от вида потребителей, отключаемых при аварии, и «глубины» их ограничения и колеблется в пределах от 0,1 р/кВтч до 200 р/кВтч. При проектировании, если нет других данных, целесообразно принимать 0,4–0,6 р/кВт, таким образом предполагается, что в первую очередь при авариях происходит отключение неответственных потребителей с удельным ущербом, близким к нижней границе.

При наличии двух характерных графиков нагрузки (зимний и летний день) эта величина может быть вычислена по формуле:

				(3.5.4)
где		–	недоотпуск электроэнергии потребителям, имеющийся при возникновении аварийной ситуации, при работе трансформаторов по графику характерного зимнего и летнего дня, кВтч/сут;
		–	вероятная длительность аварийных состояний при работе трансформаторов по зимнему и летнему графикам нагрузки, сут/год.

Отключения трансформатора могут быть аварийными и плановыми. Ущерб от плановых отключений силового трансформатора на этапе проектирования учитывать нецелесообразно: плановые ремонты во-первых, как правило, проводятся в период минимальных нагрузок, а во-вторых – потребители заранее извещены об отключениях и имеют возможность изменить режим работы или перейти на резервную систему питания. Аварийные отключения могут происходить в результате повреждения трансформатора или в результате аварии в прилегающей части схемы. Учет надежности схемы затруднен, ввиду того что схема еще не выбрана, поэтому для начального этапа расчета приведенных затрат целесообразно учитывать отключения трансформатора только в резутьтате аварий в нем самом.

;
где		–	количество трансформаторов;
		–	параметр потока отказов, отказ/год;
		–	среднее время восстановления, лет/отказ 11, табл. 8.4–8.5;
		–	коэффициент вынужденного простоя, отн. ед.

Таким образом, ущерб от недоотпуска электроэнергии:

где		–	удельный ущерб от недоотпуска электроэнергии потребителям, руб/кВт∙ч.

В ыражение ущерба (3.5.6) относится к простейшему случаю, когда учитывается аварийное отключение силового трансформатора только в результате аварии в нем самом.

Математическое ожидание ущерба от вынужденных (аварийных простоев У_в, тыс.руб/год, для ветви структурной схемы сети, состоящей из последовательно соединенных элементов, определяется так:

				(3.5.7)
где		–	количество элементов;
		–	параметр потока отказов, отказ/год;
		–	среднее время восстановления, лет/отказ (см. прил. табл. П4.2) 11, табл. 8.4–8.5;
	,	–	вероятности того, что аварийный простой попадет на зимний или летний период.

Окончательный выбор трансформатора выполняется на основе технико-экономического сопоставления. Технико-экономическое сравнение вариантов выбора силовых трансформаторов на ПС производится по приведенным затратам.

Расчет приведенных затрат для варианта 2 ТРДН-25000/110

1). Число часов использования максимума:

2). Число часов максимальных потерь:

3). Годовые потери электроэнергии (упрощенно):

МВт∙ч/год.

3). Издержки на возмещение потерь электроэнергии в трансформаторе:

  1,5 коп/кВт∙час; ;

4). Издержки связанные с амортизацией и обслуживанием оборудования:

– нормы амортизационных отчислений и затрат на эксплуатацию для силового оборудования РУ 110 кВ (см. [10] стр. 429 табл. 10–2);

Капитальные вложения

5). Ущерб от недоотпуска электроэнергии:

Недоотпуск электроэнергии для зимних и летних суток соответственно:

Удельный ущерб от недоотпуска электроэнергии потребителям – (определяется по рисунку (а) характеристика 1);

	Структура нагрузки
	1	2	3	4
Промышленность, %	15	70	10	35
Быт и сфера обслуживания, %	50	25	25	25
Сельское хозяйство, %	15	-	55	30
Транспорт и строительство, %	20	5	10	10

Параметр потока отказов трансформаторов – (см. таблицу 1);

Таблица 1

Параметры потока отказов отказ/год, и средняя частота плановых простоев , простоев/год, элементов электрической сети

Элементы	/
	при напряжении, кВ
	500	330	220	110	35
Воздушные линии1.:
одноцепные	0,4/10	0,5/12	0,6/13	1,1/15	1,4/9
двухцепные (оказодной цепи)	-	-	0,5/-	0,9/-	1,1/-
двухцепные (двух цепей)	-	-	0,1/-	0,2/-	0,3/-
Трансформаторы и автотрансформаторы2	0,04/6	0,04/6	0,02/6	0,02/6	0,01/6
Выключатели масляные3:
в цепях ВЛ	-	-	0,07/2	0,03/2	0,02/2
в других цепях	-	-	0,01/2	0,01/2	0,01/2
Сборные шины4	-	-	0,01/1	0,01/1	0,01/1
Отделители и короткозамыкатели3	-	-	0,04/3	0,02/3	0,01/3

1 -на 100 км; -на ВЛ.

2. на единицу; для однофазных -на фазу.

3. на единицу;

4. -присоединение; -на секцию.

Среднее время восстановления элементов электрической сетей определяется по таблице 2.

Таблица 2

Среднее время восстановления элементов электрической сетей и коэффициенты плановых простоев на одну цепь ВЛ или единицу оборудования

Элементы
	при напряжении, кВ
	500	330	220	110	35
Воздушные линии:
одноцепные	1,7	1,3	1,1	1	1
двухцепные (оказодной цепи)	-	-	0,2	0,4	0,8
двухцепные (двух цепей)	-	-	4	3	2,5
Трансформаторы и автотрансформаторы:
при отсутствии резервного	300	250	80	60	45
при наличии резервного	-	-	25	20	10
Выключатели	10	7	4,8	2,8	1,3
Сборные шины (на одно присоединение)	0,7	0,6	0,4	0,25	0,25

При оценке предполагаемого ущерба используется два подхода. В первом предполагается, что аварии, в результате которых происходит отключение трансформатора, как правило, происходят в самом трансформаторе. Считается, что отказы в схеме быстро устраняются и не влияют коренным образом на ущерб.

Второй подход предполагает, что трансформатор может отключаться не только в результате собственного отказа, а также из–за отказа других элементов в схеме электрических соединений (выключатели, секции шин, отходящие линии, и т.д.).

Вариант №1:

Приведенные затраты 2*ТРДН–25000/110 в ценах 2008 года составляют:

Технико–экономическое сравнение вариантов трансформаторов

№ п/п	Характеристика варианта		Номер варианта
			2*ТРДН–25000/110	2*ТРДН–40000/110
1	Капитальные вложения в сооружение трансформаторов, тыс. руб.		7540	9438
2	Дополнительные капитальные вложения в РУ, связанные с отличием в количестве трансформаторов по вариантам, тыс. руб.		-	-
3	Величина годовых потерь электроэнергии, МВтч/год		1440,8	1352,7
4	Величина недоотпуска электроэнергии потребителям в аварийных режимах, кВтч/сут.		111,64 / 73,84	0 / 0
5	Составляющие приведенных затрат		1508	1887,5
			708,76	887,17
			1080,62	1014,51
			2520,1	0
6	Приведенные затраты, тыс. руб.		5817,5	3789,3
7	Приведенные затраты, %		1,535	1