3. Выбор числа и мощности трансформаторов связи на грэс, гэс и аэс

На мощных ГРЭС, ГЭС и АЭС выдача электроэнергии в систему происходит на двух (рисунок 2, б, в), а иногда на трех повышенных напряжениях.

Связь между распределительными устройствами разного напря­жения осуществляется обычно с помощью автотрансформаторов.

Мощность автотрансформаторов выбирается по максимальной величине перетока между распределительными устройствами высо­кого и среднего напряжения, которая определяется по наиболее тяжелому режиму. Расчетным режимом, в частности, может быть выдача мощности из РУ среднего напряжения в РУ высокого напряжения, имеющего связь с энергосистемой. При этом необхо­димо учитывать в расчете минимальную нагрузку на шинах СН. Более тяжелым может оказаться режим передачи мощности из РУ высокого напряжения в РУ среднего напряжения при максимальной нагрузке на шинах СН и отключении одного из блоков генератор-трансформатор, присоединенных к этим шинам.

Число автотрансформаторов связи определяется схемой при­легающего района энергосистемы. При наличии достаточно жестких дополнительных связей в энергосистеме между линиями высокого и среднего напряжения на станции может быть установлен один автотрансформатор. Если такой связи в энергосистеме нет, то для увеличения надежности устанавливаются два автотрансформатора.

Возможна установка автотрансформаторов в блоке с генерато­ром (рисунок 2, в). В этом случае мощность автотрансформаторов выбирается с учетом коэффициента выгодности. Обмотка низкого напряжения рассчитывается на типовую мощность автотрансформатора, МВА:

где — номинальная мощность автотрансформатора по каталогу, МВА;

—коэффициент выгодности.

Обмотка низкого напряжения должна быть рассчитана на полную мощность генератора, МВА:

,

откуда номинальная мощность, МВА:

(6)

Коэффициент зависит от коэффициента трансформации автотрансформатора и находится в пределах 0,33— 0,667.

Соответственно мощность автотрансформатора, работающего в блоке с генератором, составляет, МВА:

.

(7)

Увеличение мощности автотрансформатора, работающего в блоке с генератором, снижает эффективность использования схемы связи, показанной на рисунке 2, в. В этой схеме автотрансформатор работает в комбинированном режиме, т. е. передает энергию со стороны низшего напряжения на сторону высшего или среднего напряжения и обеспечивает переток мощности между РУ среднего и высшего напряжения. Комбинированные режимы работы автотрансформаторов требуют строгого контроля загрузки обмоток, что показано в /1/.

Окончательный выбор того или иного способа присоединения автотрансформаторов должен быть обоснован технико-экономическим расчетом.

4. Экономическое обоснование выбора главной схемы электрических соединений

В условиях рыночной экономики при проведении технико-экономических расчетов следует руководствоваться основными положениями новой российской методики обоснования экономической эффективности инвестиций /2/.

С учетом особенностей электроэнергетики, при обосновании частных технических решений в проекте электрической станции может быть использован критерий минимума дисконтированных издержек, который имеет следующий вид /3/:

;

(8)

где: n - количество факторов производства,

- норматив оценки использования j-го фактора производства,

- расход j-го фактора производства (инвестиции и текущие издержки производства, без амортизации). Затратные показатели, например инвестиции, представляют собой непосредственно произведением .

- расчетный период, обычно равный жизненному циклу проекта, который включает в себя период создания и функционирования объекта. Расчетный период может быть принят в расчетах исходя из нормы амортизации по электрооборудованию:

= 4,4%, следовательно года,

i – коэффициент дисконтирования, зависящий от условий финансирования, равный предельной (замыкающей) норме эффективности капитала для данного инвестора (если инвесторов несколько, то может быть принят равным средневзвешанной стоимости капитала /4/). В учебных расчетах для современных условий финансирования электроэнергетики можно принять величину i = 0,08 – 0,15.

Количество и состав факторов, учитываемых в показателе “ДИ” зависит от вида решаемой задачи. Так, например, при выборе главной схемы электрических соединений в качестве основных факторов следует рассматривать: инвестиции (т.е. капитальные вложения) К, затраты на обслуживание и ремонт И_о,р, стоимость потерь электроэнергии И_пот и ущерб от недоотпуска электроэнергии потребителям (если схемы отличаются по надежности).

Ущерб от недоотпуска электроэнергии определяется только в том случае, если сравниваемые варианты существенно отличаются по надежности питания. Для учета этой величины необходимо знать вероятность и длительность аварийных отключений, характер производства и ряд других факторов, более подробно рассматриваемых в специальной литературе. В учебном проектировании сравне­ние вариантов, как правило, производится без учета ущерба от недоотпуска электроэнергии.

При решении данной задачи полагаем, что инвестиции осуществляются единовременно в течение одного года, до момента начала строительства объекта. Тогда формула ДИ для k-ого варианта с учетом приведенных затрат к началу периода строительства может быть представлена в следующем виде:

.

(9)

Инвестиции (капитальные вложения) по сравниваемым вариантам могут быть определены по укрупненным показателям стоимости отдельных элементов схемы с учетом индекса роста цен на рассматриваемый момент времени. В расчетах, проводимых в 1999 году, его величина может быть принята в пределах 15-20 (по данным Кировпроекта). При этом одни и те же элементы схемы, повторяющиеся в сравниваемых вариантах, могут не учитываться. Расчетные стоимости трансформаторов и автотрансформаторов, комплектных трансформаторных подстанций, ячеек распределительных устройств приведены в /5,6/.

Текущие издержки при выборе главной схемы электрических соединений упрощенно могут быть рассчитаны следующим образом:

а) издержки на обслуживание и ремонт , тыс. руб.:

,

(10)

где – норматив отчислений на обслуживание и ремонт может быть принят (в соответствии с /5,6/):

• для воздушных линий 35 кВ и выше, на стальных и железобетонных опорах – 0,8%;

• силового оборудования до 150 кВ – 5,9%;

• силового оборудования 220 кВ и выше – 4,9%.

б) потери электроэнергии могут быть оценены по среднему тарифу на э/э соответствующей энергосистемы , тыс. руб.:

,

(11)

В настоящее время в ориентировочных расчетах на основании данных действующих энергетических предприятий может быть принято в пределах 25-35 коп./кВтч.