5. Расчет потерь электроэнергии

Потери электроэнергии в двухобмоточном трансформаторе определяются по формуле, кВтч,

,

(12)

где — потери мощности холостого хода, кВт;

—потери мощности короткого замыкания, кВт;

—расчетная (максимальная) нагрузка трансформатора, МВА;

—номинальная мощность трансформатора, МВА;

T—число часов работы трансформатора. Обычно принимают T = 8760 ч;

 — число часов максимальных потерь, ч, определяется по кривой на рисунке 4 в зависимости от числа часов использования максимальной нагрузки .

Величина определяется по графикам нагрузки на шинах НН подстанции или по графику выдачи мощности в энергосистему через трансформатор связи. Если построение графиков не произ­водится, то для трансформаторов, установленных на подстанциях, величина принимается равной потребителей на шинах НН.

Рисунок 4. Зависимость времени потерь от годового числа

часов использования максимума активной нагрузки

Для трансформаторов связи, установленных на ТЭЦ, ч:

,

(13)

где — электроэнергия, выработанная генераторами, присоеди­ненными к шинам 6—10 кВ, кВтч;

—электроэнергия, потребленная с шин 6—10 кВ, включая собственные нужды, кВтч,

,

где — максимальная нагрузка потребителей 6—10 кВ, кВт;

—максимальная нагрузка собственных нужд, кВт;

, — число часов использования максимальной нагрузки потребителей 6—10 кВ и собственных нужд соответст­венно, ч;

—максимальная мощность, передаваемая через трансформатор связи, кВт.

Потери энергии в трехобмо­точном трансформаторе (авто­трансформаторе) определяются по формуле, кВтч:

(14)

где индексами В, С, Н, обозначе­ны величины, относящиеся соот­ветственно к обмоткам высшего, среднего и низшего напряжения (ВН, СН, НН).

Величины , ,  определяются по соответствую­щим значениям аналогично описанному выше. Иногда для упро­щения принимают ==.

В каталогах для трехобмоточных трансформаторов обычно приводится величина потерь короткого замыкания для пары об­моток ВН и НН, кВт,

Если мощности всех трех обмоток одинаковы, то принимают:

.

Если номинальная мощность одной из обмоток 0,67 , то и по­тери  в этой обмотке уменьшаются умножением на 0,67. На­пример, если обмотка СН рассчитана на = 0,67, то

.

Потери энергии в трехфазных автотрансформаторах подсчиты­вают по (14), кВт,

;	(15)
;	(16)
;	(17)

где нагрузочные потери по ка­талогам, кВт.

Потери в нескольких параллельно работающих однотипных трансформаторах, кВтч,

,

где определяется по (12) или (14).

Примеры

Пример 1. Выбрать схему выдачи мощности ТЭЦ, если предполагается установить четыре турбогенератора типа ТВФ-60, , . Нагрузка на шинах 10 кВ в максимальном режиме 100 МВт, в минимальном 75 МВт, , ч. Нагрузка на шинах 35 кВ в максимальном режиме 23 МВт, в минимальном 14 МВт, , ч. Вся остальная мощ­ность выдается в сеть 110 кВ. Предполагается ч. Нагрузку собствен­ных нужд принять равной 10% установленной мощности, , ч.

Решение. Намечаем два варианта схемы выдачи мощности (рисунок 5). В обоих вариантах предусматривается установка двух трехобмоточных трансформаторов связи для обеспечения надежности электроснабжения нагрузки 35 кВ и выдачи всей избыточной мощности в сеть 110 кВ. Рассматриваемые варианты по степени надежности можно считать одинаковыми, поэтому сравнение производится без учета ущерба от недоотпуска электроэнергии.

а) б)

Рисунок 5. Схемы выдачи мощности ТЭЦ к примеру 1.

а — первый вариант; б — второй вариант.

Выбираем трансформаторы связи по условиям баланса мощности на шинах низшего напряжения (2) и (3).

В первом варианте, МВА:

;

;

.

Примечание. Реактивная мощность подсчитывается по выражению

Q = P tg,

где tg определяется по известному значению cos.

Отрицательные значения результирующих величин в скобках под корнем в выражении показывают, что при отключении одного генератора мощность передается с шин 110 кВ на шины 10 кВ.

При отключении одного генератора соответственно снижен расход на соб­ственные нужды.

Мощность трансформатора выбирается по наибольшему перетоку . Согласно (5), МВА,

.

Выбираем трансформатор ТДТН-40000/110 мощностью 40 МВА; кВт; кВт; соотношение мощностей обмоток 100:100:100%.

Во втором варианте, МВА:

;

;

.

.

Выбираем трансформатор ТДЦТН-80000/11О мощностью 80 МВА; кВт; кВт; соотношение мощностей обмоток ВН, СН и НН 100:67:100 %.

Во втором варианте при отключении одного трансформатора и передаче мощ­ности второй будет перегружаться на 150%, что допустимо лишь в зимние сутки на 1 ч. В другое время ограничивается выдача мощности до , т. е. 112 МВА. Проверка трансформаторов с учетом реальных графиков по нагрузочной способности подробно (с примером) изложена в /7, с. 330/.

Учитывая, что аварийные и плановые отключения редки, допускаем уста­новку трансформаторов мощностью 80 МВА.

Потребители стороны 35 кВ получают питание через трехобмоточныё тран­сформаторы связи: в максимальном режиме МВА;

в минимальном режиме МВА.

Выбранные трансформаторы обеспечивают передачу необходимой мощности потребителям, подключенным на стороне 35 кВ.

В блоках генератор — трансформатор установлены трансформаторы типа ТД-80000/100, характеризующиеся следующими значениями потерь: кВт; кВт.

Результаты подсчетов капиталовложений даны в таблице 1.

Таблица 1. - Капитальные затраты

Оборудование	Стоимость единицы, тыс. руб	Варианты
		первый		Второй
		Коли­чество единиц,	Общая стоимость,	Коли­чество единиц,	Общая стоимость,
		шт.	тыс. руб.	шт.	тыс. руб
Трансформатор ТДТН-40000	128	2	256
Трансформатор ТДТН-80000	169	—	—	2	338
Трансформатор ТД-80000	112	2	224	1	112
Ячейки ОРУ 110 кВ	22	4	88	3	66
Ячейки ГРУ 10 кВ	10	4	40	5	50
Секционный выключатель 10 кВ с реактором	21	1	21	2	42
Итого			629		608
С учетом индекса роста цен, k = 20			12580		12160

Определяем потери энергии в трансформаторах связи.

Первый вариант. Максимальная загрузка обмоток трансформатора (рисунок 6), МВА:

.

Мощность обмотки низшего напряжения, МВт,

Мощность обмотки среднего напряжения, МВт,

Число часов использования максимальной нагрузки по обмоткам трансфор­матора связи определяем по (13), ч,

.

По рисунку 4 определим число часов максимальных потерь, ч,

Потери электроэнергии в трансформаторе связи 40 МВА по (14), кВтч;

Потери электроэнергии в блочном трансформаторе 80 МВА по (12), кВтч:

Суммарные потери электроэнергии в двух трансформаторах связи и двух блочных трансформаторах, кВтч:

Второй вариант. Загрузка обмоток показана на рисунке 6. Подсчет и  производится аналогично первому варианту.

Рисунок 6. К определе­нию загрузки обмоток трансформаторов.

(Все мощности даны в МВА. В скоб­ках указана загрузка для второго варианта).

Потери электроэнергии в трансформаторе связи 80 МВА, кВтч:

Потери электроэнергии в блочном трансформаторе подсчитаны выше. Суммарные потери электроэнергии в двух трансформаторах связи и блоч­ном трансформаторе, кВтч:

Годовые эксплуатационные издержки :

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

;

.

б) потери электроэнергии , тыс. руб.:

; .

Дисконтированные издержки ( ; i = 0,12) , тыс. руб.:

;

.

Исходя из критерия минимума дисконтированных издержек, можно сделать вывод, что экономическое преимущество имеет второй вариант.

Пример 2. Выбрать схему выдачи мощности ГРЭС, на которой предпо­лагается установить четыре генератора типа ТГВ-200, МВт, cos = =0,85. Нагрузка на шинах 110 кВ: в максимальном режиме 280 МВт, cos = =0,92; в минимальном режиме 180 МВт, cos  = 0,92, = 6000 ч. Расход на собственные нужды принять 8% установленной мощности. Остальная мощность станции выдается в энергосистему по линиям 220 кВ. Блоки станции работают с = 6500 ч.

Решение. Намечаем два варианта схемы выдачи мощности (рисунок 7). В обоих вариантах предусматривается блочное соединение генераторов с трансформато­рами, так как нагрузка на генераторном напряжении отсутствует.

Первый вариант. Максимальный переток через автотрансформатор в режиме минимальных нагрузок на 110 кВ составит, МВА:

,

Рисунок 7. Схемы выдачи мощности ГРЭС к примеру 2.

а — первый вариант; б — второй вариант.

Примечание. Подсчет перетока через автотрансформатор произведен по полным мощностям, так как cos  генераторов и нагрузки отличается незначи­тельно. Ошибка при этом не превышает 3%.

В режиме максимальных нагрузок на шинах 110 кВ переток будет равен, МВА:

,

В аварийном режиме при отключении одного блока и максимальной нагрузке на 110 кВ с шин 220 кВ на шины 110 кВ будет передаваться мощность, МВА,

,

По максимальному перетоку выбираем автотрансформатор АТДЦТН-250000/220/110 мощностью 250 МВА; кВт; = 430 кВт; = 390 кВт;= 145 кВт.

Обмотка НН напряжением 38,5 кВ рассчитана на и используется для присоединения резервного трансформатора с. н. типа ТРДН-25000/35.

Второй вариант. Автотрансформатор включается в блоке с генератором; в этом случае его мощность по (6), МВА:

где

Выбираем два спаренных трехфазных автотрансформатора по 250 МВА такого же типа, как в первом варианте. Для резервирования собственных нужд предусматривается установка трансформатора ТРДН-25000/110, присоединен­ного к шинам 110 кВ.

В обоих вариантах в блоках, работающих на сторону 110 кВ, устанавли­ваются трансформаторы ТДЦ-250000/110 мощностью 250 МВА; ;.

В дальнейших расчетах учтены только те элементы схем, которые меняются в вариантах.

Подсчет капиталовложений сведен в таблице 2.

Таблица 2. - Капитальные затраты

Оборудование	Стоимость единицы, тыс. руб	Варианты
		первый		Второй
		Коли­чество единиц,	Общая стоимость,	Коли­чество единиц,	Общая стоимость,
		шт.	тыс. руб.	шт.	тыс. руб
Трансформатор ТДЦ-250000/110	228	2	456	1	228
Автотрансформатор АТДЦТН-250000-220/110	307	1	307	2	614
Резервный трансформатор с.н. ТРДН-250035	54	1	54	—	—
То же типа ТРДН-25000/110	98	—	—	1	98
Ячейка 35 кВ	19	1	19	—	—
Ячейка генераторного выключателя	16	—	—	1	16
Итого			836		956
С учетом индекса роста цен, k = 20			16720		19120

Максимальная мощность, протекающая в блочном трансформаторе, МВА,

.

Число часов максимальных потерь (по рисунку 4), ч,

.

Потери электроэнергии в блочном трансформаторе, кВтч,

Максимальный переток через автотрансформатор в первом варианте, МВА,

S_м = 236,4.

Число часов использования максимальной нагрузки, (по формуле 13), ч,

.

Число часов максимальных потерь, (по рисунку 4), ч,

.

Потери электроэнергии в автотрансформаторе в первом варианте опреде­ляем по (15) и (16), кВтч,

Обмотка НН нормально не нагружена, поэтому нагрузочные потери в ней равны нулю.

Потери определяем по (14), кВтч,

Потери электроэнергии в двух автотрансформаторах во втором варианте определяем, исходя из максимальной нагрузки обмоток, МВА,

,

,

Подсчет произведен по (13), в результате находим число часов максимальных потерь, ч,

Потери к. з. в обмотке НН по (17), кВт,

Потери электроэнергии, кВтч,

В первом варианте суммарные потери электроэнергии в двух блочных тран­сформаторах и одном автотрансформаторе составят, кВтч,

Во втором варианте суммарные потери электроэнергии в одном блочном трансформаторе и двух автотрансформаторах составят, кВтч,

Годовые эксплуатационные издержки :

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

;

.

б) потери электроэнергии , тыс. руб.,

; .

Дисконтированные издержки ( ; i = 0,12) , тыс. руб.,

;

.

Исходя из критерия минимума дисконтированных издержек, можно сделать вывод, что экономическое преимущество имеет первый вариант.

Литература

1. Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций. – М.: Энергоатомиздат, 1987. – 648 с.

2. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов и их отбору для финансирования (Офиц. изд.,). Госстрой России, Минэкономики РФ, Минфин РФ, Госкомпром России. – М.: 1994. – 80 с.

3. А.В. Мочалов. Оценка эффективности инвестиций в бизнес – планировании. – Киров, изд. ВятГТУ, 1995. – 206 с.

4. Практикум по финансовому менеджменту. Под ред. академика АМИР Е.С. Стояновой. – М.: “Перспектива”, 1997.

5. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций : Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. – М.: Энергоатомиздат, 1989. – 608 с.

6. Справочник по проектированию электроэнергетических систем. В.В. Ершевич, А.Н. Зейлигер, Г.А. Илларионов и др. Под ред. С.С. Рокотяна и И.М. Шапиро. 3-е изд. перераб. и доп. – М.: Энегроатомиздат, 1985.

7. Электрическая часть станций и подстанций: Учеб. для вузов/ А.А. Васильев, И.П. Крючков, Е.В. Наяшкова и др. Под ред. А.А. Васильева. – 2-е изд., перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат, 1990.