Технико-экономическое сравнение вариантов разработки главной схемы электрических соединений подстанции

3 ТЕХНИКО – ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ ВАРИАНТОВ

При  разработке  главной  схемы  электрических  соединений  подстанции рассматриваются два варианта, отличающихся составом и схемами подключения основного оборудования, схемами РУ, когда заданным техническим требованиям удовлетворяют несколько схем. На основании технико-экономического сопоставления вариантов требуется определить оптимальное решение.

В данном курсовом проекте будет рассматриваться одна и та же схема, но с трансформаторами разной мощности (25 МВА и 40 МВА).

Проведем оценку рассматриваемого варианта схемы проектируемой подстанции по минимуму приведенных затрат З, о.е./год, которые определяются из выражения:

                                                                            (3.1)

где    рн  – нормативный коэффициент эффективности, 1/год, принимаем 0,12;

К – капиталовложения, о.е.;

И – годовые издержки, о.е./год;

У – математическое ожидание ущерба от недоотпуска электроэнергии, о.е./год.

Капиталовложения в подстанцию:

Таблица 2.1 – Расчет капиталовложений по двум вариантам

Годовые эксплуатационные издержки:

                                                                         (3.2)

где – амортизационные отчисления;

– издержки на обслуживание электроустановки;

– издержки, обусловленные потерями энергии в проектируемой установке;

Амортизационные отчисления:

где  a – норма амортизационных отчислений для силового оборудования, принимаем .

 Издержки на обслуживание электроустановки:

где   b– норма отчислений на обслуживание, при ;

 Издержки, обусловленные потерями энергии:

где  – удельные затраты по возмещению потерь; принимаем                      ;

–годовые потери энергии, .

где τ – время максимальных потерь. Значение τ определим по формуле:

где    – время использования максимальной нагрузки:

где  – время использования максимальной нагрузки на среднем напряжении равна 4500 часов,   –  время использование максимальной нагрузки на низкой стороне, которая равна 4000 часов.

.

.

.

Т.к. в каталогах для трехобмоточных трансформаторов приведена величина потерь короткого замыкания только для пары обмоток высшего и низшего напряжения , то при одинаковой мощности всех обмоток принимают .

Годовые эксплуатационные издержки для трансформаторов ТДТН-25000/220/35/10

Амортизационные отчисления:

Издержки на обслуживание электроустановки:

Годовые потери энергии в трансформаторе:

.

Издержки, обусловленные потерями энергии:

Ущерб от недоотпуска электроэнергии находится по следующей формуле:

                               ,                                       (3.9)

где   y₀ – удельный   ущерб   от    недоотпуска   электроэнергии,     принимаем равным 0,7 о.е./(кВт×ч);

         ω – параметр потока отказов, 1/год;

         – среднее время восстановления, ч;

         ΔP_т – аварийное снижение мощности трансформатора, кВт.

Аварийное снижение мощности трансформатора находится по формуле:

                                                         (3.10)

где   S_ном  – номинальная мощность трансформатора, МВА;

        S_расч  – мощность, передаваемая через трансформатор, МВА;

        cosj – коэффициент мощности, принимаем cosj = 0,88.

Согласно [6], таблица П.1.1, для трансформатора ТДТН-25000/220  ,  

Определим приведенные затраты для варианта с трансформаторами мощностью 25 МВА:

Годовые эксплуатационные издержки для трансформаторов ТДТН-40000/220/35/10

Амортизационные отчисления:

Издержки на обслуживание электроустановки:

Годовые потери энергии в трансформаторе:

Издержки, обусловленные потерями энергии:

Определим приведенные затраты для варианта с трансформаторами мощностью 40 МВА:

Сравниваем приведённые затраты для 2-х вариантов:

Исходя из минимума приведённых затрат, более экономичным является 2-ой вариант, с установкой двух трансформаторов типа                           ТДТН-40000/220/35/10.