Технико-экономический расчет по выбору числа и мощности силовых трансформаторов

Число трансформаторов на подстанциях 110 кВ и выше определяется категориями потребителей по требуемой степени надежности. Исходя из требований обеспечения надёжности электроснабжения потребителей, нормами расчёта тупиковых подстанций, имеющих потребителей первой и второй категорий, как правило, предусматривается установка двух трансформаторов.

Мощность трансформаторов двухтрансформаторной подстанции будем определять на основании технико-экономического сравнения двух вариантов мощности. Первый вариант рассчитываем по формуле:

(2.18).

где Smax — максимальная нагрузка подстанции, МВА;

КI-II — коэффициент участия потребителей I и II категорий;

Кав — принятый коэффициент допустимой аварийной перегрузки.

Аварийная длительная перегрузка силовых масляных трансформаторов с системами охлаждения М, Д, ДЦ и Ц на 40% (Кав=1,4) допускается по ПУЭ в течении не более 5 суток на время максимума нагрузки общей продолжительностью не более 6 часов в сутки, если нагрузка в доаварийном режиме не превышала 93% номинальной.

Если хотя бы одно из этих требований не выполняется, аварийная перегрузка согласно ГОСТ 14 209–69(85)(97) и ПТЭ допускается на 30% (Кав=1,3) в течение 120 минут.

Полученный по выше приведённой формуле результат округляется до ближайшего большего (стандартного значения) по шкале ГОСТ 9680–77.

Исходя из условий нагрузки считаю целесообразным принять Кав=1,4.

Ближайшее номинальное по шкале ГОСТ 9680–77Е значение: 40 МВА. Для технико-экономического расчета выбираем тип трансформатора с учетом максимальной расчетной мощности при отключенных потребителях 3 категории по надежности электроснабжения.

S = 27,857 МВА — ТРДН — 40 000/110;

Номинальные параметры трансформаторов приведены в таблице 1.3.

Таблица 1.3.

Технические данные трансформаторов.

Тип.

Sном, МВ•А.

Пределы регулирования.

Каталожные данные.

Расчетные данные.

Uном обмоток, кВ.

ик, %.

Рк, кВт.

Рх, кВт.

Iх, %.

Rт, Ом.

Xт, Ом.

Qх, квар

ВН.

НН.

ТРДН-40 000/110.

±9×1,78%.

10,5.

10,5.

0,65.

1,4.

34,7.

Основным показателем экономической эффективности являются годовые суммарные расчетные затраты на электроустановку.

В трехфазных двухобмоточных трансформаторах с расщепленной обмоткой низшего напряжения годовые потери определяют по формуле трехобмоточного трансформатора:

(2.19).

где Sном — номинальная мощность трансформатора.

Smax ВН — максимальная нагрузка трансформатора.

n — количество трансформаторов на подстанции Мощность, при которой экономически целесообразно отключить один из n трансформаторов.

где Кэк = 0,08 кВт/кВАр — экономический эквивалент реактивной мощности для перевода квар в кВт, коэффициент, который учитывает потери активной мощности в киловаттах, связанные с производством и распределением 1 кВАр реактивной мощности.

Реактивные потери холостого хода трансформатора.

Реактивные потери короткого замыкания трансформатора.

Приведенные потери холостого хода трансформатора:

где Кэк = 0,08 кВт/кВАр — экономический эквивалент реактивной мощности для перевода квар в кВт, коэффициент, который учитывает потери активной мощности в киловаттах, связанные с производством и распределением 1 кВАр реактивной мощности.

Приведенные потери короткого замыкания трансформатора.

(2.20).

При этом принимают SНН, 1 = SНН, 2 = 0,5SН и Ркз, НН, 1 = Ркз, НН, 2 = 0,5Ркз, ВН-НН двухобмоточного трансформатора той же мощности с нерасщепленной обмоткой, фВН = фНН1 = фНН2 = 2888 ч.

Интегральный эффект (Эинт) определяется как сумма текущих (годовых) эффектов за весь расчетный период, приведенная к начальному шагу, или как превышение интегральных результатов (доходов) над интегральными затратами (расходами).

Величина интегрального эффекта Эинт (чистого дисконтированного дохода) вычисляется по формуле:

(2.24).

где Rtрезультат (доходы), достигаемый на t-м шаге расчета;

Зt — затраты (без капитальных), осуществляемые на t-м шаге расчета;

Тпродолжительность расчетного периода, или горизонт расчета (принимается по согласованию с руководителем проекта);

Кд — сумма дисконтированных капиталовложений:

(2.25).

Где Кtкапиталовложения на t-м шаге;

аt — коэффициент дисконтирования, который рассчитывается по формуле.

(2.26).

где Е — норма дисконта, равная приемлемой для инвестора норме дохода на капитал (принимается по рекомендации консультанта);

t — номер шага расчета, как правило, по годам, начиная с момента начала осуществления проекта;

Индекс доходности (ИД) представляет собой отношение суммы приведенных эффектов к величине дисконтированных капиталовложений:

(2.27).

Внутренняя норма доходности (ВНД) представляет собой ту норму дисконта ЕВН, при которой величина приведенных эффектов равна приведенным капиталовложениям. Иными словами, ЕВН (ВНД) является решением уравнения:

(2.28).

Если расчет интегрального эффекта (ЧДД) проекта дает ответ на вопрос, является он эффективным или нет при заданной норме дисконта Е, то ВНД проекта определяется в процессе расчета и затем сравнивается с требуемой инвестором нормой дохода на вкладываемый капитал. В случае, когда ВНД равна или больше требуемой инвестором нормы дохода на капитал, капиталовложение в данный проект оправдано.

Показатели финансовой эффективности После определения интегральных показателей экономической эффективности проекта необходимо оценить финансовое состояние предлагаемого проекта (вариантов проекта). В качестве критериев финансовой оценки используются рентабельность производства, рентабельность продукции.

Рентабельность продукции определяется по формуле:

(2.29).

где Пчист — чистая прибыль от производственно-хозяйственной деятельности по годам расчетного периода Т, тыс.руб./год;

— стоимость производственных фондов, тыс.руб.;

Тпериод ввода объекта в эксплуатацию.

• 9. Пример расчета ЧДД за 2015 год для двухтрансформаторной подстанции с трансформаторами типа ТРДН-40 000/110
• 1) В = СТ •W• Y =2,79• 234 093,6•0,5 = 326 560,6 тыс. руб
• 2) Капиталовложения в подстанцию распределим по годам строительства следующим образом:
• 2012 год — 20% от К = 56 985,8 тыс. руб.
• 2013 год — 50% от К = 142 464,6 тыс. руб.
• 2014 год — 30% от К = 85 478,8 тыс. руб.
• 3) Ипот =CT••?W = 2,79•3342,17= 9324,66 тыс. руб,
• 4) Иобсл = 0,06•K =0,06•299 820,2= 17 095,8 тыс. руб.

Иобсл — рассчитывается с 2015 г по 2023 г. Величина Иобсл будет постоянной по годам этого периода.

ПВАЛ = В — Ипот — Иобсл =326 560,6 — 9324,66 -17 095,8= 300 140,2 тыс. руб Н = 0,6•ПВАЛ = 0,6•300 140,2 =180 084,1 тыс. руб Пчист = ПВАЛ — Н = 300 140,2−180 084,1 = 120 056,1 тыс. руб Удельная себестоимость трансформации электроэнергии.

руб/кВт•ч ЧДД2015 = ПЧИСТ 2015 — 0 =120 056,1 — 0 = 120 056,1 тыс. руб (так как в 2015 году не было инвестиций) ЧДД = ЧД•б =120 056,1 •1 =120 056,1 тыс. руб Эинт = -75 791,2 + (-248 173,3) + (-342 200) + 120 056,1 = -222 143,9 тыс. руб, где.

• -222 143,9 — ЧДД за 2012 год,
• -109 581,8- ЧДД за 2013 год,
• -3517,8- ЧДД за 2014 год,
• 95 393,2 — ЧДД за 2015 год.

Рентабельность продукции:

Средняя рентабельность рассчитывается после расчета вышеуказанных показателей по всем годам по формуле:

(2.30).

Индекс доходности:

Внутренняя норма доходности Евн = 0,4911 руб/руб.

Результаты расчётов ожидаемых технико-экономических показателей по данному проекту представлены в таблице 1.4. Графическое определение срока окупаемости инвестиций представлено на рисунке 1.4.

Таблица 1.4.

Технико-экономическое обоснование.

Рис. 1.4 Графическое определение сроков окупаемости проектов

На основании анализа экономической эффективности можно утверждать, что рассматриваемый расчёт является экономически выгодным, так как срок окупаемости составляет 5 лет, что меньше срока окупаемости инвестиций 8 лет, который является наиболее объективным для энергетики.

Кроме того, в проект стоит вкладывать средства, так как индекс доходности проекта больше единицы (ИД=1,47 руб./руб.).

ВНД проекта 49,11%. При расчете ожидаемых технико-экономических показателей энергетического объекта, задавались нормой доходности рубля 10%. Фактическое значение нормы доходности рубля гораздо выше. Окончательное решение за инвестором после того, как он сравнит ВНД проекта с альтернативной стоимостью вложения капитала.

Проводим проверку по перегрузочной способности трансформаторов в аварийном режиме при отключении одного из трансформаторов. При этом все потребители III-категории отключаются (40% от мощности).

Sав=65•0,6=39 МВА.

Sдоп=Sном•Кав=40•1,4=56 МВА.

Sдоп > Sав.

56 >39.

Проверка на систематические перегрузки не имеет смысла, в нормальном режиме трансформатор не перегружается, нормальный срок службы и нормальная скорость старения изоляции обеспечена.

Кратковременная аварийная перегрузка допускается в независимости от величины предшествующей нагрузки, температуры окружающей среды и места установки трансформаторов. Наибольшая кратковременная аварийная перегрузка возникает при отключении одного из трансформаторов в режиме наибольших зимних нагрузок.