Электрическая часть КЭС

Размещено на http://www.allbest.ru/

МОСКОВСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ОТКРЫТЫЙ УНИВЕРСИТЕТ

КАФЕДРА ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СИСТЕМ

Дипломный проект

ТЕМА: ЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ КЭС

Специальность: 140204

ВЫПОЛНИЛ: Михайлов А.А.

МОСКВА.

2008 г.

Содержание

Введение

1. Структурная схема КЭС

1.1 Общие сведения о проектируемой КЭС

1.2 Выбор сечения и марки проводов ЛЭП 500 и 220 кВ

1.3 Составление ряда технически возможных вариантов структурных схем

1.4 Расчет перетоков мощности для каждого варианта

1.5 Выбор трансформаторов и автотрансформаторов для каждого варианта

1.6 Расчет для каждого варианта технико-экономических показателей ТЭП

Литература

Введение

Проектирование электрических станций, подстанций, электрических сетей или систем заключается в составлении описаний еще не существующих объектов, предназначенных для производства, передачи и распределения электроэнергии. Эти описания в графической и текстовой форме составляют содержание проекта, то есть совокупность документов, необходимых для создания нового энергетического оборудования и установок.

Проектирование электрических систем и их установок содержит три этапа.

На первом этапе определяется суммарная мощность нагрузки потребителей, мощности электростанций, их размещение, состав энергоблоков, их резерв.

На втором этапе разрабатываются схемы энергетических объединений, определяется состав станций в каждой энергосистеме и пропускная способность межсистемных и внутрисистемных линий.

На третьем этапе уточняются и корректируются схемы развития энергетического хозяйства районов, а также ведётся конкретное проектирование намеченных на втором этапе и утвержденных на третьем этапе объектов: станций, подстанций, линий электропередачи и сетей.

Основные цели проектирования электрических станций, подстанций, сетей и энергосистем:

· производство, передача и распределение заданного количества электроэнергии в соответствии с заданным графиком потребления;

· надежная работа энергоустановок и энергосистем в целом;

· заданное качество электроэнергии;

· сокращение капитальных затрат на сооружение установок;

· снижение ежегодных издержек и ущерба при эксплуатации установок энергосистемы.

Расчётный проект и рабочая документация состоят из пояснительной записки с расчетами и рабочих чертежей, по которым производятся строительно-монтажные работы.

Проектируемая КЭС, общей мощностью 2500 МВт, на станции установлено 5 блоков по 500 МВт, расположена в Западной Сибири. Назначение электростанции - обеспечение электроэнергией предприятий промышленного района и системы.

В процессе выполнения данного проекта, на основании технико-экономического сравнения трех вариантов электрической схемы КЭС, был выбран вариант, в котором четыре блока подключены к РУ-500 кВ и один подключен к шинам РУ-220 кВ. Связь между РУ-500 кВ и РУ-220 кВ осуществляется шестью однофазными автотрансформаторами связи (АТС), мощностью по 167 МВА, тем самым, осуществляя надежную связь между РУ. Установка АТС обусловлена необходимостью обеспечения технического минимума нагрузки энергоблока и надёжностью питания промышленного района.

Схема ОРУ-220 и 500кВ была выбрана на основании нормативно-техни-ческой документации ВНТП-81. В итоге была выбрана схема с двумя рабочими и одной обходной системами шин для ОРУ 220кВ и схема 4/3 для ОРУ 500кВ.

В дальнейшем при проектировании были рассчитаны токи КЗ, для выбора электрических аппаратов и токоведущих частей.

Выбраны электрические аппараты и токоведущие части, для выбранной электрической схемы КЭС, схем РУ и РУ СрН. Все оборудование было проверено на действие токов КЗ, термическую и электродинамическую стойкость.

Для осуществления питания электроэнергией основных и вспомогательных машин и механизмов системы СН электростанции была разработана схема рабочего и резервного электропитания, в которой были выбраны рабочие трансформаторы СН мощностью 40 МВА, а пускорезервные тр-ры 63МВА.

Трансформаторы СН имеют расщепленную обмотку нижнего напряжения, это секционирование рабочих сборных шин на две секции позволяют снизить токи КЗ в РУ 6 кВ. ТСН подключаются к рабочим системам шин 6 кВ, от которых получают питание электродвигатели мощностью 200 кВт и более, а также общестанционные трансформаторы напряжением 6/0,4 кВ. ПРТСН подключаются к резервной магистрали 6кВ. Резервная магистраль секционируются через каждые два блока.

В РУ 500кВ и 220кВ предусматривается установка элегазового оборудования от компании АВВ Electroengineering. Для РУ-500кВ разработана конструкция ОРУ с двухрядным расположением выключателей.

Для генератора ТГВ-500-2У3 разработана схема релейной защиты и определены основные уставки срабатывания защит.

В организационно-экономической части дипломного проекта определены основные экономические показатели КЭС. Для КЭС было определено количество промышленно производственного персонала участвующего в производственном процессе и выбрана организационная структура управления электростанцией. Срок окупаемости КЭС удовлетворяет требованиям среднего банковского процента, который равняется 10 %.

Данная КЭС была проанализирована на экологичность и безопасность проектных решений. Был проведен анализ потенциальной опасности КЭС для персонала и окружающей среды. Определены мероприятия по обеспечению безопасности труда, мероприятия и средства по защите окружающей среды от воздействия КЭС, мероприятия и средства по обеспечению безопасности в чрезвычайных ситуациях.

В качестве специального вопроса, рассмотрена система электрических измерений электрических аппаратов элементов главной схемы проектируемой КЭС. В конце пояснительной записки приведен список используемой литературы.

1. Структурная схема КЭС

1.1 Общие сведения о проектируемой КЭС

КЭС - конденсационные электростанции, являющиеся мощными электростанциями районного типа. Назначение электростанции - обеспечении электроэнергией предприятий промышленного района и системы.

Под строительную площадку КЭС отведены земли непригодные для сельскохозяйственных угодий. Уровень грунтовых вод находится ниже заложения подвалов и коммуникаций на 4-6 метра. Опасность катастрофических стихийных воздействий отсутствует. Она удалена от границ жилых районов в соответствии с размерами нормированных санитарно-защитных зон. Площадка электростанции сориентирована относительно розы ветров для защиты от дымовых уносов.

КЭС проектируется рядом с водоёмом, имеет 2 насосные станции, напорный и сбросной водоканал.

КЭС - проектируется из ряда блочных агрегатов (котёл - турбогенератор - повышающий трансформатор) мощностью по 500 МВт каждый с двухкорпусными барабанными котлами с промежуточным перегревом пара , конденсационными турбинами и генераторами с водородным охлаждением типа ТГВ-500-2У3, не имея поперечных связей по пару. Основное топливо электростанции -- уголь.

Связь с системой и с местными потребителями ( промышленный район ) осуществляется по четырем линиям 500 и пяти линиям 220 кВ.

На станции устанавливаются 5 генераторов ТГВ-500-2У3. Суточные графики выработки мощности генераторов ( для зимы ) следующие: 100% от номинальной мощности с 6 до 22 часов и 80% в остальное время суток.

С шин РУ будут питаться потребители промышленного района с максимальной нагрузкой, указанной в исходных данных. Суточные графики нагрузки потребителей ( для зимы ) принимаем равным 100% от максимальной нагрузки с 8 до 20 часов и 60% в остальное время суток.

Со стороны шин РУ высшего напряжения станция имеет связь с системой. Расход электроэнергии на собственные нужды составляет 6% от мощности генератора. Коэффициент мощности потребителей СН равен коэффициенту мощности генератора.

Таблица 1

КЭС	Система	Потребители
Тип генератора	ТГВ-500-2У3	Ном напряж.	500 кВ	Макс. нагрузка	410 МВт
Кол-во генераторов	5	Кол-во линий	4	Ном. напряж.	220 кВ
Ном. мощность	500 МВт	Длина линий	150 км	Коэф. мощности	0,85 о.е
Ном. напряж.	20 кВ	Мощ. 3-х ф КЗ	6500 МВа	Кол-во линий	5
Коэф мощн.	0,85 о.е	---	----	Длина линий	50км

Параметры генераторов ТГВ-500-2У3:

номинальное напряжение ;

номинальный ток ;

номинальная полная мощность ;

номинальная активная мощность ;

коэффициент мощности ;

индуктивное сопротивление ;

переходное индуктивное сопротивление ;

сверхпереходное индуктивное сопротивление ;

Суточные графики выработки мощности генераторов (для зимы и лета):

Таблица 2

Сутки	Сутки
6-22 ч.	22-6 ч.	6-22 ч.	22-6 ч.
100% Р ном	80% Р ном	80% Р ном	60% Р ном

Суточные графики нагрузки потребителей (для зимы и лета):

Таблица 3

Сутки	Сутки
8-20 ч.	20-8 ч.	8-20 ч.	20-8 ч.
100% S мах	60% S мах	80% S мах	40% S мах

мощность, расходуемая на собственные нужды КЭС:

[6]

мощность, выдаваемая КЭС в энергосистему:

1.2 Выбор сечения и марки проводов ЛЭП 500 и 220 кВ

Выбор сечения проводов является технико-экономической задачей. Выбранные сечения должны обеспечивать минимум приведенных затрат по линии. Такому условию соответствуют сечения, выбранные по экономической плотности тока:

[2]

Мощность в энергосистему от электростанции будем передавать по 4 линиям связи на напряжение 500 кВ.Определим наибольший рабочий ток на одну линию в нормальном режиме:



Продолжительность использования максимальной нагрузки:

; [3]

--электроэнергия вырабатываемая генератором за зимние и летние сутки ;

--число рабочих суток в зимнем и в летнем сезонах ( 210, 155 );

---число ремонтных дней ( 40 );

найдем электроэнергию выработанную генератором за сутки:

с 6ч до 22ч --- Рmax500 МВт ----- ;

с 0ч до 6ч и с 22ч до 24ч --- Рmin400 МВт --- ;

за 24 часа ---

час

Экономическая плотность тока для сталеалюминевых проводов при:

Определим экономически целесообразное сечение одной линии с расщеплением по три провода в фазе:

Определим экономически целесообразное сечение одного провода в фазе:

Намечаем сооружение четырёх одноцепных линий, с расщеплением на три провода в фазе, проводом марки АС-300/66: --------

Проверяем по длительно допустимому току в послеаварийном режиме:

<

Выбранные провода проходят по условиям короны [2] стр.78, нагреву [2] стр.85 и длительно допустимым током. Окончательно выбираем сооружение из 4 одноцепных линий с проводом АС-300/66.

От электростанции осуществляется электроснабжение промышленного района. Р_нагр = 410 МВт. Мощность выдаётся на напряжении 220 кВ по пяти линиям.

Выбор типа и сечения проводов проводим аналогично для сети энергосистемы:

Здесь также превышает 5000 часов

Определим экономически целесообразное сечение одной линии с расщеплением по два провода в фазе:

Определим экономически целесообразное сечение одного провода в фазе:



Намечаем сооружение пяти одноцепных линий, с расщеплением по два провода в фазе, проводом марки АС-240/32: --------

Проверяем по длительно допустимому току в послеаварийном режиме:

<

Выбранные провода проходят по условиям короны [2] стр.78, нагреву [2] стр.85 и длительно допустимым током. Окончательно выбираем сооружение из 5 одноцепных линий с проводом АС-240/32.

кэс схема автотрансформатор электрический

1.3 Составление ряда технически возможных вариантов структурных схем

Рис.1 Вариант с одним блоком на РУ СрН, одним АТС и резервной бесперекатной фазой не удовлетворяет главному условию выбора технически возможных вариантов структурных схем. Во время ремонта блока и аварии АТС потребитель останется без электроэнергии на 10 часов, время замены поврежденной фазы, что недопустимо.



Рис.2 Вариант с двумя блоками на РУ СрН, одним АТС и резервной бесперекатной фазой свободен от недостатка первого варианта так как в работе останется один блок который обеспечит потребителей электроэнергией. По этому оставим его для дальнейшего расчета.

Рис.3 Этот вариант также оставим для дальнейшего сравнения так как в различных вариантах ремонта или отказа элементов потребитель не будет обесточен.

1.4 Расчет перетоков мощности для каждого варианта

Мощность вырабатываемая генератором

;

;

мощность потребителей

;

;

мощность собственных нужд

;

Рис 4. Суточный график выработки мощности генератора, потребителей и собственных нужд.

Мощность проходящая через блочный трансформатор

МВ•А;

МВ•А;



Рис.5.Суточный график перетока мощности через блочный трансформатор.

Расчет перетоков мощности через АТС

Вариант - 2 ( 1 АТС, 2 блока к РУ СрН )

Определяем по формуле

нормальный режим:

с 0 ч до 6 ч и с 22 ч до 24 ч

;

с 6 ч до 8 ч и с 20 ч до 22 ч

;

с 8 ч до 20 ч

;

аварийный режим ------- ремонт АТС (одной фазы), отказ 1 блока на РУ СрН:

с 0 ч до 6 ч и с 22 ч до 24 ч

;

с 6 ч до 8 ч и с 20 ч до 22 ч

;

с 8 ч до 20 ч

;

аварийный режим ------ ремонт 1 блока на РУ СрН, отказ 2-го блока РУ СрН:

с 0 ч до 6 ч и с 22 ч до 24 ч

;

с 6 ч до 8 ч и с 20 ч до 22 ч

;

с 8 ч до 20 ч

;

аварийный режим -----ремонт 1 блока на РУ СрН, отказ АТС: перетоков через АТС не будет, потребитель будет запитан от одного блока.

Строим суточный график перетока мощностей через АТС в различных режимах:

Рис.6 Варинт 2. Суточный график перетока мощностей через АТС в различных режимах.

Вариант - 3 ( 2 АТС, 1 блок к РУ СрН )

Определяем по формуле

нормальный режим: с 0 ч до 6 ч и с 22 ч до 24 ч

;

с 6 ч до 8 ч и с 20 ч до 22 ч

;

с 8 ч до 20 ч

;

ремонтный режим ------- ремонт 1АТС:

с 0 ч до 6 ч и с 22 ч до 24 ч

;

с 6 ч до 8 ч и с 20 ч до 22 ч

;

с 8 ч до 20 ч

;

аварийный режим ------- отказ 1 блока на РУ СрН

с 0 ч до 8 ч и с 20 ч до 24

;

с 8 ч до 20 ч

 ;

аварийный режим ------- ремонт 1АТС, отказ 1 блока на РУ СрН:

с 0 ч до 8 ч и с 20 ч до 24

;

с 8 ч до 20 ч

;

Рис.7 Варинт 3. Суточный график перетока мощностей через АТС в различных режимах.

Рис.8 Варинт 3. Суточный график перетока мощностей через АТС в нормальном режиме.

1.5 Выбор трансформаторов и автотрансформаторов для каждого варианта

Для каждого типа генератора заводом изготовителем сделан конкретный блочный трансформатор. Поэтому для наших генераторов ТВГ-500 без расчетов выбираем блочные трансформаторы мощностью 630 МВ А.

Вариант 2

Т-1, Т-2, Т-3, ---------------------------------- ТЦ-630 000 / 500

Т-4,T-5. ------------------------------------------- ТЦ-630 000 / 220

Вариант 4

Т-1, Т-2, Т-3,Т-4 --------------------------- ТЦ-630 000 / 500

Т-5. -------------------------------------------------- ТЦ-630 000 / 220

Выбор мощности автотрансформаторов будем вести с учетом характера графиков нагрузки и допустимых по ГОСТ 1409-97 ( IEC-354-91 ) систематических и аварийных перегрузок.

Первые могут иметь место систематически при неравномерном суточном графике нагрузки тра-ра, ( авто ) тр-ра, вторые при аварийной ситуации. Воспользуемся методикой которая дана в [4] стр.96 .

Вариант 2

Рис.9 График нагрузки АТС в различных режимах для варианта 2.

Намечаем номинальную мощность автотр-ра Sном?Sнб /2=823/2 =412МВ•А

(Sнб-наибольшая результирующая мощность проходящая через автотрансформатор). Этому соответствует автотрансфор АОДЦТН - 167000/500/220 (охлаждение ДЦ ). Проведя на графике линию видим, что все 24 часа оставшийся в работе автотр-р будет подвергаться систематической перегрузке.

Формируем следующий вариант. Принимаем на ступень более высокое значение , чему соответствует автотрансформатор АОДЦТН - 267000/500/220 общей мощностью 800 МВ•А. Проводим на графике и выделяем участкики перегрузки на пересечении с графиком. Находим начальную нагрузку :кэс схема автотрансформатор проектируемый

1,22

Определим предварительное значение перегрузки:

Сравниваем значение с исходного графика. Если ? 0,9•, то При < 0,9• и в расчет вводится = 0,9•, а продолжительность перегрузки h эквивалентного графика нагрузки пересчитывается.

кэс схема автотрансформатор электрический

> 0,9•= 0,93

следовательно , ( 1,17 ) и время перегрузки h = 4часа. Теперь зная и по таблице допустимых аварийных перегрузок "Нагрузочная способность трансформаторов" ( В.С.Азаров , Е.Ф.Ефимов ) стр.49 находим относительный износ трансформатора ( он равен 24,8 ) и превышение температуры наиболее нагретой точки обмотки ( она равна 106 ). Поскольку данные приведены для охлаждающей среды 20 , то износ должен быть пересчитан с учетом коэффициентов (стр.22 ). У нашего региона ( Западная сибирь ) среднегодовая температура охлаждающего воздуха равна 8 . Поэтому 24,8·0,32 = 7,94.

Температуру наиболее нагретой точки обмотки трансформатора также приводим к нашему региону 106 + 8 = 114 это значение не превышает предельное значение, приведенное в табл.1 [5] (стр.1). Выбирается 3 однофазных автотрансформатора АОДЦТН - 267000/500/220 и одна резервная фаза.

Вариант 3

Рис.10. График нагрузки АТС в различных режимах для варианта 3.

Намечаем номинальную мощность автотрансформаторара в нормальном режиме /2 = 270 / 2 =135 МВ. Ближайший автотрансфор. соответствующий этому значению АОДЦТН - 167000/500/220, общей мощностью 500 МВ•А. Из этого графика видно что намного больше . Значит АТ будет работать без перегрузки. Даже когда будет в ремонте 1 АТС и откажет один блок, то будет намного больше чем этого режима и автотрансформатор будет работать без перегрузок.

По этому выбираем 6 однофазных АОДЦТН - 167000 / 500 / 220.

Выбираем мощность трансформаторов СН и пускорезервных трансформаторов СН.:

;

Выбираем ---------------------- ТСН ----------- ТРДНС - 40 000/20

Из условия того , что пускорезервный трансформатор должен обеспечить замену рабочего ТСН одного блока и одновременный пуск или останов второго блока и точный перечень СН пока неизвестен, то мощность ПРТСН выбираем на ступень больше чем у ТСН.

Выбираем ------------ ПРТСН - 1,2 ------- ТРДНС - 63 000/35

Параметры трансформаторов собственных нужд

Таблица 4

Наим.	Тип	Sном	Напряж. обмотки,кВ	Потери, кВт	Uк %	Iхх %
			Uв-н	Uн-н	Рхх	Ркз
ТСН 15	ТРДНС 40000/20	40 000	20	6,3 - 6,3	30	170	12,7	0,5
ТСН ПР-1,2	ТРДНС-63000/35	63 000	20	6,3 - 6,3	50	250	12,7	0,45

Параметры трансформаторов и автотрансформаторов

Таблица 5

Тр-р	Тип	Sном МВ•А	Uк %	Потери,кВт	Iхх %
				Рх кВт	Рк
			ВН- СН	ВН- НН	СН-НН
							ВН-СН	ВН-НН	СН-НН
Т1-Т3	ТЦ-630000/500	630	---	14	---	420	---	1210	---	0,4
Т4-Т5	ТЦ-630000/220-74У1	630	---	12,5	---	380	---	1200	---	0,35
АТС-1,2	АОДЦТН 167000/500/220	167	11	35	21,5	90	315	---	---	0,25

1.6 Расчет для каждого варианта технико-экономических показателей ТЭП

Таблица 6

Оборудование	К тыс.у.е.	y	Варианты	Потери
			3	2	Рхх кВт	Ркз кВт
			кол	Ктыс.у.е.	кол	Ктыс.у.е
АОДЦТН-267000/500 АОДЦТН-167000/500 ТЦ-630000/500 ТЦ-630000/220	292 206 585 574	1,3 1,3 1,35 1,4	-- 6 4 1	-- 1236 2340 574	4 -- 3 2	1168 -- 1755 1148	125 90 420 380	470 315 1210 1200
всего	--	--	--	4150	--	4071	--	--
яч. ОРУ 500 кВ яч. ОРУ 220 кВ	350 85	-- --	6 4	2100 340	4 4	1400 340	-- --	-- --
всего	--	--	--	2440	--	1740	--	--

Параметры и капиталовложения трансформаторов, автотрансформаторов и ячеек ОРУ 500, ОРУ 220 кВ [1].

Расчет будем вести по минимуму приведенных затратЗ ( руб/год ):

З = pнК + И + У;

pн - нормативный коэфф. эффективности( 1/год );равен 0,12 ;

К - капиталовложения ( руб );

И - годовые издержки ( руб/год );

У - ущерб от возможного недоотпуска электроэнергии ( руб ) ( или дополнительные затраты от ненадежности проектируемого объекта).

Упростим эту формулу разложив годовые издержки Игод (руб/год) на три составляющие:

Игод = Иа + Ио + Ипот;

Иа - ежегодны амортизационные отчисления, это 6,4% от кап. вложений на новое оборудование 1/год ( равно это произведению аК );

Ио - ежегодные издержки на ЗП, обслуживание и ремонт оборудования, это 2% от капитальных вложений ( равно это вК );

Отсюда

Игод = аК + вК + Ипот

подставляем это в уравнение приведенных затрат и получаем:

З = рнК + аК + вК + Ипот + У;З = ( рн + а + в )К + Ипот + У;

рн --- нормативный коэфф. эффективности ---- 0,12 ( 1/год );

а ----- норма амортизационных отчислений ---- 0,064 ( 1/год );

в ----- норма отчислений на обслуживание ------ 0,02 ( 1/год ).

З = 0,204К + Ипот + У

Далее последовательно находим капиталовложения К, издержки на возмещение потерь Ипот и ущерб от возможного недоотпуска электроэнергии У.

КапиталовложенияКобщ :

Кобщ = Ктр-ов + Кат + Ктсн + Кпртсн + Кяч.ру вн + Кяч.ру сн ;

В наших вариантвх Ктсн, Кпртсн и К яч.ру сн одинаковы, поэтому:

Кобщ = Ктр-ов + Кат + Кяч.ру вн;

Кобщ. 2вар = тыс.у.е.;

Кобщ. 3вар. = тыс.у.е.

Издержки на возмещение потерь Ипот

-удельная стомость потерь ( коп/кВт ч ) ( руб/кВт•ч );

-потери электроэнергии в трансформаторах и автотранс-х ( кВт•ч );

;

-- потери хх и кз трансформатора или автотрансформатора;

-- число рабочих суток зимой 210;

-- число рабочих суток летом 155;

-- число суток ремонта 40;

--нагрузка i-ой и j-ой ступени сответственно зимнего и летнего графиков нагрузки;

ti; tj;- длительность ступеней;

n, m , - количество ступеней в летний и зимний период.

По рис.5 определим потери электроэнергии за год в блочном трансформаторе подключенному к РУ 500 кВ:

;

по рис.5 определим потери электроэнергии за год в трансформаторе подключенному к РУ 220 кВ:

.

По рис.6 определим потери электроэнергии за год в автотрансформаторе варианта 2 для нормального режима работы:

Ч

Ч;

по рис.7 определим потери электроэнергии за год в автотрансформаторе варианта 3 для нормального режима работы:

.

Находим суммарные потери электроэнергии за год по вариантам 2 и 3

;

;

Удельную стоимость потерь примем равной [3] и найдем годовые издержки на возмещение потерь Ипот:

Вариант 2Ипот = тыс.у.е./год;

Вариант 3Ипот = тыс.у.е./год;

Ущерб от возможного недоотпуска станцией электроэнергии У состоит из трех составляющих:

У = Ус + Уf + Упот;

Ус - ущерб энергосистеме ( или системный ущерб );

Уf - ущерб у потребителей системы из-за снижения частоты;

Упот - ущерб у потребителей из-за внезапных нарушений ( ограничений ) электроснабжения;

Недоотпуск электроэнергии потребителям энергосистемы отсутствует, поскольку аварийное снижение генерирующей мощности в наших случаях не пре высит 500МВт для потребителя. Энергоснабжение потребителей в наших двух вариантах очень надежно, поэтому Уf и Упот можно пренебреч.

Определим среднегодовой ущерб от недоотпуска электроэнергии в систему по упрощенной формуле:

;

-- удельное значение системного ущерба для усредненной энергосистемы можно принять равной 0,15 ;

-- суммарный недоотпуск электроэнергии в систему из-за всех отказов с потерей генерирующей мощности в проектируемой электроустановке ( кВт•ч/год).

Для его нахождения необходимо опредилить некоторые показатели надежности элементов во всех вариантах структурных схем:

;

- номинальная мощность генератора;

- число часов использования установленной мощности ( час );

- частота отказов ( 1/год );

- вероятность нахождения эл.установки в нерабочем состоянии;

----- среднее время воссстановления любого элемента ( час );

Показатели надежности элементов схем [4]

Таблица 7

Элементы	1/год	час	1/год	час	1/год	час
Энергоблок 500 МВт	8	100	0,5	1400	2	50
Блочные тр-ры 500 кВ	0,03	500	0,1	400	1	60
Блочные тр-ры 220 кВ	0,02	200	0,17	350	2	14
3хАТС(c бесп. фаз.)	2,4?0,03	10	0,1	400	1	60

-------- частота капитального ремонта, ( 1/год );

--------- длительность капитального ремонта, ( час );

------- частота текущего ремонта, ( 1/год );

-------- длительность текущего ремонта, ( час );

Найдем Туст. чтобы учесть неравномерность графика:

;

- электроэнергия вырабатываемая генератором за зим. и лет. сутки ;

- число рабочих суток в зимнем и в летнем сезонах;

- число ремонтных дней;

Сначало найдем электроэнергию выработанную генератором за сутки

с 6ч до 22ч --- Рmax500 МВт --- ;

с 0ч до 6ч и с 22ч до 24ч --- Рmin400 МВт --- ;

за 24 часа ---

час 800/24ч = 33дня

час

Находим --вероятность нахождения эл. установки в нерабочем состоянии, которая состоит из:

--вероятности нахождения элемента в ремонте после отказа;

-- вероятности нахождения элемента в ремонтном состояниии ;

= + = ;

= + = .

Определим среднегодовой недоотпуск электроэнергии в систему из за отказов блочных трансформаторов со стороны РУ 500 кВ:

;

.

Определим среднегодовой недоотпуск электроэнергии в систему из за отказов блочных трансформаторов со стороны РУ 220 кВ:

;

.

Оценим возможные последствия отказов АТС в варианте 3. При отказе одного из двух параллельно включенных АТС недоотпуска электроэнергии потребителям и системе не будет. Отказ одного АТС в период ремонта второго АТС можно не учитывать, так как средняя длительность таких аварийных ситуаций мала:

Оценивая возможные последствия отказов АТС в варианте 2 приходим к выводу что при аварии или послеаварийного простоя группы из однофазных АТС система недополучит 1 блок 500МВт за время восстановления ( время замены резервной фазы 10 ч. ). По этому среднегодовой недоотпуск электроэнергии в систему во 2 вариание будет составлять:

;

.

Определяем суммарный среднегодовой недоотпуск электроэнергии в систему по вариантам:

Вариант 2

;

Вариант 3

.

Теперь находим системный ущерб Ус

:

Вариант 2 тыс.у.е./год;

Вариант 3 тыс.у.е./год.

Определяем приведенные затратыЗ = 0,204К + Ипот + Ус:

Вариант 2З = тыс.у.е./год

Вариант 3З = тыс.у.е./год

На основе сравнения ТЭП выбор варианта

Технико - экономические показатели вариантов структурных схем КЭС

Таблица 8

Показатели	Вариант 2	Вариант 3
К	6895	7669
Ипот	656	550
Ус	2985	3285
Зп	5047	5399
%	100	107

Разница у вариантов составила 7%. Разница в затратах в пределах точности расчетов (10%), то есть можно считать затраты близкими. В 3 варианте подключение ПРТСН предпочтительней ( надежность СН выше чем во 2 варианте ) и издержки на возмещение потерь меньше. По этому и принимаем для дальнейшего расчета вариант 3.

Приведенные затраты широко используются за рубежом и являются основным критерием оптимальности принимаемого решения в условиях либерализации электроэнергетического рынка и изменения форм собственности в отрасли.

Выбор варианта структурной схемы по минимому приведенных затрат на ее сооружение и ремонтно-эксплуатационное обслуживание при выдерживании заданных технических ограничений даст при последующей эксплуатации максимальную прибыль в производственном процесе независимо от форм собственности в отрасли.

Литература

1. Неклепаев Б. Н., Крючков И. П.” Электрическая часть электростанций; Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. “ Учебное пособие для вузов 4-е изд.М.; Энергоатомиздат,1989г.

2. И. Г. Карапетян, Д. Л. Файбисович, И. М. Шапиро ” Cправочник по проектированию электрических сетей “ Москва. Издательство НЦ ЭНАС. 2006 год.

3. Околович М.Н. “ Проектирование электрических станций “

4. Балаков Ю.Н. Шунтов А.В. “ Проектирование схем электроустановок ”

5. Азаров В.С, Ефимов Е.Ф. “ Нагрузочная способность трансформаторов “

6. Гук Ю.Б. Кантан В.В., Петрова С.С. “ Проектирование электрической части станций и подстанций “

Размещено на Allbest.ru

...