Определение параметров электростанции

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

электрический кабельный токоведущий автоматика

Энергетика является одной из основ и составных частей инфраструктуры человеческой цивилизации, важнейшим фактором производства и жизнеобеспечения современного общества. Именно она ресурсно обеспечивает стационарные и мобильные силовые и температурные процессы в хозяйстве, информационно-управленческую деятельность и социальную сферу, равно как и формирует значительные потоки мировой торговли и тематику международных политических отношений. Она во много определяет конкурентоспособность выпускаемых промышленностью товаров, в структуре себестоимости продукции расходы на энергоресурсы составляют от 5 до 40%.

В год нашей стране используется около 35-36 млн. т у.т, в т.ч. в качестве: светлых нефтепродуктов - 4 млн т у.т.; сырья для промышлености - потребление тепловой энергии около 70 млн. Гкал в год.

Потенциал топливно-энергетических ресурсов (ТЭР) в Республике Беларусь: нефть 60 млн. т.; бугорного угля - 150 млн. т.; сланцев - 11 млрд. т.; газа - ежегодно 2,7-3 млн. т.

Государственная программа Республики Беларусь, утвержденная постановлением Совета Министров Беларуси №1076, предполагает до 2015 года строительство и модернизацию 161 энергоисточников на местных видах топлива. Тепловая мощность составит порядка 1025,7 МВт, а электрическая 39,46-47,45 МВт.

Сегодня Республика Беларусь импортирует около 80% теплоэнергетических ресурсов и в ближайшие 2-3 года эта ситуация не может существенно измениться. При огромном импорте ТЭР мы одновременно чрезвычайно нерационально их используем - по сравнению с технически развитыми странами ЕС в среднем наши машиностроительные предприятия на единицу ВВП РБ расходуют в 2-2,5 раза больше ТЭР. Это связано с применением существенно устаревших технологических процессов и изношенного оборудования, средний возраст которого превышает 30 лет. Промышленно развитые страны ЕС не допускают использования технологических процессов, у которых возраст более 5 лет и оборудования старше 8 лет. Кроме того, уровень автоматизации применяемых на наших предприятиях технологических процессов низкий. Это является также основной причиной недостаточного качества нашей продукции по сравнению с аналогичными изделиями, изготавливаемых на предприятиях большинства стран ЕС.

В связи с этим многие страны мира видят выход из создавшейся ситуации во всемерном развитии энергетики на базе возобновляемых источников энергии. Но сегодня развитие возобновляемых источников энергии пока дорого, на этом этапе целесообразнее больше внимания уделять совершенствованию уже известных энергетических технологий и устройств, предназначенных как для получения, так и для использования энергии в различных отраслях народного хозяйства.



1. Специальная часть

1.1 Расчет электрических нагрузок

Электрические нагрузки промышленных предприятий определяют выбор всех элементов системы - электроснабжения: линий электропередачи, трансформаторных подстанций, питающий и распределительных сетей. Поэтому определение электрических нагрузок является важным этапом проектирования систем электроснабжения промышленных предприятий. Завышение расчетных нагрузок приводит к перерасходу проводникового материала, увеличению мощности трансформаторов и, следовательно, к ухудшению технико-экономических показателей электроснабжения. Занижение нагрузок ведет к уменьшению пропускной способности электрических сетей, увеличению потерь мощности, и может вызвать нарушение нормальной работы силовых и осветительных электроприемников.

Для определения электрических нагрузок применяем метод коэффициента спроса. При отсутствии данных о количестве электроприемников, их мощности об удельном потреблении электроэнергии допускается в расчетах определять нагрузку цехов предприятия по формулам:

(1.1.1)

(1.1.2)

где - расчетная активная нагрузка, кВт;

- расчетная реактивная нагрузка, кВАР;

- установленная мощность, кВт;

- среднее значение коэффициента реактивной мощности для электроприемников данного режима работы.

Полная мощность определяется по формуле:

(1.1.3)

где - расчетная активная мощность, кВт;

- расчетная реактивная мощность, кВАР.

Метод удельного расхода электроэнергии на единицу продукции. При наличии данных об удельных расходах электроэнергии на единицу продукции , годовом выпуске продукции M и годовом числе часов использования максимально нагрузки расчетная нагрузка цеха или предприятия в целом может быть определена по формуле:

; (1.1.4)

где - удельный расход электроэнергии на единицу продукции;

M - объем продукции;

- число часов максимальной нагрузки.

; (1.1.5)

(1.1.6)

Согласно методу удельной нагрузки на единицу производственной площади расчетная активная нагрузка группы приемников находится по формуле:



; (1.1.7)

где - удельная силовая расчетная мощность на 1 производственной площади, кВт/;

- удельная осветительная расчетная мощность 1 производственной площади, кВт/;

F - площадь, на которой размещена группа приемников, .

; (1.1.8)

(1.1.9)

В соответствии с заданием расчетная нагрузка проектируемого РП-10 кВ в ближайшие 5 лет составит Определяем полную нагрузку по формуле (1.1.3);

1.2 Разработка схемы электрических соединений распределительного пункта 10 кВ

Каждое промышленное предприятие при решении задач электроснабжения характеризуется требованиями технологического процесса, размерами занимаемой территории и установленной электрической мощностью. Малые промышленные предприятия и объекты размещаются на небольшой территории, имеют установленную мощность электроприемников несколько сотен киловатт и получают электроэнергию на напряжении 6-35 кВ от районных подстанций и местных сетей энергосистемы. Большие промышленные комбинаты располагаются на площади в несколько тысяч гектаров, а установленная мощность их электроприемников исчисляется сотнями сотнями мегаватт. Они различаются и схемами электроснабжения, имеют, как правило, собственные ТЭЦ и получают также питание энергосистемы на напряжение 110-220 кВ.

Источники питания (энергосистема, ТЭЦ предприятия) связаны с электроприемниками потребителя с помощью внутренних электрических сетей предприятия. Эти сети состоят из воздушных и кабельных ЛЭП, токопроводов, распределительных пунктов и устройств, трансформаторных подстанций и других элементов.

Внутризаводское распределение электроэнергии осуществляется по радиальной, магистральной или смешанной схемам в зависимости от распределения нагрузок на генеральном плане объекта, их значений, требований к надежности электроснабжения и других особенностей предприятия.

Схемы электроснабжения промышленных предприятий должны удовлетворять следующим требованиям: удобству и безопасности в эксплуатации и требуемой надежности в нормальном и послеаварийном режимах; экономичности по капитальным вложениям, эксплуатационным расходам, потерям электроэнергии.

Для реализации этих требований при построении системы электроснабжения исходят из следующих принципов;

1. Источники высшего напряжения максимально приближаются к потребителям электроэнергии, а прием ее рассредоточивается по нескольким пунктам на территории предприятия.

2. Выбор элементов схемы осуществляется из условия их постоянной работы под нагрузкой. При таком режиме работы схемы повышается надежность электроснабжения и уменьшаются потери электроэнергии.

3. Предусматривается раздельная работа параллельных цепей схемы (ЛЭП, трансформаторов и т.п.). При этом снижаются токи КЗ, упрощается коммутация и релейная защита подстанций.

Схема распределения электроэнергии должна удовлетворять требованиям технологического процесса предприятия. Передача электроэнергии к электроприемникам параллельных технологических потоков или линий должна осуществляться от разных подстанций, РП или магистралей или же от различных секций шин одной подстанции или РП. При аварии это позволяет избежать остановки обоих технологических потоков. В пределах же одного потока все взаимосвязанные технологические агрегаты присоединяются к одному источнику питания (подстанции, РП, секции и т.п.), чтобы при нарушении электроснабжения все электроприемники потока были обесточены одновременно.

Принимаем одинарную секционированную схему РП-10 кВ.

Питание осуществляем однофазными КЛ-10 кВ от построенной подстанции 110 кВ Ольшанка ячейки ЗРУ-10 кВ. Длина 1,2 км.

1.3 Выбор сечения кабельной линии 10 кВ

Сечение жил кабелей выбираются по экономической плотности тока и проверяются по нагреву и термической стойкости при КЗ.

Сечение жил кабеля по экономической плотности тока определяют по выражению:

(1.3.1)

где - максимальное значение тока, А;

- экономическая плотность тока, А/.

Где [1, c.119].

Определяем номинальный базисный ток:

(1.3.2)

где - расчетная нагрузка линий с учетом потерь в трансформаторах, кВА;

n - количество кабелей.

Выбираем кабель ввода в РП-10 кВ.

По формуле (1.3.2):

Тогда по формуле (1.3.1):

Из [2, c.55] выбираем однофазный кабель 3 АПвПУ 1x240 .

С учетом поправочных коэффициентов допустимый ток определяется по формуле:

(1.3.3)

где - коэффициенты, учитывающие соответственно фактическую температуру окружающей среды, фактическое удельное тепловое сопротивление земли, число положенных в траншее рабочих кабелей;

- допустимая по нагреву токовая нагрузка на кабель при нормальных условиях прокладки.

По формуле (1.3.3) определим допустимый ток с учетом поправочных коэффициентов:

Тогда

Условие проверки выполняется. Значит кабель проходит по нагреву.

Выбираем кабель к подстанциям, установленным в жилой застройке. [1, c.119].

Определяем номинальных базисный ток:

(1.3.4)

Тогда по формуле (1.3.4):

Тогда по формуле (1.3.1):

Из [2, c.55] выбираем однофазный кабель 3 АПвПу 1x50.

По формуле (1.3.3) определим допустимый ток с учетом поправочных коэффициентов:

.

Тогда

Условие проверки выполняется. Значит проходит по нагреву.

1.4 Расчет токов короткого замыкания

Короткое замыкание (КЗ) - электрическое соединение двух точек электрической цепи с различными значениями потенциала, не предусмотренное конструкцией устройства и нарушающее его нормальную работу. КЗ может возникнуть по различным причинам, например, ухудшение сопротивление изоляции: во влажной или химически активной среде; при недопустимом нагреве или охлаждении изоляции; механическом нарушении изоляции. КЗ также может возникнуть в результате ошибочных действий персонала при эксплуатации, обслуживании или ремонте и т.д.

При КЗ путь тока «укорачивается», так как он идет по цепи, минуя сопротивление нагрузки. Поэтому ток увеличивается до недопустимых величин, если питание цепи не отключится под действием устройства защиты. Напряжение может не отключиться даже при наличии устройства защиты, если короткое замыкание произошло в удаленной точке и, следовательно, сопротивление электрической цепи окажется недостаточной для срабатывания устройства защиты. Но ток такой величины может быть достаточен для возникновения опасной ситуации, например для возгорания проводов. Ток короткого замыкания производит также электродинамическое воздействие на электроаппараты - проводники и их детали могут деформироваться под действием механических сил, возникающий при больших токах.

Расчет токов КЗ производится с целью:

· выбора отключающих аппаратов;

· проверки устойчивости элементов схемы при электродинамическом и термическом действии токов КЗ;

· расчета релейной защиты.

Расчетным видом КЗ является трехфазное, т.к. при нем обычно получаются большие значения сверхпереходного и ударного токов, чем при двухфазном и однофазном. Токи КЗ должны рассчитываться на всех напряжениях в таких точках схемы, где они имеют наибольшие значения (сборные шины ГПП, РП).

Для вычисления токов КЗ составляется расчетная схема включающая все элементы, по которым протекают токи к выбранным точкам. На схеме приводятся основные параметры оборудования, которые потребуются для последующего расчета. По расчетной схеме составляется схема замещения, в которой каждый элемент заменяется своим сопротивлением.

Составляем расчетную схему.

Рисунок 1.4.1. Расчетная схема

Задаемся базисными величинами:

Расчет токов КЗ выполняется в относительных единицах.

Составляем схему замещения.

Рисунок 1.4.2. Схема замещения

Определяем сопротивление элементов схемы.

Для определения сопротивления элементов схемы воспользуемся формулой:



, (1.4.1)

где - базисная мощность, МВА.

По формуле (1.4.1):

Индуктивное сопротивление кабельной линии определяем по формуле:

(1.4.2)

где - индуктивное сопротивление жилы кабеля, Ом/км;

l - длина кабеля, км.

По формуле (1.4.2):

где [3, c.240].

Активное сопротивление кабельной линии можно определить по формуле:

(1.4.3)

где Ом/км.

По формуле (1.4.3):

где = 0,125 Ом/км [3, c.240].

(1.4.4)



По формуле (1.4.4):

где = 0,09 Ом/км [3, c.240].

(1.4.5)

По формуле (1.4.5):

где = 0,641 Ом/км [3, c.240].

Преобразуем схему замещения.

(1.4.6)

(1.4.7)

(1.4.8)

(1.4.9)

Определяем результирующие сопротивления для точек К1, К2:

(1.4.10)

где - активное сопротивление;

- индуктивное сопротивление.

По формуле (1.4.10):

Определяем результирующие сопротивления до точки К2:

(1.4.11)

По формуле (1.4.11):

Базисный ток определяется по формуле:

(1.4.12)

По формуле (1.4.12):

Определяем токи к.з. в точке К1:

(1.4.13)

Определяем токи к.з. в точке К2:

(1.4.14)

Величина ударного тока в точках К1 и К2:

(1.4.15)

где - ударный коэффициент, зависящий от места КЗ.

где

1.5 Выбор электрических аппаратов и токоведущих частей

Все электрические аппараты и токоведущие части должны быть выбраны по условиям эксплуатации в трех основных режимах: длительном, перегрузки и в режиме короткого замыкания. В длительном режиме надежная работа аппаратов обеспечивается правильным выбором их по номинальному напряжению и номинальному току. В режиме перегрузки надежная работа аппаратов обеспечивается ограничением величины и длительности повышения напряжения или тока в таких пределах, при которых гарантируется нормальная работа за счет запаса прочности. В режиме короткого замыкания надежная работа аппаратов обеспечивается их термической и электродинамической устойчивостью.

Выбираем электрические аппараты ввода в РП-10 кВ.

Условия выбора:

где - соответственно, номинальные напряжение /кВ/ и ток /кА/ аппарата;

- напряжение /кВ/ и ток /кА/ сети, в которой установлен аппарат;

- ток отключения выключателя, кА;

- ток короткого замыкания в точке К, кА;

- максимально допустимый ток выключателя, определяемый заводом-изготовителем, кА;

- ударный ток короткого замыкания в точке К, кА;

- тепловой импульс выключателя, нормированный заводом-изготовителем, к.

- тепловой импульс расчетный, .

Из [5, c.3] выбираем вакуумные выключатели ВВ/TEL-10-20/1000 У2.

10 кВ = 10 кВ

1000 А > 332,8 A

20 кА > 17 кА

51 кА > 32 кА

Тепловой импульс определяем по формуле:

(1.5.1)

Тогда

где = 0,095 c, = 0,1 c [5, c.3].

Выбираем электрические аппараты отходящих кабельных линий 10 кВ к ТП микрорайона.

Условия выбора:



Из [5, c.3] выбираем вакуумные выключатели ВВ/TEL-10-20/1000 У2.

10 кВ = 10 кВ

1000 А > 58 A

20 кА > 13 кА

51 кА > 25 кА

Тогда

где [5, c.3].

Выбираем токоведущие части, сборные шины РП-10 кВ.

Из [4, c.642] в качестве сборных шин выбираем алюминиевые шины прямоугольного сечения одна полоса размером 40x5 мм.

Проверяем выбранные шины на термическую стойкость.

По условию

, (1.5.2)

где С = 91 - коэффициент, характеризующий материал проводника [2, c.121].

Тогда

Шины термически устойчивы.

Проверяем выбранные шины на электродинамическую стойкость.

Напряжение на материале шин:



Из [3, c.224]

Принимаем l = 1,2 м; a = 0,2 м.

(1.5.3)

где W - момент сопротивления шин,

при расположении шин плашмя.

Тогда:

Условие не выполняется. Шины электродинамически неустойчивы. Поэтому выбираем другой шины размером 60x6 мм.

Тогда

Условие выполняется. Шины электродинамически устойчивы.

Выбираем измерительные трансформаторы тока ввода в РП-10 кВ.

Условия выбора:



Из [4, c.632] выбираем измерительные трансформаторы тока внутреней установки типа ТПОЛ-10 УЗ 400/5

10 кВ = 10 кВ

400 А > 332,8 A

81 кА > 1332 кА

Выбираем измерительные трансформаторы напряжением на 10 кВ.

Из [4, c.634] выбираем измерительные трансформаторы тока напряжением 10 кВ типа 3НОЛП-10.

10 кВ = 10 кВ

630 ВА > 500 ВА

1.6 Расчет заземляющего устройства распределительного пункта 10кВ

При расчете заземляющего устройства определяются тип заземлителей, их количество и место размещения, а также сечение заземляющих проводников.

По мерам электробезопасности электроустановки различают:

1) выше 1000 В в сетях с эффективно заземленной нейтралью (с большими токами замыкания на землю);

2) выше 1000 В в сетях с изолированной нейтралью (с малыми токами замыкания на землю);

3) до 1000 В с глухозаземленной нейтралью;

4) до 1000 В с изолированной нейтралью.

В качестве искусственных заземлителей применяют вертикально забитые в землю отрезки угловой стали длинной 2,5-3 м и горизонтально проложенные круглые и прямоугольные стальные полосы, которые служат для связи вертикальных заземлителей. Использование стальных труб не рекомендуется.

В последнее время широко применяют углубленные прутковые заземлители из круглой стали диаметром 12-14 мм и длинной до 5 м (стержни), ввертываемые в грунт посредством специального приспособления - электрофицированного ручного заглубителя. Благодаря проникновению таких электродов в глубокие слои грунта с повышенной влажностью снижается удельное сопротивление. Углубленные прутковые заземлители снижают расход металла и затрат труда на работу по устройству заземлителя и поэтому должны применяться в первую очередь.

Требуется рассчитать заземляющее устройство распределительного пункта напряжением 10 кВ. Сторона 10 кВ имеет изолированную нейтраль. Ток однофазного замыкания на землю в сети на 10 кВ составляет Удельное сопротивление грунта в месте сооружения РП-10 кВ Ом*см. Распределительный пункт получает питание двумя кабельными линиями напряжением 10 кВ. Измеренное сопротивление оболочек кабелей составляет = 5,8 Ом. Периметр контура заземляющего устройства вокруг РП - L= 30 м. Расстояние между заземлителями a = 3 м.

Условие выполнения общего заземляющего устройства для напряжений 0,4 и 10 кВ:

(1.6.1)

где - напряжение на заземляющем устройстве, В;

= 125 В, если заземляющее устройство одновременно используется для установок до 1000 В и для установок напряжением выше 1000 В;

- расчетный ток замыкания на землю, А.

По формуле (1.6.1):

Так как значение сопротивления естественных заземлителей больше допустимого по нормам, то следует применить дополнительные искусственные заземлители, сопротивление которых определяется по формуле:

(1.6.2)

где - сопротивление естественного заземлителя, Ом;

- сопротивление заземляющего устройства, Ом.

Согласно формулы (1.6.2):

Для искусственных заземлителей принимаем прутковые электроды диаметром d=12 мм, длиной l=3 м, сопротивление которых с учетом сопротивления грунта определяется по формуле:

(1.6.3)

где - коэффициент повышения сопротивления.

Исходя из формулы (1.6.3):

При размещении электродов по периметру РП общее количество прутков



1.7 Микропроцессорный блок релейной защиты и автоматики серии БЭМП

В БЭМП предусмотрено два вида регистрации параметров аварийных режимов работы защищаемого присоединения:

1. Регистратор параметров аварийных событий фиксирует измеряемые величины, необходимые для последующего анализа возникновения повреждения и правильности работы защит и автоматики:

Дату/время пуска, срабатывания защит и отключения повреждения (возврата защит);

Минимальные и максимальные значения токов / напряжений / частоты за время срабатывания защит.

2. Автоматическое осциллографирование аварийных процессов (с пуском от функций защит и автоматики) защищаемого присоединения производится с записью предаварийного режима (до 0,5 s). Запись нескольких осциллограмм подряд производится без «мертвых зон». Осциллограммы, считанные по последовательному каналу, хранятся в формате COMTRADE/

Параметры аварийного осциллографа

Количество аналоговых сигналов	От 1 до 16
Количество дискретных сигналов	От 1 до 256
Частота выборки осциллографа. Hz	До 800
Длительность записи, s	До 5,5
Количество осциллограмм	До 16

Реализована логика местного и дистанционного управления выключателем с выполнением следующих функций:

-контроль исправности цепей управления;

-контроль положения выключателя;

-блокировка многократных включений выключателя на короткое замыкание.

БЭМП имеет два независимых порта последовательной связи с АСУ ТП (на задней панели) и персональным компьютером (на лицевой панели), осуществляющих прием и передачу данных. Механизм уникальных идентификаторов событий и осциллограмм, реализованный в БЭМП, существенно облегчает ведение баз данных в АСУ ТП и позволяет исключить ошибки при анализе.

Для настройки и обслуживания блока или группы микропроцессорных блоков серии БЭМП, объединенных в локальную сеть, разработано фирменное программное обеспечение, которое позволяет:

-дистанционно управлять выключателем;

-считывать текущие измеренные значения электрических параметров присоединения;

-считывать и работать с журналом событий просмотр/поиск/фильтрация;

-определять состояние дискретных входов и выходных реле блоков;

-считывать параметры аварийных событий;

-считывать осциллограммы нормальных и аварийных режимов;

-учитывать/изменять уставки и переключать группы уставок защит и автоматики.



2. Экономическая часть

2.1 Перспективы реализации гидро- и ветроэнергопотенциала в Беларуси

В настоящее время мала гидроэнергетика как область энергетического строительства переживает в Беларуси уже третий виток в истории своего развития.

Начало использования энергии рек Беларуси можно отнести к XII-XIII вв. Это было связано со строительством водяных мельниц.

Массовое строительство гидроэлектростанций, в основном малых было начато с 1935 г. Ряд гидростанций был создан путем реконструкции бывших мельниц. При этом водяные турбины с низким коэффициентом полезного действия заменялись на новые. К началу 40-х годов XX века на территории Беларуси насчитывалось 1094 гидросиловых установок с суммарной мощностью около 15 тыс. кВт. В основном это были водяные мельницы, реже гидроэлектростанции малой мощности.

В первые годы после войны многие гидроэлектростанции были восстановлены. В 1954 г. Дала ток самая крупная на то время в Беларуси Осиповичская ГЭС (р. Свислочь, Днепр) мощностью 2250 кВт, на которой установлено три гидроагрегата фирмы «Фойт» (Австрия). Эта станция работает по сей день.

Всего в Беларуси к концу 1956 г. Насчитывалось 162 гидроэлектростанции общей установленной мощностью 11854 кВт.

Однако по мере развития централизованного энергоснабжения и строительства крупных тепловых электростанций более 95% действующих малых ГЭС были выведены из эксплуатации и демонтированы. При этом основная часть малых ГЭС была ликвидирована из-за высокой себестоимости вырабатываемой электроэнергии и трудностей эксплуатации, и только немногие более совершенные и крупные ГЭС были подключены к энергосистеме.

На начало 1991 г. на территории Республики Беларусь действовало всего шесть малых ГЭС при суммарной мощности 6 тыс. кВт: Клястицкая (р. Нища, Зап. Двина), Волпянская (р. Россь, Неман), Гезгальская (р. Молчадь, Неман), Осиповичская (р. Свислочь, Днепр), Тетеринская и Чигиринская (р. Друть, Днепр).

В конце 80-х - в начале 90-х гг. как во всем мире, так и в нашей республике начался третий этап развития малой гидроэнергетики, обусловленный главным образом задачами экономии органического топлива и повышения экологической эффективности возобновляемых, в первую очередь гидроэнергетических, ресурсов. Кроме того, современные достижения техники в области автоматики и средств управления позволяют преодолеть определенные недостатки, свойственные ранее действующим малым ГЭС, обеспечить их полную автоматизацию и улучшить показатели рентабельности за счет существенного сокращения эксплуатационных затрат.

В Беларуси насчитывается более 20,8 тыс. рек и ручьев общей протяженность. 90,8 тыс. километров. Их суммарный сток составляет 58 кубических километров. К наиболее крупным рекам относятся Днепр, Неман, Припять, Западная Двина, Сож, Березина.

По центру Беларуси проходит водораздел между бассейнами Балтийского и Черного морей (примерно 45 процентов балтийского речного стока, 55 процентов черноморского). Реки у нас только рождаются, они не так многоводны, поэтому получить на ГЭС относительно большие мощности невозможно без образования крупных водохранилищ.

В настоящее время в стране работает более 40 малых ГЭС общей установленной мощностью около 16000 кВт.

За последние годы было принято несколько программ строительства ГЭС в Беларуси. В соответствии Государственной программой строительства в 2011-2015 гг. гидроэлектростанций в Республике Беларусь ставится задача в 2011-2015 гг. 33 гидроэлектростанций общей мощность. 102,1 МВт. В их числе четыре крупных ГЭС на реках Неман и Западная Двина суммарной мощностью 99 МВт.

В рамках государственной программы подходят к окончанию строительство Гродненской ГЭС мощность. 17 МВт, построено несколько малых ГЭС мощностью до 1 МВт. Начинается строительство Полоцкой ГЭС на р. Западная Двина мощность. 22 МВт. Планируется ввод Немновской ГЭС (20 МВт) и Витебской ГЭС (40 МВт).

В случае успешного выполнения программы с учетом ежегодной выработки электроэнергии на существующих ГЭС производство электроэнергии на ГЭС Беларуси к 2015 году будет составлять порядка 510 млн кВт-ч.

До 2020 года намечено строительство ряда новых крупных ГЭС на реках Днепр и Западная Двина. Среди них Бешенковичская ГЭС (30 МВт), Оршанская ГЭС (5,7 МВт), Речицкая ГЭС (4,6 МВт), Верхнедвинсая ГЭС (20 МВт), Школвская ГЭС (4,9 МВт), Могилевская ГЭС (5,1 МВт). С вводом их в эксплуатацию годовая выработка электроэнергии ГЭС может составить 860 млн. кВт-ч.

В ближайшие 10 лет достаточно реально сооружение ряда малых ГЭС на существующих водохранилищах, на притоках основных рек(Неман, Западная Двина, Днепр), а также на промышленных водосбросах, в частности, на очистных сооружениях. В государственной программе указано более 70 возможных мест размещения таких малых ГЭС.

Проведенные исследования показали, что для большинства ГЭС число часов использования максимума установленной мощности лежит в пределах 4500-5000 ч/год.

Запроектированные и построенные ГЭС относятся к низконапорным, и поэтому удельная стоимость, то есть стоимость, приходящаяся на 1 кВт установленной мощности, объективно не может быть низкой. Последние по времени проработки указывают на увеличение удельной стоимости до 5-6,5 тыс. долларов США/кВт.

Если рассмотреть вопрос срока службы ГЭС, то при хорошем уровне обслуживания сооружений гидроузла и оборудования, а также при установке качественного оборудования срок работы ГЭС может превысить 50-60 лет (например, упомянутая выше действующая Осиповичская ГЭС на р. Свислочь).

Одним из дальнейших направлений развития гидроэнергетики Беларуси может стать строительство гидроаккумулирующей электростанции. На протяжении последних десятилетий этот вопрос прорабатывался специалистами не один раз, намечено несколько перспективных площадок. При определенных сценариях развития генерирующих мощностей объединенной энергосистемы Беларуси строительство ГАЭС может оказаться самым эффективным решением.

Наметились положительные сдвиги и в ветроэнергетическом направлении использования местных энергоисточников. Как и во всех странах Европы, в прошлые века ветряные мельницы строились в Беларуси повсеместно. К сожалению, строительство современных ВЭУ в Беларуси неоправданно замедляется. Это происходит в наибольшей степени по субьективным и организационным причинам.

Реальный длительный опыт внедрения ВЭУ - это опыт, полученный в результате сооружения двух ВЭУ в поселке Занарочь Минской области. Установки запроектированы и сооружены в 2000-2002 гг. по инициативе Белорусского отделения Международной академии экологии и благотворительных организаций Германии. Мощность установок 250 кВт и 600 кВт. Их коэффициент использования энергии ветра оказался весьма высоким, что свидетельствует о перспективности применения ВЭУ в республике при их рациональном размещении.

В Беларуси выполняются исследования, и ведется работа по созданию ВЭУ собственного производства, в первую очередь небольшой, до 1 МВт, мощности. Был изготовлен опытный образец роторной ветроэнергетической установки ВЭУ-250 на эффекте Магнуса. Установка работала периодически в течение шести лет в щадящем режиме. Кроме того, были изготовлены три ветроэнергетических установки А-77 мощностью 77 кВт. Они установлены в Корелическом районе Гродненской области. Изготовлены также несколько ветроэнергетических установок малой мощности. Они проходят испытания на полигоне Волма Международного государственного экологического университета имени А.Д.Сахарова.

В Могилеве смонтированы и производят электроэнергию несколько частных ВЭУ (ООО «Тай-кун») мощностью 10 кВт, 80 кВт и 2х400 кВт европейского производства.

В 2011 году закуплена и смонтирована недалеко от Новогрудка современная ВЭУ фирмы HEAG (KHP) мощностью 1,5 МВт. За первых год работы установка показал очень хорошие эксплуатационные качества, коэффициент использования установленной мощности был равен 31,7% при продолжительности использования установленной мощности более 2700 часов.

Этот опыт подтверждает высокую эффективность использования в Беларуси современных ВЭУ, необходимость поиска лучших мест размещения отдельных ВЭС и ветропарков.

Развитие и использование ветроэнергетического потенциала предусмотрено принятой Республиканской программой энергосбережния на 2011-2015 гг. На территории Беларуси выявлено 1840 площадок для размещения ветроустановок с теоритически возможным потенциалом более 1600 МВт.

В настоящее время завершаются работы по годовому мониторингу ветра на четырех площадках к западу и северо-западу от Минска. Это делается для того, чтобы можно было обоснованно предложить желающим инвестировать в ветроэнергетику площадки для размещения ветропарков с реальным подсчитанным ветроэнергопотенциалом.

Заключен контракт с фирмой ENERTRAG AC о создании в течении ближайшим пяти лет на возвышенности рядом с Минском ветропарка мощностью до 160 МВт. Сейчас проводятся мониторинг ветропотенциала и изыскательские работы. В стране имеется как минимум 50-70 площадок, подходящих для сооружения ветроэлектроустановок (ВЭУ) или даже ветроэлектростанций (ВЭС). Это природные возвышенности с фоновыми скоростями ветра на высоте 10 м от 5,9 до 6,2 м/с, что соответствует скоростям ветра на высоте стулицы рабочих колес ВЭУ 50-90 м соответственно 7,5-8,5 м/с. Т.е. скоростям, при которых применение ВЭУ технически возможно и оправдано. Можно говорить о ближайшем реальном потенциале в 500- 700 МВт установленной мощности при периоде использования этой мощности от 2000 до 3000 ч.

В долгосрочной перспективе, как сказано в республиканской программе, рассматривается потенциал в 1600 МВт. Используя его, с учетом технических характеристик ветроэнергетических установок, имеющихся на рынке, можно вырабатывать порядка 3 млрд кВт-ч электроэнергии ежегодно.

2.2 Технико-экономический расчет

Свободная таблица электрооборудования

Наименование и технические данные	Единицы измерения	Общее кол-во ремонтных единиц
1.Ячейки КРУ с вакуумными выключателями серии BB/TEL-10-20/1000 У2	шт.	11
2.Ячейки КРУ с измерительными трансформаторами напряжения 3НОЛП-10	шт.	2
3.Ячейки КРУ с трансформаторами собственных нужд ТМ-25/10	шт.	3
4.Кабель силовой однофазный АПвПу 1*240	км	3,6
5.Кабель силовой однофазный АПвПу 1*50	км	2,4



Таблица 2.2.2 - Смета затрат на электрооборудование и монтаж

Наименование электрооборудования и монтажных работ	Ед. изм.	Кол-во	Сметная стоимость (млн.р.)
			Единицы	Общая
			Обо рудов.	Монтаж	Обору дов.	Монтаж
Раздел I. Электрооборудование и монтаж
1.Ячейки КРУ с вакуумными выключателями серии ВВ/TEL-10-20/1000 У2	шт.	11	70	1,5/0,3	770
2.Ячейки КРУ с измерительными трансформаторами напряжения 3НПОЛП-10	шт.	2	40	1/0,2	80
3.Ячейки КРУ с трансформаторами собственных нужд ТМ-25/10	шт.	2	50	1/0,1	100	2/0,2
Итого по I разделу	950	20,5/3,9
Транспортные расходы (7%)		66,5
Накладные расходы (8,7%)		82,5
Всего по I разделу	1099
Раздел II. Монтажные работы
1.Монтаж однофазного силового кабеля АПвПУ 1*240	км	3,6		3/1		10,8/3,6
2.Монтаж однофазного силового кабеля АПвПу 1*50	км	2,4		2/0,8		4,8/2
Итого по II разделу		15,6/5,6
Транспортные расходы (7%)		1,1
Всего по II разделу		16,7
Раздел III. Материалы
1.Кабель силовой Однофазный АПвПу 1*240	км	2,4	5		12
2.Кабель силовой Однофазный АПвПу 1*50	км	2,4	3		7,2
Итого по III разделу		19,2
Транспортные расходы (7%)		1,3
Всего по III разделу		20,5

Свод итогов:

Раздел I - 1099 млн.руб.

Раздел II - 16,7 млн. руб.

Раздел III - 20,5 млн. руб.

Итого по смете - 1136 млн. руб.

Плановые накопления (7,5%) - 85,2 млн. руб.

Всего по смете - 1221,2 млн. руб.



Литература

1. Королев, О.П. Электроснабжение промышленных предприятий: Учебное пособие по курсовому и дипломному проектированию / О.П.Королев, В.Н. Радкевич, В.Н. Сацукевич. - Минск: РИПО, 1995 - 134с.

2. Каталог кабельной продукции. ОАО «Кольчугинский завод». - М., 2009. - 21с.

3. Лычев, П.В. Электрические сети энергетических систем: Учебное пособие /П.В.Лычев, В.Т. Федин. - Минск: Университетское, 1999.-255с.

4. Рожкова, Л.Д. Электрооборудование станций, подстанций / Л.Д. Рожкова, В.С. Козулин. -М.: Энергоатомиздат, 1987. - 648с.

5. Каталог вакуумных выключателей. - М.: «Тавридаэлектрик», 2007. - 28с.

6. Сокол, Т.С. Охрана труда / Т.С. Сокол, Н.В.Овчинникова. - Минск: Дизайн ПРО, 2005. - 304с.

Размещено на Allbest.ru

...