Компоновка главной схемы электростанции

Размещено на http://www.allbest.ru/

Оглавление

энергетический турбогенератор мощность

1. Исходные данные

2. Компоновка структурной схемы

3. Таблицы мощностей

4. Выбор трансформаторов

5. Выбор схем распределительных устройств

6. Технико-экономический расчет

Список литературы



1. Исходные данные

Мощность станции: P_ТЭЦ = 770 МВт;

Вид топлива: Уголь;

Собственные нужды ТЭЦ = 14%;

Схема подключения электростанции к энергосистеме: Рис. 1;

Суточный график работы генераторов: Рис. 2;

Рисунок 1. Схема подключения электростанции к энергосистеме

Рисунок 2. Суточный график работы генераторов

Параметры первого потребителя: Табл. 1;

Таблица 1. Параметры первого потребителя

Вид промышленности	Напряжение U1, кВ	Максимум активной мощности, P1MAX,%, %	График нагрузки
Торфоразработка	10	19	Рис. 1.3



Параметры второго потребителя: Табл. 2;

Таблица 2. Параметры первого потребителя

Вид промышленности	Напряжение U2, кВ	Максимум активной мощности, P2MAX,%, %	График нагрузки
Станкостроение	220	63	Рис. 1.4

Параметры энергосистемы: Табл. 3

Таблица 3. Параметры энергосистем

Мощность первой энергосистемы C1, МВА.	Относительное сопротивление XC1, о.е.	Длина ЛЭП L1, км.	Мощность второй энергосистемы C2, МВА.	Относительное сопротивление XC2, о.е.	Длина ЛЭП L2, км.
17000	0,83	189	14000	0,87	145

Рисунок 3. График нагрузки первого потребителя

Рисунок 4. График нагрузки второго потребителя



2. Компоновка структурной схемы

Компоновку главной схемы электростанции удобно начинать с разработки структурной схемы, которая определяет основные энергетические потоки. Характерной чертой ТЭЦ является выдача части мощности на генераторном напряжении и доля этой мощности во многом определяет архитектуру главной схемы.

Компоновка структурной схемы ТЭЦ начинается с выбора числа генераторов и их мощностей и заключается в правильном распределении генераторов по РУ. Согласно техническому заданию станция должна отдавать мощность на двух напряжениях 10 кВ и 220 кВ, в результате чего в главной схеме должны быть предусмотрены два распределительных устройства - ГРУ и РУ ВН. Нагрузка P1 будет запитана от ГРУ, а нагрузка P2 - от РУ ВН.

Для сравнения и экономического расчета спроектируем две разных схемы.

Схема 1.

Вычислим максимальные активные мощности для нагрузок:

146,3 МВт;

623,7 МВт;

Мощность для нагрузки P1 наберем из двух генераторов ТВФ-63-2У3 и одного генератора ТВС-32У3. Мощность для нагрузки P2 наберем из двух генераторов ТГВ-300-2У3. Представим их технические характеристики в виде таблицы (Табл. 4):



Таблица 4. Технические характеристики турбогенераторов

Тип турбогенератора	Номинальная полная мощность	Номинальная активная мощность	Номинальное напряжение , кВ
ТВС-32У3	40	32	10,5	0,8
ТВФ-63-2У3	78,75	63	10,5	0,8
ТГВ-300-2У3	353	300	20	0,85

Вычислим мощности, выдаваемые генераторами на РУ:

158 МВт;

600 МВт;

Вычислим проектную мощность:

758 МВт;

Вычислим отклонение от установленной мощности:

1,56 %

Поскольку отклонение от установленной мощности получилось меньше допустимого отклонения в 5%, то спроектированная схема подходит для строительства. Структурная схема проектируемой электроустановки изображена на рис. 5.



Рисунок 5. Структурная схема проектируемой электроустановки для схемы 1

Схема 2

Вычислим максимальные активные мощности для нагрузок:

146,3 МВт;

623,7 МВт;

Мощность для нагрузки P1 наберем из трех генераторов ТВФ-63-2У3. Мощность для нагрузки P2 наберем из трех генераторов ТГВ-200-2У3. Представим их технические характеристики в виде таблицы (Табл. 5):

Таблица 5. Технические характеристики турбогенераторов

Тип турбогенератора	Номинальная полная мощность	Номинальная активная мощность	Номинальное напряжение , кВ
ТВФ-63-2У3	78,75	63	10,5	0,8
ТГВ-200-2У3	235,3	200	15,75	0,85



Вычислим мощности, выдаваемые генераторами на РУ:

189 МВт;

600 МВт;

Вычислим проектную мощность:

789 МВт;

Вычислим отклонение от установленной мощности:

2,47 %

Поскольку отклонение от установленной мощности получилось меньше допустимого отклонения в 5%, то спроектированная схема подходит для строительства. Структурная схема проектируемой электроустановки изображена на рис. 6.

Рисунок 6. Структурная схема проектируемой электроустановки для схемы 2



3. Таблицы мощностей

Целью данных расчетов является определение перетоков мощности через трансформаторы связи и обменной мощности станции с энергосистемой. Мощность перетока необходима для выбора трансформаторов связи, а обменная мощность позволяет определить необходимое число линий связи станции с энергосистемой и с потребителем.

Поскольку расчет ведется для двух схем сразу, то расчет будем вести для каждой схемы в отдельности.

Помимо этого будем вести рассмотрения трех режимов: нормальный режим, ремонт генератора на ГРУ и ремонт станции - ремонт блока на РУ ВН. Режим ремонта ГРУ предусматривает вывод в ремонт одного самого мощного генератора на ГРУ. Режим ремонта станции (Ремонт блока на РУ ВН) предусматривает вывод в ремонт одного самого мощного генератора на РУ ВН.

Схема 1

Полная мощность генератора:

;

В общем случае полная мощность может быть определена по формуле, хотя это справочная величина. Также необходимо учитывать суточный график работы генераторов для определения мощности в конкретный момент времени.

Собственные нужды генератора:

,



Где - Собственные нужды станции. Для ТЭЦ, работающей на природном газе . Для ТЭЦ, работающей на каменном угле .

Полная мощность нагрузок:

,

,

Где - Коэффициент мощности для всех потребителей, . Также необходимо учитывать суточные графики нагрузки для определения мощности в конкретный момент времени.

Переток мощности между ГРУ и ОРУ в каждый момент времени определяется разностью мощностей поступившей на шины ГРУ и ушедшей с них:

;

Обменная мощность для каждого момента времени определяется разностью поступающей на шины ОРУ мощности и уходящей с этих шин:

;

По данным формулам рассчитаем режимы для первой схемы. Результаты расчетов занесем в отдельные таблицы для каждого режима.

Схема 2

Полная мощность генератора:

;



В общем случае полная мощность может быть определена по формуле, хотя это справочная величина.

Также необходимо учитывать суточный график работы генераторов для определения мощности в конкретный момент времени.

Собственные нужды генератора:

,

Где - Собственные нужды станции. Для ТЭЦ, работающей на природном газе . Для ТЭЦ, работающей на каменном угле .

Полная мощность нагрузок:

,

,

Где - Коэффициент мощности для всех потребителей, . Также необходимо учитывать суточные графики нагрузки для определения мощности в конкретный момент времени.

Переток мощности между ГРУ и ОРУ в каждый момент времени определяется разностью мощностей поступившей на шины ГРУ и ушедшей с них:

,

Где - Полная мощность генераторов, работающих на шины ГРУ; - Полная мощность собственных нужд генераторов, работающих на шины ГРУ; - Полная мощность первого потребителя, подключенного к шинам ГРУ.

Обменная мощность для каждого момента времени определяется разностью поступающей на шины ОРУ мощности и уходящей с этих шин:

,

Где - Полная мощность генераторов блоков, подключенных к шинам ОРУ;

- Полная мощность собственных нужд генераторов, работающих на шины ОРУ;

- Полная мощность второго потребителя, подключенного к шинам ОРУ.

По данным формулам рассчитаем режимы для первой схемы. Результаты расчетов занесем в отдельные таблицы для каждого режима.

4. Выбор трансформаторов

Выбор трансформатора блока. Схема 1

При блочной компоновке регулирование напряжения на шинах РУ ВН выполняется посредством АВР генераторов, поэтому трансформаторы блоков применяются без РПН.

Выбор трансформатора блока производится в соответствии со следующими условиями:

; ; .

В соответствии с этими условиями в блок с генератором мощностью 353 МВА устанавливаем трансформатор типа ТДЦ-400000/220-У1. Параметры трансформатора приведены в табл. 6.



Таблица 6. Параметры трансформатора ТДЦ-400000/220-У1

Тип	, МВА	, кВ	, кВ	, кВт	, кВт
ТДЦ-400000/220-У1	400	245	20	330	880

Выбор трансформатора блока. Схема 2

При блочной компоновке регулирование напряжения на шинах РУ ВН выполняется посредством АВР генераторов, поэтому трансформаторы блоков применяются без РПН.

Выбор трансформатора блока производится в соответствии со следующими условиями:

; ; .

В соответствии с этими условиями в блок с генератором мощностью 235,3 МВА устанавливаем трансформатор типа ТДЦ-250000/220-У1. Параметры трансформатора приведены в табл. 7.

Таблица 7. Параметры трансформатора ТДЦ-250000/220-У1

Тип	, МВА	, кВ	, кВ	, кВт	, кВт
ТДЦ-250000/220-У1	250	245	15,75	207	600

Выбор трансформатора связи. Схема 1

Трансформаторы связи обеспечивают энергетическую связь шин низкого напряжения с шинами ОРУ и с энергосистемой, повышая тем самым надежность работы станции и надежность электроснабжения близко расположенных потребителей (в нашем случае это потребитель P₁). При избытке мощности на шинах ГРУ эта мощность через трансформаторы связи передается в энергосистему, а при дефиците потребляется из энергосистемы.

Ввиду частого реверса мощности и различных требований к регулированию напряжений на шинах ГРУ и ОРУ трансформаторы связи должны иметь устройство РПН.

На ТЭЦ устанавливают не менее двух трансформаторов связи. Однако установка трех и более трансформаторов требует серьезного экономического обоснования, поэтому установку двух трансформаторов связи в учебном проекте следует считать наиболее целесообразной.

Сравнение таблиц мощности режимов для первой схемы показывает, что по максимальному перетоку мощности наиболее тяжелым является режим ремонта генератора на ГРУ работы станции.

75,10 МВА;

Согласно ГОСТ 14209-85 для трансформаторов допускается двухкратная перегрузка, поэтому при установке двух параллельно работающих трансформаторов их номинальная мощность выбирается по условию:

37,55 МВА;

Намечаем к установке два трансформатора связи типа ТРДН-40000/220 У1 и проверяем их по ГОСТ 14209-85.

Время перегрузки 21 ч. Коэффициент максимальной перегрузки:

1,88;

Коэффициент начальной нагрузки (недогрузки):

0,52;

20,86 МВА;

Коэффициент перегрузки:



1,48;

59,09 МВА;

Таким образом, с помощью коэффициентов К₁ и К₂ реальный график нагрузки преобразован в эквивалентный двухступенчатый график по тепловому износу, который и используется для оценки перегрузочной способности трансформатора. При правильном преобразовании реального графика в двухступенчатый должно соблюдаться условие:

; 1,48 ? 1,692;

Так как данное условие не соблюдается, двухступенчатый график требует коррекции, которую производим следующим образом. Вместо рассчитанного значения К₂ принимаем новое значение 1,692 и пересчитываем реальное время перегрузки в эквивалентное:

16,07 ч.

После этого определяем допустимое значение коэффициента перегрузки по таблицам ГОСТ по разделу "аварийные перегрузки". Для этого используем следующие данные:

Система охлаждения трансформатора: Д;

Эквивалентная годовая температура воздуха для г.Омска: +8,4 °С;

Время перегрузки трансформатора: 16,07 ч;

Коэффициент начальной нагрузки: 0,52;

Коэффициент перегрузки: 1,692.

Предельно допустимое значение коэффициента перегрузки при 8,4°C определим методом экстраполяции. Предельно допустимое значение коэффициента перегрузки при 10°C: 1,3. Предельно допустимое значение коэффициента перегрузки при 0°C: 1,4. Тогда:

1,384;

Так как , то условие работы трансформатора по перегрузочной способности не удовлетворяется, и поэтому трансформатор ТРДН-40000/220 У1 не принимается к установке в данной схеме.

По стандартному ряду мощностей выбираем следующий трансформатор ТРДН-63000/220 У1 и проводим для него такую же проверку по перегрузочной способности.

Время перегрузки 6 ч.

Коэффициент максимальной перегрузки:

1,19;

Коэффициент начальной нагрузки (недогрузки):

0,79;

49,83 МВА;

Коэффициент перегрузки:

1,121;

70,62 МВА;

Так как условие ; 1,121 ? 1,071 выполняется то коррекцию двухступенчатого графика проводить не требуется и проверку трансформатора на перегрузочную способность ведем по следующим данным:

Cистема охлаждения трансформатора: Д;

Эквивалентная годовая температура воздуха для г.Омска: +8,4 °С;

Время перегрузки трансформатора: 6 ч;

Коэффициент начальной нагрузки: 0,79;

Коэффициент перегрузки: 1,121.

Предельно допустимое значение коэффициента перегрузки при 8,4°C определим методом экстраполяции. Предельно допустимое значение коэффициента перегрузки при 10°C: 1,3. Предельно допустимое значение коэффициента перегрузки при 0°C: 1,4. Тогда:

1,384;

Так как , то условие работы трансформатора по перегрузочной способности удовлетворяется, и поэтому трансформатор ТРДН-63000/220 У1 принимается к установке в данной схеме. Параметры трансформатора приведены в табл. 8.

Таблица 8. Параметры трансформатора ТДЦ-63000/220-У1

Тип	, МВА	, кВ	, кВ	, кВт	, кВт
ТРДН-63000/220-У1	63	230	11	70	265

Выбор трансформатора связи. Схема 2

Трансформаторы связи обеспечивают энергетическую связь шин низкого напряжения с шинами ОРУ и с энергосистемой, повышая тем самым надежность работы станции и надежность электроснабжения близко расположенных потребителей (в нашем случае это потребитель P₁). При избытке мощности на шинах ГРУ эта мощность через трансформаторы связи передается в энергосистему, а при дефиците потребляется из энергосистемы.

Ввиду частого реверса мощности и различных требований к регулированию напряжений на шинах ГРУ и ОРУ трансформаторы связи должны иметь устройство РПН.

На ТЭЦ устанавливают не менее двух трансформаторов связи. Однако установка трех и более трансформаторов требует серьезного экономического обоснования, поэтому установку двух трансформаторов связи в учебном проекте следует считать наиболее целесообразной.

Сравнение таблиц мощности режимов для первой схемы показывает, что по максимальному перетоку мощности наиболее тяжелым является режим ремонта генератора на ГРУ работы станции.

99,90 МВА;

Согласно ГОСТ 14209-85 для трансформаторов допускается двухкратная перегрузка, поэтому при установке двух параллельно работающих трансформаторов их номинальная мощность выбирается по условию:

49,95 МВА;

Намечаем к установке два трансформатора связи типа ТРДН-63000/220 У1 и проверяем их по ГОСТ 14209-85.

Время перегрузки 3 ч.

Коэффициент максимальной перегрузки:

1,59;

Коэффициент начальной нагрузки (недогрузки):



0,63;

39,94 МВА;

Коэффициент перегрузки:

1,37;

86,26 МВА;

Таким образом, с помощью коэффициентов К₁ и К₂ реальный график нагрузки преобразован в эквивалентный двухступенчатый график по тепловому износу, который и используется для оценки перегрузочной способности трансформатора. При правильном преобразовании реального графика в двухступенчатый должно соблюдаться условие:

; 1,37 ? 1,431;

Так как данное условие не соблюдается, двухступенчатый график требует коррекции, которую производим следующим образом. Вместо рассчитанного значения К₂ принимаем новое значение 1,431 и пересчитываем реальное время перегрузки в эквивалентное:

2,75 ч.

После этого определяем допустимое значение коэффициента перегрузки по таблицам ГОСТ по разделу "аварийные перегрузки". Для этого используем следующие данные:

Cистема охлаждения трансформатора: Д;

Эквивалентная годовая температура воздуха для г. Омска: +8,4 °С;

Время перегрузки трансформатора: 2,75 ч;

Коэффициент начальной нагрузки: 0,63;

Коэффициент перегрузки: 1,431.

Предельно допустимое значение коэффициента перегрузки при 8,4°C определим методом экстраполяции. Предельно допустимое значение коэффициента перегрузки при 10°C: 1,3. Предельно допустимое значение коэффициента перегрузки при 0°C: 1,4. Тогда:

1,384;

Так как , то условие работы трансформатора по перегрузочной способности не удовлетворяется, и поэтому трансформатор ТРДН-63000/220 У1 не принимается к установке в данной схеме.

По стандартному ряду мощностей выбираем следующий трансформатор ТРДЦН-100000/220 У1 и проводим для него такую же проверку по перегрузочной способности.

Время перегрузки 1 ч. Коэффициент максимальной перегрузки:

0,999;

Коэффициент начальной нагрузки (недогрузки):

0,4464;

44,64 МВА;

Коэффициент перегрузки:



0,999;

99,90 МВА;

Так как условие ; 0 ? 0,8991 выполняется то коррекцию двухступенчатого графика проводить не требуется и проверку трансформатора на перегрузочную способность ведем по следующим данным:

Cистема охлаждения трансформатора: ДЦ;

Эквивалентная годовая температура воздуха для г. Омска: +8,4 °С;

Время перегрузки трансформатора: 1 ч;

Коэффициент начальной нагрузки: 0,79;

Коэффициент перегрузки: 1,121.

Предельно допустимое значение коэффициента перегрузки при 8,4°C определим методом экстраполяции. Предельно допустимое значение коэффициента перегрузки при 10°C: 1,4. Предельно допустимое значение коэффициента перегрузки при 0°C: 1,4. Тогда:

1,4;

Так как , то условие работы трансформатора по перегрузочной способности удовлетворяется, и поэтому трансформатор ТРДЦН-100000/220 У1 принимается к установке в данной схеме. Параметры трансформатора приведены в табл. 9.

Таблица 9. Параметры трансформатора ТРДЦН-100000/220-У1

Тип	, МВА	, кВ	, кВ	, кВт	, кВт
ТРДЦН-100000/220-У1	100	230	11	102	340



5. Выбор схем распределительных устройств

Согласно требованиям, ГРУ, как правило, выполняется с одной секционированной системой сборных шин с различными модификациями. Эти схемы применяются при числе присоединений на секцию не более 8. Секционирование должно выполняться так, чтобы каждая секция имела источник энергии и примерно соответствующую нагрузку. Поэтому число секций ГРУ выбираем равным числу генераторов, работающих на шины этого распределительного устройства.

Количество цепей ЛЭП, присоединяемых к шинам станции, определяем по их пропускной способности.

Поскольку структурные схемы отличаются между собой только количеством и мощность генераторов, то и главные электрические схемы между собой так же будут отличаться лишь количеством и мощностью генераторов. При этом ГРУ и ОРУ для схем ничем отличаться не будут.

Схема 1

Количество цепей для связи с энергосистемой определяется максимумом обменной мощности станции с системой и пропускной способностью одной цепи воздушной линии при напряжении 220 кВ. Для воздушных линий 220 кВ принимаем пропускную способность одной цепи 200 МВА.

2

В соответствии с рис. 1 на станцию приходит две линии присоединения станции к энергосистеме, а значит принимаем равным: .

Количество присоединений для связи с потребителем определяется максимумом мощности этого потребителя:



3

Необходимо добавить еще одно присоединение связи станции с потребителем. Добавочное присоединение будет использоваться в качестве резервного присоединения. В соответствии с этим принимаем:

Общее число присоединений на шины ОРУ:

12

Схема 2

Количество цепей для связи с энергосистемой определяется максимумом обменной мощности станции с системой и пропускной способностью одной цепи воздушной линии при напряжении 220 кВ. Для воздушных линий 220 кВ принимаем пропускную способность одной цепи 200 МВА.

3

В соответствии с рис. 1 на станцию приходит две линии присоединения станции к энергосистеме, а значит принимаем равным: .

Количество присоединений для связи с потребителем определяется максимумом мощности этого потребителя:

3

Необходимо добавить еще одно присоединение связи станции с потребителем. Добавочное присоединение будет использоваться в качестве резервного присоединения.

В соответствии с этим принимаем:

Общее число присоединений на шины ОРУ:

13

6. Технико-экономический расчет

Поскольку просто так никто не скажет цену на конкретный генератор, и в современных справочниках цены на генераторы также не указываются, согласно [2] цены приведены по состоянию на 1988, то чтобы перевести советские цены в российские цены воспользуемся специфическим приближенным методом по соотношению валют. Обменный курс долларов США к советским рублям по состоянию на март 2013 года составляет: 100$ = 50,54 рублей. Обменный курс долларов США к российским рублям по состоянию на март 2013 года: 100; = 3108,34 рубля. Прировняв соотношения, получаем, что чтобы получить цену в российских рублях нужно цену в советских рублях помножить на: 61,5.

Схема 1

Затраты на строительство установки:

,

Где И - Годовые издержки на эксплуатацию схемы; К - Капиталовложение в установку (Определяется по укрупненным показателям); с_Н - Нормативный коэффициент использования капитальных затрат, для энергетики .

Капиталовложения в оборудование описывается формулой:

,



Где - Суммарные капиталовложения в генераторы; - Суммарные капиталовложения в трансформаторы; - Суммарные капиталовложения в выключатели для напряжения 10 кВ; - Суммарные капиталовложения в выключатели для напряжения 220 кВ.

Капиталовложения на генераторы:

Используя соотношение, рассчитанное во вступлении к разделу, получим цены на генераторы в современном эквиваленте. Полученные цены сведем для удобства в таблицу (Табл. 10).

Таблица 10. Цены на турбогенераторы для схемы 1

Тип турбогенератора	Цена турбогенератора в советских рублях, тыс. руб.	Цена турбогенератора в российских рублях, тыс. руб.
ТВС-32У3	250	15375
ТВФ-63-2У3	268	16482
ТГВ-300-2У3	900	55350

Итак, суммарные капиталовложения на генераторы для первой схемы равны:

159039 тыс. руб.

Капиталовложения на трансформаторы:

Используя соотношение, рассчитанное во вступлении к разделу, получим цены на генераторы в современном эквиваленте. Полученные цены сведем для удобства в таблицу (Табл. 11).

Таблица 11. Цены на трансформаторы для схемы 1

Тип трансформатора	Цена трансформатора в советских рублях, тыс. руб.	Цена трансформатора в российских рублях, тыс. руб.
ТРДН-63000/220-У1	119,6	7355,4
ТДЦ-400000/220-У1	389	23923,5

Итак, суммарные капиталовложения на трансформаторы для первой схемы равны:

62557,8 тыс. руб.

Капиталовложения в выключатели 220 кВ:

Количество выключателей на 220 кВ определяется количеством присоединений к шинам ОРУ и выключателями, обслуживающими схему ОРУ: 2 - секционных 2 - шиносоединительных. Таким образом, количество выключателей в схеме ОРУ:

16 шт.

К установке намечаем выключатель ВГТ-220-40/3150 У1. Согласно [3] его цена варьируется от 2 950 до 3 200 тыс. руб./шт. Возьмем осредненный вариант в 3 075 тыс. руб./шт. Таким образом, стоимость выключателей в схеме ОРУ:

49200 тыс. руб.

Капиталовложения в выключатели 10 кВ:

В расчет принимаются все выключатели ГРУ за исключением выключателей, присоединенных к потребителю Р1 (потому что для обоих вариантов их число одинаково), и выключателей на собственные нужды (Собственные нужды в проекте не разрабатываются). При этих условиях в расчетное число выключателей входят: 3 - генераторных, 4 - для трансформаторов связи с расщепленной обмоткой, 3 - секционных. К установке намечаем выключатель из [4], цена которого равна 119189 руб./шт. Таким образом, стоимость выключателей в схеме ГРУ:

1191890 тыс. руб.

Полная стоимость основного оборудования:

=271988,69 тыс. руб.



Эксплуатационные издержки:

,

Где - Норма амортизационных отчислений (); - Норма отчислений на обслуживание и ремонт (Для оборудования 35-150 кВ ; Для оборудования до 20 кВ = 0,04); - стоимость потерь электроэнергии ( коп / кВт ч); - потери электроэнергии в трансформаторах за год, кВт•ч / год.

Потери энергии в трансформаторах за год:

,

Где - Потери энергии в трансформаторе связи; - Потери энергии в трансформаторах блоков.

,

Где , - Потери холостого хода и короткого замыкания трансформатора, кВт; - Число параллельно работающих трансформаторов; - Максимум мощности, протекающей через трансформатор, MBA; - Номинальная мощность трансформатора, МВА; ч - Число часов в году; - Время наибольших потерь, зависит от продолжительности использования максимальной нагрузки и нагрузки и определяется по графику в [5].

;



Потери энергии в трансформаторах связи:

6177,25 ч.

4750

2014 • 10³ кВт • ч.

Потери энергии в трансформаторах блоков:

8468 ч.

8190 ч.

11252 • 10³ кВт • ч.

Потери энергии в трансформаторах за год:

13266 • 10³ кВт • ч.

Эксплуатационные издержки:

=19010,55 тыс. руб.

Итак, затраты на строительство установки согласно первой схеме равны:

51649,2 тыс. руб.

Схема 2

Капиталовложения в оборудование описывается формулой:



,

Где - Суммарные капиталовложения в генераторы; - Суммарные капиталовложения в трансформаторы; - Суммарные капиталовложения в выключатели для напряжения 10 кВ; - Суммарные капиталовложения в выключатели для напряжения 220 кВ.

Капиталовложение на генераторы:

Используя соотношение, рассчитанное во вступлении к разделу, получим цены на генераторы в современном эквиваленте. Полученные цены сведем для удобства в таблицу (Табл. 12).

Таблица 12. Цены на турбогенераторы для схемы 2

Тип турбогенератора	Цена турбогенератора в советских рублях, тыс. руб.	Цена турбогенератора в российских рублях, тыс. руб.
ТВФ-63-2У3	268	16482
ТГВ-200-2У3	593,4	36494,1

Итак, суммарные капиталовложения на генераторы для второй схемы равны:

158928,3 тыс. руб.

Капиталовложения на трансформаторы:

Используя соотношение, рассчитанное во вступлении к разделу, получим цены на генераторы в современном эквиваленте. Полученные цены сведем для удобства в таблицу (Табл. 13).

Таблица 13. Цены на трансформаторы для схемы 2

Тип трансформатора	Цена трансформатора в советских рублях, тыс. руб.	Цена трансформатора в российских рублях, тыс. руб.
ТРДЦН-100000/220-У1	156,6	9630,9
ТДЦ-250000/220-У1	284	17466



Итак, суммарные капиталовложения на трансформаторы для второй схемы равны:

71659,8 тыс. руб.

Капиталовложения в выключатели 220 кВ:

Количество выключателей на 220 кВ определяется количеством присоединений к шинам ОРУ и выключателями, обслуживающими схему ОРУ: 6 - секционных 3 - шиносоединительных. Таким образом, количество выключателей в схеме ОРУ:

22 шт.

К установке намечаем выключатель ВГТ-220-40/3150 У1. Согласно [3] его цена варьируется от 2950 до 3200 тыс. руб./шт. Возьмем осредненный вариант в 3075 тыс. руб./шт. Таким образом, стоимость выключателей в схеме ОРУ:

67650 тыс. руб.

Капиталовложения в выключатели 10 кВ:

В расчет принимаются все выключатели ГРУ за исключением выключателей, присоединенных к потребителю Р1 (потому что для обоих вариантов их число одинаково), и выключателей на собственные нужды (Собственные нужды в проекте не разрабатываются). При этих условиях в расчетное число выключателей входят: 3 - генераторных, 4 - для трансформаторов связи с расщепленной обмоткой, 3 - секционных. К установке намечаем выключатель из [4] , цена которого равна 119189 руб./шт. Таким образом, стоимость выключателей в схеме ГРУ:

1191890 тыс. руб.

Полная стоимость основного оборудования:



299429,99 тыс. руб.

Эксплуатационные издержки:

,

Где - Норма амортизационных отчислений ();

- Норма отчислений на обслуживание и ремонт (Для оборудования 35-150 кВ ;

Для оборудования до 20 кВ = 0,04); - стоимость потерь электроэнергии ( коп / кВт ч);

- потери электроэнергии в трансформаторах за год, кВт•ч / год.

Потери энергии в трансформаторах за год:

,

Где - Потери энергии в трансформаторе связи;

- Потери энергии в трансформаторах блоков.

,

Где , - Потери холостого хода и короткого замыкания трансформатора, кВт;

- Число параллельно работающих трансформаторов; - Максимум мощности, протекающей через трансформатор, MBA;

- Номинальная мощность трансформатора, МВА; ч - Число часов в году; - Время наибольших потерь, зависит от продолжительности использования максимальной нагрузки и нагрузки и определяется по графику в [5].

;

Потери энергии в трансформаторах связи:

3921,56 ч.

2500

2212 • 10³ кВт • ч.

Потери энергии в трансформаторах блоков:

8468 ч.

8190

9594 • 10³ кВт • ч.

Потери энергии в трансформаторах за год:

11806 • 10³ кВт • ч.

Эксплуатационные издержки:

= 21311,53 тыс. руб.

Итак, затраты на строительство установки согласно первой схеме равны:

57243,13 тыс. руб.

Результаты расчетов обоих вариантов представлены в табл. 14.

Схема	К, тыс. руб.	И, тыс. руб.	З, тыс. руб.
Схема 1	271988,69	19010,55	51649,2
Схема 2	299429,99	21311,53	57243,13



Список литературы

1. Щукин, О.С. Главные электрические схемы электрических станций и подстанций. Компоновка, эксплуатация, расчет: учеб. пособие / О.С. Щукин - Омск: Изд-во ОмГТУ, 2008. - 100 с.

2. Неклепаев, Б.Н. Электрическая часть электростанций и подстанций: справ. для курсового и дипломного проектирования / Б.Н. Неклепаев, И.П. Крючков. - М.: Энергоатомиздат, 1989. - 605 с.

3. http://ekb.pulscen.ru/products/elegazovy_vyklyuchatel_220ii_6028860.

4. http://msk.energoportal.ru/catalog/elegazovyj-vyklyuchatel-6-10-kv-1600a-214162.html.

5. Неклепаев, Б.Н. Электрическая часть электростанций / Б.Н. Неклепаев. - М.: Энергия, 1986. - 640 с.

Размещено на Allbest.ru

...