Завдання: визначити оптимальну черговість будівництва структурної
(принципової) схеми електричної частини ТЕЦ з чотирма блоками потужністю 300 МВт кожний в конденсаційному режимі за інтегральними показниками враховуючи зростання навантаження місцевого району, за наступним сценарієм:
№ року |
0 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
Потужність навантаженн МВТ |
- |
- |
- |
70 |
70 |
100 |
100 |
180 |
180 |
260 |
З метою спрощення завдання були враховані наступні припущення:
1. Не враховувались затрати, пов’язані з будівництвом ЛЕП та інших
елементів схеми видачі потужності станції і приєднання її до мереж існуючої енергосистеми і потенційних споживачів. Таке припущення хоча і не відповідає умовам і принципам технічної і економічної порівнянності, проте базується на тезі, що затрати в вищезазначені елементи поваріантно будуть приблизно однаковими для кожної черги введення потужності і мають будуть понесені не забудовниками ТЕЦ, а енергосистемою чи такими споживачами.
2. Будівельна частина РУ різних класів напруги, генератор та генераторні
шини також приймались поваріантно однаковими на кожному етапі, тому затрати, пов’язані з цим, не враховувались.
Так як доходи станції для кожної черги введення генеруючої потужності
ідентичні у всіх варіантах, порівнювальна ефективність може оцінюватись шляхом порівняння затратної частини інтегрального ефекту, тобто сумарних дисконтованих затрат) . Це значно спрощує завдання, тому що не вимагає поваріантних розрахунків доходів, і, саме головне, - капіталовкладень та щорічних витрат в повному обсязі всієї ТЕЦ.
У загальному випадку сумарні затрати матимуть вигляд:
де Е – норма дисконту,
t – порядковий номер року;
Kt – капіталовкладення (інвестиції) t-го року;
Bt – повні витрати t-го року, які мають враховувати:
де Вe.t – експлуатаційні витрати, що складаються з витрат на амортизацію, обслуговування та на компенсацію втрат електричної енергії
Вkp.t – витрати на обслуговування кредиту
Він – інші витрати, якими можуть бути приховані, наявні, альтернативні витрати (тощо).
Рис.1. Кінцева структурна схема електричної частини ТЕЦ.
Критерієм порівняльної ефективності є умова:
Пропонуються 2 кінцевих можливих варіанти організації будівництва структурної (принципової) схеми електричної частини ТЕЦ, кожен з яких складається з 4-х етапів, тривалістю по 2 роки кожний.
Капіталовкладення і річні втрати електроенергії Варіант а
За цим варіантним сценарієм організації будівництва на 1-му етапі навантаження місцевого району не буде, тому ВРУ-110 кВ і трансформаторного зв’язку між ВРУ-330 і ВРУ-110 не передбачається.
1-й блок ТЕЦ приєднується до ВРУ-330 кВ через генераторний вимикач ГВ2 та блочний трансформатор Т2 напругою 20/330 кВ. З урахуванням приєднання ПЛ 330 кВ Л6 на ВРУ-330 кВ передбачається 3 комірки з вимикачами.
Рис.2. Спрощена схема електричних з’єднань на 1-му етапі будівництва.
Тут і надалі:
Штриховою лінією показані елементи з’єднань схеми видачі потужності, що враховуються у порівнянні; суцільною – вже існуючі елементи та інші, що не враховуються на даному етапі у порівнянні.
Перетоки потужності показані для максимальних навантажень району і максимальній генерації в конденсаційному режимі.
Таким чином, капіталовкладення в обладнання на 1-му етапі:
де Г.В. C – ціна комірки з генераторним вимикачем HECS-100R, що прийнята у розмірі 487,78 тис. у.о. згідно з таблицею 1;
СВ330 – ціна комірки з вимикачем HPL-420 напругою 330 кВ, що прийнята у
розмірі 594,72 тис. у.о. згідно з таблицею 1;
СТ 330 – ціна силового трансформатора напругою 330 кВ, що прийнята у розмірі 2008,44 тис. у.о., згідно з таблицею 1;
n1 = 1 – кількість комірок з генераторними вимикачами, що встановлюються на даному етапі будівництва;
n2 = 3 – кількість комірок з вимикачами напругою 330 кВ, що
встановлюються на даному етапі будівництва.
n3 = 1 – кількість трансформаторів напругою 330/20 кВ, що
встановлюються на даному етапі будівництва;
Таблиця 1. Капіталовкладення в обладнання.
Апаратура |
Кількість шт. |
Ціна тис. у.о. |
Вартість разом тис. у.о. |
1. Комірка з генераторним вимикачем HECS-100R |
4 |
487,78 |
1951,12 |
2. Комірка з вимикачем на напругу 330 кВ HPL-420 АВВ |
9 |
594,72 |
5352,48 |
3. Комірка з вимикачем на напругу 110 кВ LTB-145 АВВ |
10 |
156,24 |
1562,4 |
4. Трансформатор силовий на напругу 330 кВ ТДЦ-400000/33 |
2 |
2008,44 |
4016,88 |
5. Трансформатор силовий на напругу 110 кВ ТДЦ-400000/110 |
2 |
1879,92 |
3759,84 |
6. Автотрансформатор АТДЦТН-200000/330/110 |
2 |
1466,64 |
2933,28 |
Результат розрахунку капіталовкладень на 1-му етапі занесено до таблиці 2.
Розрахунок втрат електроенергії в трансформаторі Т1(ТДЦ-400000/330) (Блок №1):
Максимальна повна потужність, що протікає через трансформатор ТДЦ-40000/330:
Т=8760 год – час роботи трансформатора, автотрансформатора
τ – час максимальних втрат, год/рік.
де Тmax=6000 – часло годин використання максимального навантаження, год/рік.
де ΔWвтрТ330 – втрати електроенергії в трансформаторі ТДЦ-400000/330;
ΔPxхТ330 =300 кВт – втрати активної потужності в трансформаторі
ТДЦ - 400000/330 в режимі холостого ходу;
ΔPкзТ330 =790 кВт – втрати активної потужності в трансформаторі
ТДЦ-400000/330 в режимі короткого замикання;
SномТ330 = 400 МВ·А – номінальна повна потужність трансформатора ТДЦ-400000/330;
На етапі №2 в останній 2018 рік, максимальне прогнозоване навантаження місцевого району очікується на рівні 100 МВт (117.647 МВА), для забезпечення чого передбачається будівництво від ВРУ-110 кВ ТЕЦ двох ПЛ Л1 і Л2. До ВРУ-110 кВ приєднується блок Г1, а до ВРУ-330 кВ лінія Л7. ВРУ-110 кВ матиме трансформаторний зв’язок з ВРУ-330 кВ через автотрансформатор АТ1. Таким чином до ВРУ-330 кВ на етапі №2 додаються 2 комірки з вимикачами, а збудоване на цьому етапі ВРУ-110 кВ буде мати 6 комірок.
Капіталовкладення у обладнання на 2-му етапі:
де С Т330 – ціна силового трансформатора напругою 330 кВ, що прийнята у
розмірі 2008,44 тис. у.о.;
n1 =1– кількість комірок з генераторними вимикачами, що встановлюються
на даному етапі будівництва;
n2 =1 – кількість трансформаторів напругою 110 кВ, що встановлюються на
даному етапі будівництва;
n3 = 6 – кількість комірок з вимикачами напругою 110 кВ, що
встановлюються на даному етапі будівництва;
n4 = 2 – кількість комірок з вимикачами напругою 330 кВ, що
встановлюються на даному етапі будівництва.
n5 =1 – кількість працюючих автотрансформаторів зв’язку;
Результати розрахунку капіталовкладень на 2-у етапі занесено до таблиці2.
Рис.3. Розвиток схеми електричних з’єднань на 2-му етапі будівництва за варіантом А
Сумарні річні втрати в трансформаторах ТДЦ-400000/110 (Блок №1) і ТДЦ-400000/330 (Блок №2) і в автотрансформаторі АТДЦТН-200000/330/110:
Максимальна прогнозна потужність, що перетікатиме в останній, 2018 рік, даного етапу через автотрансформатор АТДЦТН-200000/330/110 буде мати місце при мінімальних навантаженнях споживачів місцевого району:
Sрн =0.8·117,647=94,118 МВА – мінімальне прогнозоване навантаження місцевого району;
nАТ=1 – кількість паралельно працюючих автотрансформаторів;
nТ110=1, nТ330=1– кількість паралельно працюючих трансформаторів 110 і 330 кВ відповідно;
ΔPxхТ110 =320 кВт – втрати активної потужності в трансформаторі ТДЦ-
400000/110 в режимі холостого ходу;
ΔPкзТ110 =900 кВт – втрати активної потужності в трансформаторі ТДЦ-
400000/110 в режимі короткого замикання;
SномТ110= 400 МВ·А – номінальна повна потужність трансформатора
ТДЦ-400000/110;
SmaxТ110 – максимальна повна потужність, що перетікає через трансформатор ТДЦ-400000/110, прийнята Sг - Sвп =294,12 - 0,06·294,12 = 276,47 МВА.
ΔPxхТ330 =300 кВт – втрати активної потужності в трансформаторі
ТДЦ - 400000/330 в режимі холостого ходу;
ΔPкзТ330 =790 кВт – втрати активної потужності в трансформаторі
ТДЦ-400000/330 в режимі короткого замикання;
SномТ330=400 МВ·А – номінальна повна потужність трансформатора
ТДЦ-400000/330;
SmaxТ330 – максимальна повна потужність, що перетікає через трансформатор ТДЦ-400000/330, прийнята Sг - Sвп =294,12 - 0,06·294,12 = 276,47 МВА.
ΔPxхАТ =155 кВт – втрати потужності в автотрансформаторі
АТДЦТН-200000/330/110 в режимі холостого ходу;
ΔPкзАТ =560 кВт – втрати активної потужності в автотрансформаторі
АТДЦТН-200000/330/110 в режимі короткого замикання;
На етапі №3 В останній 2020 рік даного етапу прогнозоване максимальне
навантаження місцевого району досягне 180 МВт (211.7 МВА) , для забезпечення чого передбачається будівництво ще 2-ох ЛЕП Л3 і Л4 з відповідним додаванням лінійних комірок з вимикачем. До ВРУ-330 кВ передбачається приєднання третього генераторного блоку і одного вимикача.
Капіталовкладення в обладнання на 3-му етапі:
де СТ 330 – ціна силового трансформатора напругою 330 кВ, що прийнята у розмірі 2008,44 тис. у.о., згідно з таблицею 1;
n1=1 – кількість комірок з генераторними вимикачами, що
встановлюються на даному етапі будівництва;
n2 =1 – кількість трансформаторів напругою 330 кВ, що встановлюються
на даному етапі будівництва;
n3 =2 – кількість комірок з вимикачами напругою 110 кВ, що
встановлюються на даному етапі будівництва;
n4 = 1 – кількість комірок з вимикачами напругою 330 кВ, що
встановлюються на даному етапі будівництва.
Результат розрахунку капіталовкладень на 3-у етапі занесено до табл.2.
Рис.4. Розвиток схеми електричних з’єднань на 3-му етапі будівництва за варіантом А.
Втрати електроенергії в блочних трансформатора Т1, Т2, Т3 та автотрансформаторі АТ-1:
nАТ=1 – кількість паралельно працюючих автотрансформаторів одного
типу;
nТ110=1, nТ330=2, – кількість працюючих блочних трансформаторів 110 і
330 кВ відповідно.
Максимальна прогнозна потужність, що перетікатиме в останній рік даного етапу через автотрансформатор АТДЦТН-200000/330/110 буде мати місце при мінімальних навантаженнях споживачів місцевого району:
де Sрн =0,8·211,7=169,3 МВА– мінімальне прогнозоване навантаження місцевого району;
На етапі №4 максимальне прогнозне навантаження місцевого району зросте до 260 МВт (305,8 МВА), для забезпечення чого передбачається будівництво ще однієї ПЛ 110 кВ Л5 з відповідним додаванням лінійної комірки з вимикачем. Також встановлюється ще один автотрансформатор АТ-2. До ВРУ-330 кВ приєднуються 3-й блок з генератором Г4 та ПЛ Л8, що вимагає встановлення ще однієї ланки з трьома вимикачами. Розбудова станції і її електричної частини завершується.
Рис. 5. Розвиток схеми електричних з’єднань на 4-му етапі будівництва за варіантом А.
Капіталовкладення в обладнання на 4-му етапі:
де n1=1 – кількість генераторних вимикачів, що встановлюються на даному
етапі будівництва;
n2 =1 – кількість трансформаторів напругою 330 кВ, що встановлюються на
даному етапі будівництва;
n3 = 2 – кількість комірок з вимикачами напругою 110 кВ, що встановлюються на даному етапі будівництва;
n4 = 3 – кількість комірок з вимикачами напругою 330 кВ, що
встановлюються на даному етапі будівництва.
n5 =1– кількість автотрансформаторів, що встановлюються на даному етапі будівництва (так як перетік через автотрансформатор набагато менший його номінальної потужності, доцільно тримати в роботі лише один автотрансформатор, а другий в резерві на випадок відмови);
Результат розрахунку капіталовкладень на 4-му етапі занесено до табл.2.
Втрати електроенергії в 4-ох блочних трансформаторах і автотрансформаторах зв’язку АТ-1,2:
де nТ110=1, nТ330=3, nАТ=1 – кількість працюючих автотрансформаторів
звязку(так як перетік через автотрансформатор набагато менший його номінальної потужності, доцільно тримати в роботі лише один автотрансформатор, а другий – в резерві на випадок відмови АТ2 або генераторного блоку Г1);
Максимальна потужність, що перетікатиме через автотрансформатор
АТДЦТН-200000/330/110 в 2022 році буде мати місце при мінімальних
навантаженнях споживачів місцевого району:
де Sрн =0,8·305.8=244,706 МВА– мінімальне прогнозоване навантаження
місцевого району;