- •Аннотация
- •Введение
- •Выбор тепловой схемы и основного теплотехнического оборудования
- •1.1. Расчёт принципиальной тепловой схемы кэс
- •1.1.1. Общие сведения
- •1.1.2. Построение процесса расширения пара в турбине
- •1.1.3. Распределение регенеративного подогрева по ступеням
- •1.1.4. Составление уравнений материального баланса и конденсата для схемы
- •1.1.5. Расходы пара
- •1.1.6. Показатели тепловой экономичности энергоблока
- •1.2. Выбор основного и вспомогательного оборудования станции
- •1.2.1. Выбор котла
- •1.2.2. Выбор регенеративных подогревателей
- •1.2.3. Выбор деаэратора питательной воды
- •1.2.4. Выбор питательных насосов
- •1.2.5. Выбор конденсатора и конденсатных насосов
- •1.2.6. Выбор циркуляционного насоса
- •1.2.6. Выбор тягодутьевых машин
- •2. Выбор структурной схемы кэс
- •2.1. Варианты структурной схемы кэс
- •2.2. Выбор трансформаторов
- •2.3. Расчёт потерь электроэнергии
- •2.6. Технико-экономическое сопоставление вариантов структурной схемы кэс
- •3. Выбор схемы ру 500 и 220 кВ
- •3.1. Общие сведения
- •3.2. Выбор схемы ру вн 500 кВ
- •3.3. Выбор схемы ру сн 220 кВ
- •3.4. Расчёт схемы «4/3» ру вн 500 кВ
- •4. Расчёт токов кз и выбор электрооборудования
- •4.1. Расчётные точки и значения токов кз
- •4.2. Условия выбора электрооборудования
- •4.2.1.Общие сведения
- •4.2.2. Выбор выключателей
- •4.2.3. Выбор разъединителей
- •4.2.4. Выбор измерительных трансформаторов тока
- •4.2.5. Выбор измерительных трансформаторов напряжения
- •4.3. Выбор электрооборудования для кэс 8х500 мВт
- •Прочее выбранное оборудование сведено в таблицу 4.2.
- •5. Выбор схемы собственных нужд
- •5.1. Общие положения
- •5.2. Выбор трансформаторов собственных нужд
- •5.3. Выбор схемы электроснабжения собственных нужд
- •6. Разработка рз основных элементов блока
- •6.1. Общие положения
- •6.2. Нарушение нормального режима
- •6.3. Основные защиты от внутренних повреждений
- •6.4. Резервные защиты
- •6.5. Продольная дифференциальная токовая защита генератора
- •6.6. Защита от замыканий на землю в обмотке статора
- •6.7. Поперечная дифференциальная токовая защита генератора
- •6.8. Защита от замыканий на землю в обмотке ротора и в цепях возбуждения
- •6.9. Дифференциальная защита трансформатора
- •6.10. Газовая защита
- •6.11. Защита от повышения напряжения
- •6.12. Дистанционная защита
- •6.13. Токовая защита обратной последовательности
- •6.14. Защита от внешних коротких замыканий на землю в сети с заземленной нейтралью
- •6.15. Защита от симметричных перегрузок
- •6.16. Токовая защита от перегрузок током возбуждения в роторе
- •6.17. Защита от потери возбуждения
- •6.18. Дополнительная резервная токовая защита на стороне вн
- •6.19. Релейная защита собственных нужд электростанций
- •7. Эффективность инвестиций в проект с анализом
- •7.1. Расчет технико-экономических показателей кэс
- •7.2. Экономическая и финансовая осуществимость проекта
- •7.3. Анализ критериев эффективности инвестиций в кэс
- •7.4. Ранжирование влияющих факторов
- •8. Мероприятия по безопасной эксплуатации подстанций
- •8.1. Организационные мероприятия, обеспечивающие безопасность работ на подстанции
- •8.1.2. Организация работ по распоряжению
- •8.2. Технические мероприятия, обеспечивающие безопасность работ со снятием напряжения
- •8.2.1. Отключения
- •8.2.2. Вывешивание запрещающих плакатов
- •8.2.3. Проверка отсутствия напряжения
- •8.2.4. Установка заземления
- •9. Анализ эффективности использования батареи конденсаторов большой емкости
- •9.1. Батарея конденсаторов большой ёмкости – общие сведения
- •9.2. Анализ эффективности использования батареи конденсаторов большой ёмкости
- •9.2.1. Анализ эффективности использования батареи конденсаторов большой ёмкости на примере модели
- •9.2.3. Анализ эффективности использования батареи конденсаторов большой ёмкости на примере подстанции «Красногорская»
- •Заключение
- •Список литературы
2.3. Расчёт потерь электроэнергии
Wпот=Рх∙24∙(Nз+Nл)+Рк∙Nз∙(Si/Sном)2∙ti+Рк∙Nл∙(Si/Sном)2∙ti,
где РхиРксоответственно потери холостого хода и короткого замыкания;
NзиNл– количество дней в зимнем и летнем периодах;
Si – текущая нагрузка трансформатора;
Sном– номинальная мощность трансформатора;
ti– продолжительность данной нагрузки трансформатора.
Годовые потери в блочном трансформаторе, подключенному к РУ 500 кВ равны:
Wпот.500 = 420∙24∙365 + 1210∙210∙[(411,8/630)2∙6+(588,2/630)2∙18] + +1210∙155∙[(411,8/630)2∙6+(588,2/630)2∙18] = 9 917 070,31 кВт∙ч.
Годовые потери в блочном трансформаторе, подключенному к РУ 220 кВ равны:
Wпот.220 = 380∙24∙365 + 1200∙210∙[(411,8/630)2∙6+(588,2/630)2∙18] + +1200∙155∙[(411,8/630)2∙6+(588,2/630)2∙18] = 9 515 117,66 кВт∙ч.
Потери в автотрансформаторе по схеме «7+1» равны:
Wпот.АТ = 125∙24∙365 + 470∙210∙[(139,02/500)2∙6+(67,19/500)2∙8+(50,46/500)2∙6+
+(67,19/500)2∙2+(302,48/500)2∙2] + 470∙155∙[(152,02/500)2∙6+(80,19/500)2∙8+
+(37,45/500)2∙6+(80,19/500)2∙2+(315,49/500)2∙2] = 2 011 986,93 кВт∙ч.
Потери в автотрансформаторе по схеме «6+2» составляют 11 973 720,50 кВт∙ч.
2.4. Технико-экономический расчёт структурной схемы «7+1»
Для сравнения вариантов определяются приведенные затраты по формуле:
З = ЕнК + И + У,
где Ен = 0,12 нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений;
К – дополнительные капитальные вложения в варианты схемы;
И - годовые издержки;
У - математическое ожидание ущерба из-за ненадежности оборудования, введенного в структурную схему.
Приведённые затраты для структурной схемы «7+1» составляют:
З = 0,126954,4 + 979 495,5 + 1703,29 = 982 033,28 тыс.руб.
Сравнительные капитальные вложения в реализацию проекта складываются из расчетных стоимостей отличающихся элементов: трансформаторов, автотрансформаторов, ячеек распределительных устройств.
К = nТ500∙КТ500 +nТ220∙КТ220 +nАТ∙КАТ +nру500∙Кру500+nру220∙Кру220,
где nТ – количество трансформаторов на 500 кВ и 220 кВ соответственно;
nАТ – количество автотрансформаторов;
КТ– стоимость трансформаторов на 500 кВ и 220 кВ соответственно, с учётом коэффициента приведения на монтаж и транспортировку;
КАТ - стоимость автотрансформаторов с учётом коэффициента приведения на монтаж и транспортировку.
Стоимость ячейки выключателя 500 кВ составляет 317,6 тыс.руб.,
стоимость ячейки выключателя 220 кВ составляет 82,4 тыс.руб.
Капитальные вложения в схему «7+1» составляют:
К = 7418 + 1∙574 + 2292 +8317,6 + 482,4 = 6954,4 тыс.руб.
Годовые издержки расчитываются по формуле:
И = Ипот+ Иа+Ио,
где Иа+Ио = 0,084∙ К - суммарная стоимость отчислений на амортизацию и обслуживание; Ипот- сравнительные издержки годовых потерь электроэнергии.
Годовые издержки схемы «7+1» составляют:
И = 978911,29 + 584,17 = 979 495,5 тыс.руб
Сравнительные издержки годовых потерь электроэнергии можно вычислить по формуле:
Ипот = Зуд∙(nТ500∙Wпот.500 +nТ220∙Wпот.220+nАТ∙Wпот.АТ) ,
где Зуд = 1,18 коп/(кВт·ч) = 0,0118 руб/( кВт·ч) удельные затраты на возмещение потерь электроэнергии для европейской части России.
Сравнительные издержки годовых потерь электроэнергии для схемы «7+1» составляют:
Ипот = 0,0118 ∙( 7∙9 917 070,31 + 1∙9 515 117,66 + 2∙2 011 986,93) =
= 978911,29 тыс.руб.
Суммарная стоимость отчислений на амортизацию и обслуживание при напряжениях от 220 кВ составляет:
Иа+Ио= 0,084∙ К = 0,084∙6954,4 = 584,17 тыс.руб.
Для определения возможного ущерба необходимо выполнить расчёт надежности элементов структурной схемы. Показатели надежности элементов схемы приведены в табл. 2.2.
Годовой ущерб можно вычислить по формуле:
Годовой ущерб для схемы «7+1» равен:
У=100∙(9795,77 + 7237,12) = 1 703, 29 тыс.руб.
Недоотпущенную электроэнергию можно вычислить по формуле:
где S– вероятность дефицита мощности,– количество блоков; – количество летних дней;– количество зимних дней;,– мощность ступени графика нагрузки,МВт;,– длительность этой ступени,ч.
Для блоков, присоединенных к РУ ВН, среднегодовой недоотпуск электроэнергии составляет:
Для блоков, присоединенных к РУ СН, среднегодовой недоотпуск электроэнергии составляет:
Вероятность дефицита мощности можно вычислить по формуле:
Схема для расчёта вероятности дефицита мощности представлена на рис. 2.9.
Рис. 2.9. Расчёт вероятности отказа схемы электрических соединений
Вероятность дефицита мощности (см.рис.2.9):
Таблица 2.2
Показатели надежности элементов схемы
Элемент |
Параметры | |||||
, 1/год |
Тв, ч |
кап, 1/год |
Ткап, ч |
тек, 1/год |
Ттек, ч | |
Генератор |
5 |
200 |
1 |
1100 |
3 |
240 |
Трансформатор с Uвн = 500кВ |
0,05 |
220 |
0,17 |
350 |
1 |
50 |
Выключатели воздушные 35 кВ |
0,04 |
12 |
0,2 |
100 |
2 |
6 |
Выключатели маслянные 35 кВ |
0,01 |
12 |
0,17 |
40 |
2 |
6 |
Выключатели воздушные 500 кВ |
0,08 |
90 |
0,2 |
900 |
1 |
90 |
Сборные Шины 500 кВ (на одно присоединение) |
0,001 |
7,6 |
… |
… |
1 |
7,6 |
2.5. Технико-экономический расчёт структурной схемы «6+2»
Приведённые затраты для структурной схемы «6+2» составляют:
З = 0,127652,9 + 1 180 320,4 + 1703,29 = 1 353 819,54 тыс.руб.
Сравнительные капитальные вложения в реализацию проекта складываются из расчетных стоимостей отличающихся элементов: трансформаторов, автотрансформаторов, ячеек распределительных устройств.
Капитальные вложения в схему «6+2» составляют:
К = 6418 + 2∙574 + 3375,5 + 8317,6 + 482,4 = 7652,9 тыс.руб.
Годовые издержки схемы «6+2» составляют:
И = 1 350 555,06 + 642,84 = 1 351 197,9 тыс.руб.
Сравнительные издержки годовых потерь электроэнергии в трансформаторах можно вычеслить по формуле:
Ипот = Зуд∙( nТ500∙Wпот.500 + nТ220∙Wпот.220+ nАТ∙Wпот.АТ) ,
Сравнительные издержки годовых потерь электроэнергии для схемы «6+2» составляют:
Ипот = 0,0118 ∙( 6∙9 917 070,31 + 2∙9 515 117,66 + 3∙11 973 720,50) =
= 1 350 555,06 тыс.руб.
Суммарная стоимость отчислений на амортизацию и обслуживание при напряжениях от 220 кВ составляет:
Иа+Ио= 0,084∙ К = 0,084∙7652,9 = 642,84 тыс.руб.
Годовой ущерб для схемы «6+2» равен:
У = 100∙(9795,77 + 7237,12) = 1 703, 29 тыс.руб.