Logo GenDocs.ru

Поиск по сайту:  


Загрузка...

КЭС 3600 - файл Баклан.doc


КЭС 3600
скачать (589.2 kb.)

Доступные файлы (1):

Баклан.doc1673kb.18.12.2008 00:49скачать

содержание
Загрузка...

Баклан.doc

  1   2   3   4
Реклама MarketGid:
Загрузка...
РЕФЕРАТ
Пояснювальна записка містить: стор., 3 рис., 25 табл., 8 джерел.

Пояснювальна записка складається із восьми роздiлiв.

В першому розділі вибрано основне силове устаткування КЕС (генератори, блочні трансформатори, автотрансформатори зв'язку, робочі и резервні трансформатори власних потреб) та проведено техніко-економічний розрахунок варіантів структурної схеми КЕС 3600 МВт.

У другому розділі зроблено вибір розподільних пристроїв КЕС (відкритого розподільного пристрою 110 кВ, відкритого розподільного пристрою 330 кВ і розподільного пристрою власних потреб 6 кВ).

У третьому розділі зроблено розрахунок струмів короткого замикання.

У четвертому розділі вибрано комутаційні апарати і струмоведучі частини.

У п'ятому розділі зроблено вибір вимірювальних трансформаторів струму і напруги в ланцюзі генератору 300 МВт.

У шостому розділі розглянуто питання вибору акумуляторних батарей, зарядних і підзарядних агрегатів на КЕС.

У сьомому розділі зроблено визначення кошторисної вартості будівництва КЕС, що проектується.

У восьмому розділі розглянуто загальне питання охорони праці.

РЕФЕРАТ
Пояснительная записка содержит: стр., 3 рис., 25 табл., 8 источников.

Объяснительная записка состоит из восьми разделов.

В первом разделе выбрано основное силовое оборудование КЭС (генераторы, блочные трансформаторы, автотрансформаторы связи, рабочие и резервные трансформаторы собственных нужд) и произведен технико-экономический расчет вариантов структурной схемы КЭС 3600 МВт.

Во втором разделе сделан выбор распределительных устройств КЭС (открытого распределительного устройства 110 кВ, открытого распределительного устройства 330 кВ и распределительного устройства собственных нужд 6 кВ).

В третьем разделе сделан расчет токов короткого замыкания.

В четвертом разделе выбраны коммутационные аппараты и токоведущие части.

В пятом разделе сделан выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения в цепи генератора 300 МВт.

В шестом разделе рассмотрен вопрос выбора аккумуляторных батарей, зарядных и подзарядных агрегатов на КЭС.

В седьмом разделе произведено определение сметной стоимости строительства проектируемой КЭС.

В восьмом разделе рассмотрен общий вопрос охраны труда.

ЗМІСТ
Введення……………………………………………………………………….

1.Описання головноi схеми ПГУ…………................................................

2.1 Вибір головної схеми ТЕС....................................................................

2.3 Вибір джерел живлення власних потреб…………………………….

2.4 Вибір числа і потужності трансформаторів зв'язку на ТЕС………...

2.5 Область застосування вимикачів……………………………………...

2.6 Техніко-економічний розрахунок…………………………………….

3. Вибір схем розподільних пристроїв……………………………………….

3.1 Вибір схем відкритих розподільних пристроїв………………………

3.2 Вибір схеми живлення власних потреб…………………………….....

4. Розрахунок струмів короткого замикання………………………………....

5. Вибір комутаційних апаратів і струмоведучих частин……………………

5.1 Вибір комутаційної апаратури в ланцюзі робочого

трансформатору власних потреб із сторони 6,3 кВ…………………..

5.2 Вибір комутаційної апаратури на генераторній напрузі 20 кВ............

5.3 Вибір комутаційної апаратури на напрузі 110 кВ.................................

5.4 Вибір комутаційної апаратури на напрузі 330 кВ.................................

5.5 Вибір збірних шин розподільного пристрою 6 кВ................................

5.6 Вибір кабелю до електродвигуна власних потреб................................

5.7 Вибір комплектного екранованого струмопровіду (КЕСт)

генераторної напруги 20 кВ....................................................................

5.8 Вибір збірних шин розподільного пристрою 330 кВ і

ошиновки ліній, що відходять від нього......................................................

6. Вибір вимірювальних трансформаторів струму і трансформаторів

напруги......................................................................................................

6.1 Вибір трансформаторів струму................................................................

6.2 Вибір трансформаторів напруги..............................................................

7. Вибір акумуляторних батарей, зарядних і підзарядних агрегатів...............

7.1. Споживачі енергії і режими роботи електроустановки постійного

струму........................................................................................................

7.2 Вибір акумуляторних батарей..................................................................

7.3 Вибір зарядних і підзарядних пристроїв.................................................

8. Визначення кошторисної вартості будівництва ТЕС....................................

9. Загальне питання охорони праці……………………………………………..

Висновок............................................................................................................

Список джерел інформації...............................................................................

ВСТУП
У соответствии з ТЭО iнвестицiй у будивництво ПГУ Алчевського металургiйного комбiнату потужнiсттю 151,5 МВт для забезпечiння роботи парогазовоi установи необхiдно передбачити подачу топливного газу,допомiжного пару,демiнералiзованноi води технiчноi води,води на пожежогасiння питноi води азоту,а також виконати вiдведення замазутненних стокiв,побутових стiчних вод,дождьовоi каналiзацii.

Пiдведення та вiдведення серед виконуеться до границi площадки ПГУ до естокади трубопроводiв,яка вказана на схематичному кресленню генплену(креслення генплану додаеться).

^ Tехнiчнi вимоги

1 Паливний газ

Газова турбiна типу М701S фiрми «Mitsubishi» необхiдна для роботи на сумiшi паливних газiв,отриманнихих вiд Алчевського металургiйного комбiнату,та забезпечують проектну потужнiсть 151,5МВт при роботi на сумiшi газiв з витратами 276700 Нм /г з теплотворною можливiстю 4396кДж/Нм.

Основнi сумiшi паливних газiв пiд час роботи ПГУ зi 100%:

-доменний газ +коксовий газ (BFG+COG);

-доменний газ +коксовий газ+конвертний газ (BFG+COG+LDG);

-пiд час запуску ПГУ використовуеться тiльки доменний газ+коксовий

газ (BFG+COG).

Параметри витрат паливного газу на один блок приведенii у Таблицi 1
Таблиця 1

Найменування

Од.вимiр.

Доменний газ

BFG

Коксовий газ

COG

Конверт.газ

LDG

Витрати

Нм /г

244114 (макс 250000

2586

(макс 21000)

30000

Тиск подачи

КПа (г)

8

12 кПа+BFG

8

Температура подачи

C

30

30

30

Найнижча теплотворна здатнiсть (НТС)

кДж/Нм

930

4285

7275

Предельна швидкiсть змiни

НТС

кДж/Нм/мин




<55




Забруднююi речовини на входi в ЕР



BFG+COG+LDG




Пил

мг/м




<




Склад:




BFG

COG

LDG

N

сух.об ему%

51,2

3,6

24,2

H

сух.об ему%

6,4

54,8

0,5

CO

сух.об ему%

17,15

2,7

18,1

CO

сух.об ему%

24,85

6,6

57,2

СН

сух.об ему%










С Н

сух.об ему%










О

сух.об ему%










Н S

сух.об ему%










*ЕР-Электролитичний

осадник










Зв язаний азот у паливi (NH ,NOx,HCN и др.)

ppmvd

<10

<10

<10

Нафталин

сух-г/Нм

0

<50

0


Схематичний графiк подачи паливрого газу до ПГУ приведено на мал.1

^ 2 Допомiжний пар

Для роботи ПГУ потрiбно подача допомiжного пару вiд зовнiшнього iсточника.

Потреби та параметри допомiжного пару на один блок приведенi у Таблицi.2

Таблиця 2



Середа

Розход

т/г

Тиск

МПа

Тем-ра

С

Режим роботи

Прим.

1

Пар для пуску турбiни

50

1,5-2,0

(у кiнцевiй

точцi

320-470

Перiодично при пуску турбiни

320/370:370/420:

420/470

холодний/теплий

/горячий


^ 3 Демiнералiзованна вода

Для роботи ПГУ потрiбна подача демiнералiзованноi води вiд ХВО в бак запасу демiнералiзованноi води,який розташованний поблизу машинного залу.

Демiнералiзована вода iз баку запасу насосами подаеться (2x100) для заповнення та пiдпитку котла-утилiзатора,для пiдпитки конденсатора паровоi турбiни,для заповнення та пiдпитку системи замкненого контуру охолодження,в систему мийки лопастей газового компрессора.

Витрати та параметри демiнералiзованноi води на один блок приведенi у таблицi 3

Таблиця 3



Середа

Розход

т/г

Тиск

МПа

Тем-ра

С

Режим роботи

Прим.




Демiнералiзована вода

9

0,5

(у кiнцевiй

точцi)

30

постiйно

для початкового заповнення потрiбно 55 т/г


Качество води повинно вiдповiдати наступним мiнiмальним потребам

Параметр

Одиниця вимiрювання

Максимальне значення

Электропровiднiсть

МкS/см

<0,5 (при 25 С)

Загальна жорсткiсть

Мк-моль/л

0

Мiсткiсть кремнiю

Мкг/л

20


^ 4 Технiчна (сира) вода

Технiчна (сира) вода вiд iснуючоi систем из максимальним напором подаэться у два резервуара технiчноi води,якi також використовуютбся для зберiгання води на пожежегасiння.

Подача технiчноi води вiд бакiв до користувачiв виконуеться спецiальними насосами,якi зробленнi ВАТ «ХI «Энергопроект».

Для роботи ПГУ потрiбно подача технiчноi (сироi) води:

-на заповнення та пiдпитку вентиляцiйноi градирнi;

-в газоохолоджувачь;

-в електростатичний осадник;

- до стабiлiзатору тиску газу;

-iньшим користувачам;

Користувачi,використання та параметри технiчноi води на один блок приведенi Таблицi 4

Таблиця 4



Середа

Розход

т/г

Тиск

МПа

Тем-ра

С

Режим роботи

Прим.

1

Газоохолоджувач

40




30

постiйно

При заповненнi макс.витрати води 450м /г(при дуже низькiй тем-рiохолоджуючого повiтря)

2

Электростатичний осадник

30




30

постiйно




3

Пiдпитка вентиляцiйноi градирнi

200

Р перед градирней -10-15 м.вод.ст.

30

постiйно




4

Трубопровiд

150




30

перiодично

Пiд час пуску

5

U-образний клапан гiдравлiчного уплотнення

30




30

перiодично

Пiд час перевiрки


Вiдпрацьованв технiчна вода пiсля користувачiв прямуе у систему стiчних вод.

Витрати та параметри вiдрацьованноi технiчноi води на один блок приведенi у Таблицi 5

Таблиця 5



Середа

Розход

т/г

Тиск

МПа

Тем-ра

С

Режим роботи

Прим.

1

Газоохолоджувач

40




50

постiйно

Вода,забрудненна паливним газом

2

Электростатичний осадник

30




30

постiйно

Вода з пилом

3

Вода пiсля мийки лопастей газового компрессора

2,5




30

перiодично

Змив тяжких забруднень

4

Продувка вентиляцiйноi градирнi

260




30

постiйно





^ 2. ВИБІР ГОЛОВНОЇ СХЕМИ ЕЛЕКТРОСТАНЦІЇ, ЩО

ПРОЕКТУЄТЬСЯ НА ПІДСТАВІ ТЕХНІКО – ЕКОНОМІЧНОГО

ПОРІВНЯННЯ ВАРІАНТІВ
2.1 Вибір головної схеми ТЕС
Сучасні ТЕС споруджуються за блоковим принципом: генератор-трансформатор-збірні шини. Між розподільними пристроями (РП) різних напруг зазвичай здійснюється електричний зв'язок за допомогою автотрансформаторів.

Кількість блоків, підключених до шин середньої напруги (СН), обирається таким чином, щоб забезпечити покриття навантаження шин цієї напруги в нормальному режимі, а також це залежить від потужності встановлених генераторів, перспективи розвитку мережі і інших чинників.

Спочатку необхідно намітити два варіанти головної схеми ТЕС.Для кладання варіантів схем необхідно розподілити блоки ТЕС між шинами розподільних пристроїв середньої і високої напруг.

При складанні першого варіанту головної схеми ТЕС число блоків, що підключаються до шин середньої напруги (), визначається за формулою
, (1.1)
де   максимальне активне навантаження на шинах середньої напруги, надане в завданні, МВт;

  номінальна активна потужність генератору, МВт.
.
Отримане за формулою (1.1) значення необхідно округляти у більшу сторону. При складанні другого варіанту головної схеми ТЕС число блоків, що підключаються до шин середньої напруги можна прийняти на один більше, ніж було визначено для першого варіанту.

Таким чином перший варіант структурної схеми приймаємо з двома турбогенераторами з Pг=150МВт підключеними до РП СН,та один турбогенератор пiдключений до РП ВН.А другий варіант – з трьома турбогенераторами пiдключеними до РП СН. У завданні вказане навантаження в мінімальному і максимальному режимах (літо-зима) на шинах нижчого з двох вищих напруг. Число ліній, що відходять від РПСН
, (1.2)
де Рmax – максимальне навантаження місцевого району, МВт;

Рпр.сп – пропускна спроможність лінії на даній напрузі, МВт [1 табл. 1.20].

^ 2.2 Вибір генераторів
Генератори вибираються відповідно до завдання на проектування. Паспортні дані генераторів із [1 табл.2.1] зводяться в таблицю 1.1.
Таблиця 2.1   Паспортні дані турбогенераторів


Тип генератора

Номінальна

потужність

Номінальна

напруга, кВ

cos φном

Номінальний струм, кА



Збудження

Охолоджування

обмотки

ротора

обмотки

статора

повна, МВА

активна, МВт































































^ 2.3 Вибір джерел живлення власних потреб

При виборi схем живлення электродвигунiв механiзмiв ПГУ головна увага придiляэться збiльшенню надiйностi.Живлення электродвигунi механiзмiв ПГУ виконано по напрузi 0,380 i 6 кВ.Для схем аварiйного захисту,автоматики та приладiв теплового контролю,аварiйних маслонасосiв газовоi та паровоi турбiн використовуеться напруга 220 В постiйного струму.Питання схем релейного захисту електротехнiчного обладнання здiйснено вiд стацiонарноi аккумуляторноi батареi типу СК-36.Схема постiйного струму ПГУ приведенна на мал.1.Для отримання постiйного струму 220 В встановленнi два трьохмашиннi агрегати,один з яких знаходиться у роботi,а iнший-у резервi.

Розподiльчий пристрiй власних потреб 6 кВ живиться вiд головного розподiльчого пристрою 6 кВ станцii по двум реактивним кабелям перемичкам,iз яких нормально одна знаходиться у резервi,а iнша у автоматичному резервi.Генератори газовоi та паровоi турбiни пiдключенi до шин 6 кВ головного розподiльчого пристрою.

Питання електродвигунiв насосiв живлення та розгонного генератору здiйснюеться безпосередньо з шин РП СН-6 кВ.Два трансформата типу ТС-560 потужнiсттю по 560 кВА,з вторинною напругою 0,380 кВ,електродвигуни мазутноi насосноi також пiдключенi до шин РПСН-6 кВ.На цих трансформаторах маеться автоматичний ввод резерву.У схемi 6 кВ встановлено типове електротехнiчне устаткування.Перелiк електродвигунiв механiзмiв ПГУ приведено у табл.2.2.Загальна встановлена потужнiсть електродвигунiв встановлюе 3230 кВт

Таблиця 2.2 – Перелiк електродвигунiв механiзмiв ПГУ

Найменування

механiзмiв

Кiлькiсть,

шт.

Напруга,

кВ

Потужнiсть,

кВт

Сумарна потужнiсть, кВт


Резервний збудник ………….

Насос примусовоi циркуляцii типу ЕЦН-3…….

Маслонасоси питательних насосiв……………………….

Пусковий маслонасос газовоi турбiни ……………………....

Дренажнi насоси баку нижчих точок …………………....

Насоси технiчноi води ……...

Пусковi маслонасоси паровоi турбiни Р-12-90/8…………....

Валоповоротний пристрiй газовоi турбiни……………....

Плунжорнi насоси…………...

Вентиляторнi турбiни цеху…

Трьохмашинний агрегат…….

Електропривiд задвижок…....

Перекачуючi насоси мазуту..

Основнi мазутнi насоси

Циркуляцiйнi насоси мазуту..

Вентилятори мазутноi насосноi……………………...


1
1
2
1
2

2
1
1

3

4

2

63

2

2

1
2


6
0,38
0,38
0,38
0,38

0,38
0,38
0,38

0,38

0,38

0,38

0,38

0,38

0,38

0,38
0,38



300
125
4,5
14
7

7
7
7

1

75

7

­-

50

125

20
1,5



300
125
9
14
14

14
14
7

3

300

14

50

100

250

20
3


Всього встановлено електродвигунiв ……………………...


92


-


-


3230



  1. Витрата активної потужності на власні потреби блоку (), МВт


, (1.3)
де   витрата активної потужності на власні потреби, %;

  встановлена активна потужність генератору, МВт.
Приймаємо Pв.п.=5% по [1 табл. 1.17],
;
2. Витрата реактивної потужності на власні потреби блоку (), МВар
, (1.4)
де = 0,60.

;
3. Витрата повної потужності на власні потреби блоку (), МВА
;. (1.5)

;
4. Вибір робочих трансформаторів власних потреб (в.п.)
Робочі трансформатори в.п. ТЕС приєднуються відпаюванням від блоку. За наявності вимикача в ланцюзі генератору для зменшення числа комутацій при пуску і зупинці блоку і для використання робочого трансформатора в.п., як пускового трансформатору, відгалуження до робочих трансформаторів зазвичай приєднуються між вимикачем і трансформатором блоку.

Потужність робочих трансформаторів в.п. вибирається за умовою:
. (1.6)
Робочі трансформатори в.п. ТЕС повинні бути забезпечені пристроєм регулювання напруги під навантаженням (РПН) шляхом зміни числа витків первинної обмотки трансформатора.

Паспортні дані вибраного робочого ТВП зводяться в таблицю 2.2 з [1 табл.3.4].
Таблиця 2.2 – Паспортні дані робочого трансформатора в.п.


Тип трансформатору

Sном, МВА

Напруга

обмоток,

кВ

Втрати,

кВт

Напруга

короткого замикання

Uк, %

Вартість, тис.крб.

ВН

НН

Рхх

Ркз

ВН-НН

НН-НН

заводська

розрахункова

ТРДНС-25000/35

25

20

6,3-6,3

25

115

10.5

30

62

99,2


5. Вибір пускорезервних трансформаторів в.п.
В ланцюгах генераторів відсутні вимикачі, тому встановлюються пускорезервні трансформатори в.п. (ПРТВП). Потужність кожного ПРТВП повинна забезпечити заміну робочого трансформатора одного блоку і одночасний пуск або аварійний останов другого блоку. Згідно норм технологічного проектування число ПРТВП приймаємо два та передбачаємо третій ПРТВП генераторної напруги, не приєднаний до джерела живлення, але встановлений на електростанції і готовий до заміни будь-якого робочого ТВП. Потужність ПРТВП вибирається на ступінь шкали потужностей вище, ніж потужність найкрупнішого робочого ТВП.

Виходячи з того, що частина енергоблоків з вимикачами, а частина без вимикачів, встановлюємо ПРТВП

Для зменшення величини струмів короткого замикання ПРТВП потужністю 25 МВА і вище повинні мати розщеплювання обмотки низької напруги 6 кВ, а також вони повинні бути забезпечені пристроєм РПН.

Паспортні дані вибраного пускорезервного ПРТВП із [1 табл.3.4-3.5] зводяться в таблицю 1.3

Таблиця 2.3 – Паспортні дані пускорезервного трансформатора в.п.


Тип трансформатора

Sном, МВА

Напруга обмоток,

кВ

Втрати,

кВт

Напруга

короткого замикання

Uк, %

Вартість, тис.крб.

ВН

НН

Рхх

Ркз

ВН-НН

НН-НН

заводська

розрахункова

ТРДНС-63000/35

63

36,75

6,3-6,3

44

250

12,7

40

107

171,2

ТРДНС-63000/35

63

115

6,3-6,3

50

245

10,5

30

110

165


^ 1.4 Вибір числа і потужності трансформаторів зв'язку на КЕС
На потужних КЕС видача електроенергії в енергосистему відбувається на двох, а іноді на трьох підвищених напругах.

Зв'язок між розподільними пристроями різної напруги здійснюється за допомогою автотрансформаторів.

Потужність автотрансформаторів вибирається по максимальному перетіканню між розподільними пристроями вищої і середньої напруг, який визначається по найбільш важкому режиму. Розрахунковим режимом може бути видача потужності з РП середньої напруги в РП вищої напруги, що має зв'язок з енергосистемою. При цьому необхідно враховувати в розрахунку мінімальне навантаження на шинах середньої напруги. Важчим може опинитися режим передачі потужності з РП вищої напруги в РП середньої напруги при максимальному навантаженні на шинах середньої напруги і відключенні одного з енергоблоків, приєднаних до цих шин.

Розрахунок потужності, передаваної через трансформатор зв'язку, необхідно виконати для чотирьох режимів:

  • у нормальному режимі при максимальних навантаженнях (зима), підставляємо в (1.6) значення та знаходим (МВА);

  • у нормальному режимі при мінімальних навантаженнях (літо), підставляємо в (1.6) значення та знаходим (МВА);

  • у аварійному режимі (відключення одного генератора, підключеного до шин РП середньої напруги) при максимальних навантаженнях, підставляємо в (2.1) і змінюючи значення , знаходим (МВА);

  • у аварійному режимі при мінімальних навантаженнях, підставляємо в (1.6) і змінюючи значення , знаходим (МВА).

Потужність, що передається через автотрансформатор зв'язку (), визначається з урахуванням різних значень генераторів, навантаження і споживачів власних потреб
, (1.7)
де   сумарна активна і реактивна потужності генераторів, приєднаних до РП середньої напруги;

  активне і реактивне навантаження на шинах середньої напруги;

 . сумарне споживання активної і реактивної потужності на власні потреби блоків, приєднаних до шин середньої напруги
;

;

.
Перший варіант структурної схеми
;

;

;

.

Другий варіант структурної схеми
;

;

;

.
Всі розрахунки зводимо в табл. 1.4
Таблиця 1.4– Перетікання потужності через автотрансформатор зв'язку



Режими

Перетікання потужності для

першого варіанту схеми, МВА

Перетікання потужності для

другого варіанту схеми, МВА

зима

літо

зима

літо

Нормальний

167

218

499

553

Аварійний

188

134

167

218


Розрахункове перетікання потужності через трансформатор зв'язку приймаємо рівним максимальному з обчислених , , ,
{, , , }
Потужність трансформатора зв'язку знаходимо за умовами:

, (1.8)
де   коефіцієнт допустимого перевантаження, що враховує можливе аварійне перевантаження трансформатора на 40%, =1,4.

Якщо розраховане перетікання потужності через трансформатор зв'язку досягає максимуму в аварійному режимі, то необхідно прийняти =2.
;

.

Таблиця 1.5   Паспортні дані автотрансформаторів зв'язку



Тип автотрансформатора

Sном, МВА

Напруга обмоток,

кВ

Втрати,

кВт

Напруга

короткого замикання

Uк, %

Вартість, тис.крб.

ВН

СН

НН

Рхх

Ркз

В-С

В-Н

С-Н

заводська

розрахункова

33011538,515556010,53825291407,4АТДЦН-400000/330/150400АТДЦТН-200000/330/110

200330–165180720–11–291392,85

Знаючи максимальні перетікання потужності при обох варіантах структурної схеми КЕС можна визначити кількість ліній, що відходять від відкритого розподільного пристрою 330 кВ.


1.Вимикач повітряний U=35кВ19238——2.Вимикач повітряний U=110кВ36——3180Сума,Кіл-стьСума,2Кіл-сть n=µ §, (1.9)

тис.крб

одиниць

тис.руб

одиниць
Перший варіант структурної схеми
n=µ §.
Другий варіант структурної схеми

n=µ §.
µ §
Рисунок 1.1 – Перший варіант головної схеми КЕС (4×300+3×800) МВт
µ §
Рисунок 1.2 – Другий варіант головної схеми КЕС (4×300+3×800) МВт
1.5 Область застосування вимикачів
У ланцюгах генераторів Р=300 МВт встановлюємо повітряні вимикачі, в ланцюгах в.п. встановлюємо вакуумні вимикачі.
1.6 Техніко-економічний розрахунок
Метою техніко-економічного розрахунку є вибір оптимального варіанту структурної схеми електростанції з декількох конкурентноздатних схем.

Економічними показниками є: капіталовкладення (К), щорічні експлуатаційні витрати (И), приведені витрати. Таким чином, приведені річні витрати
µ §, (1.10)
де рн – нормативний коефіцієнт ефективності капіталовкладень; при розрахунку в енергетиці рн=0,12.

Капіталовкладення і витрати визначаються для кожного варіанту схеми. Розмір капіталовкладень визначається розрахунковою вартістю (Кт, тис.крб.) та ячєєк вимикачів розподільних пристроїв (Кру, тис.крб.). Якщо відома заводська вартість, то її слід привести до розрахункової

µ §,

де α – коефіцієнт перерахунку [1].

Для визначення розрахункової вартості ячійки вимикача слід заздалегідь прийняти до установки типи вимикачів для різних РП, але для всіх даних варіантів однакові. Таким чином
µ §. (1.11)
При цьому враховуються тільки ті елементи схем (трансформатори і вимикачі), якими відрізняються варіанти.

За наявності однакових блоків варіанти відрізняються один від одного елементами: на рис. 1.1 – В8, В15, В16, Т3, Т4, Т5, Т13; на рис. 1.2 – В4, В5, Т3,Т4, Т5, Т14. Решта елементів схем є однаковими, і їх вартість враховувати не слід
µ §;
µ §;
µ §;
µ §;
µ §;
µ §.
Результати розрахунків зводимо в таблицю 1.6

Таблиця 1.6   Визначення капіталовкладень


п/п



Найменування

елементу


Розрахункова

вартість

одиниць,

тис.крб

Варіант










31

Вимикач повітряний U=330кВ

190

3

570





4.

Трансформатор

ТДЦ – 400000/330

538

1

538





5.

Трансформатор

^ ТРДНС – 63000/35–72 У1

171,2

1

171,2





6.

Трансформатор

^ ТРДНС – 63000/110

165





1

165

7.

Трансформатор

ТДЦ – 400000/110

559,5





1

559,5

8.

Автотрансформатор

^ АТДЦТН – 400000/330

407,4

1

814,8





9.

Автотрансформатор

^ АТДЦН – 400000/330/150

392,85





1

785,7

10.

Разом:



8

2132

6

1618,2


Визначаємо щорічні витрати, тис.крб.
И=Иа+Ио+Ип, (1.12)
де Иа   річні амортизаційні відрахування, тис.крб.
Иа= а1 К, (1.13)
де а1 – норма амортизаційних відрахувань у відсотках, яка може бути прийнята 15%;

И0 – річні витрати на обслуговування, тис.крб
µ §, (1.14)
де а2 – норма відрахувань у відсотках, яка може бути прийнята 2,5%;

Ип – вартість втрат електроенергії, тис.крб,
µ §, (1.15)
де Сn – середня собівартість електроенергії в енергосистемі, залежна від часу використання максимального навантаження (Тmax), коп/кВт·ч,

ΔW- річні втрати електроенергії в трансформаторах і автотрансформаторах, кВт·ч

µ §, (1.16)
де ΔРкз- втрати короткого замикання, кВт;

n – число трансформаторів (автотрансформаторів) одного типа, що беруть участь в порівнянні варіантів;

Smax – максимальний перетік потужності через трансформатор в нормальному режимі, МВ·А;

Sнт – номінальна потужність трансформатора, МВ·А;

τ – число годин максимальних втрат в обмотках трансформаторів [1];

ΔPхх – втрати холостого ходу, кВт.

Визначаємо τ для блокових трансформаторів і автотрансформаторів зв'язку по графіку зображеному [1 рис. 10.1].

Тmax для трансформатора блоку 300 МВт – 6000 год – τ=4400 год;

Тmax для трансформатора блоку 800 МВт – 7100 год– τ=6600 год;

Тmax для автотрансформатора зв'язку – 5000 год – τ=3400 год;

Тmax для пускорезервного трансформатора 5000 год – τ=3400 год.
;

;

;

;

;

.
Визначаємо річні амортизаційні відрахування для обох варіантів по формулі (1.12), тис.крб.
;

.
Визначаємо річні витрати на обслуговування по формулі (1.13), тис.крб.
;

.
Визначаємо вартість втрат електроенергії по формулі (1.14), тис.крб.
;

.
Визначаємо щорічні витрати по формулі (1.11), тис.крб.

;

.
Підрахунок витрат зводимо в таблицю 1.7

Таблиця 1.7   Повні річні витрати




пп



Складові витрат

Варіант

1

2

тис.крб

тис.крб

1

Витрати на амортизацію

319,8

242,73

2

Витрати на обслуговування

53,3

40,46

3

Повні витрати на відшкодування втрат

771

900

Повні річні витрати

1144,1

1183,2
  1   2   3   4



Скачать файл (589.2 kb.)

Поиск по сайту:  

© gendocs.ru
При копировании укажите ссылку.
обратиться к администрации
Рейтинг@Mail.ru