Диплом (Проектирование электрической станции)

56

2.3. Расчёт потерь электроэнергии

Wпот= Рх∙24∙(Nз + Nл)+Рк∙Nз∙(Si/Sном)2∙ti+ Рк∙Nл∙(Si/Sном)2∙ti,

где Рх и Рк соответственно потери холостого хода и короткого замыкания;

Nз и Nл – 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.

57

2.4. Технико-экономический расчёт структурной схемы «7+1»

Для сравнения вариантов определяются приведенные затраты по формуле:

З = Ен К + 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 = 7 418 + 1∙574 + 2292 +8 317,6 + 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.

58

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:

У у0П ( Wн.РУВН + Wн.РУСН ), где

у0П 100руб/(кВт ч) удельный ущерботнедоотпуска электроэнергиипотребителям;Wн.п. недоотпущенная электроэнергия,кВт ч.

Годовой ущерб для схемы «7+1» равен:

У=100∙(9795,77 + 7237,12) = 1 703, 29 тыс.руб.

Недоотпущенную электроэнергию можно вычислить по формуле:

Wн. S [tл Pi, лti,л tз Pi, зti,з ],

где S – вероятность дефицита мощности, nб – количество блоков; tл – количество летних дней; tз – количество зимних дней; Pi, л , Pi, з – мощность ступени графика нагрузки, МВт; ti,л , ti,з – длительность этой ступени, ч.

59

Для блоков, присоединенных к РУ ВН, среднегодовой недоотпуск электроэнергии составляет:

Wн.РУВН 2,804 [155 200 6 35018 210 350 6 50018 ]9795,77кВт ч;

Для блоков, присоединенных к РУ СН, среднегодовой недоотпуск электроэнергии составляет:

Wн.РУСН. 2,804 [155 50 6 2508 350 6 250 2 50 2 210 200 6 4008 500 6 400 2 200 2 ]

7237,12кВт ч;

Вероятность дефицита мощности можно вычислить по формуле:

( ωi ) Tп

S	i	,
		8760

гдеTп 2,5 4,75ч времяаварийногопростоя; ω-частота отказовоборудования.

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):

S (5 0,05 0,04 0,08 0,001) 4,75 2,804 10 3. 8760

60

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	0,05	220	0,17	350	1	50
Uвн = 500кВ
Выключатели	0,04	12	0,2	100	2	6
воздушные 35 кВ
Выключатели	0,01	12	0,17	40	2	6
маслянные 35 кВ
Выключатели	0,08	90	0,2	900	1	90
воздушные 500 кВ
Сборные Шины	0,001	7,6	…	…	1	7,6
500 кВ (на одно
присоединение)

61

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 + 8 317,6 + 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.

62

2.6. Технико-экономическое сопоставление вариантов структурной схемы

КЭС

Технико-экономический расчёт, расчёт ущербов, приведённых затрат, а также выбор трансформаторов и автотрансформаторов для перечисленных выше схем приведены выше. Результаты расчётов сведены в табл. 2.3.

Таблица 2.3

Технико-экономические показатели вариантов схем.

Схема	К,	Иа+Ио,	Ипот,	И,	У,	З,
	млн.руб.	млн.руб.	млн.руб.	млн.руб.	млн.руб.	млн.руб.
		год	год	год	год	год
«7+1»	7,121	0,598	990,9	1 180,3	1,7	1 182,8
«6+2»,	7,277	0,597	1 209,3	1209,8	1,7	1 212,4
2АТ
«6+2»,	7,652	0,642	1 350,5	1 351,9	1,7	1 353,8
3АТ

По результатам расчетов видно, что структурная схема «7+1» оптимальна.

Вывод: выбрана структурная схема, в которой семь блоков подсоединены к РУВН, один к РУСН и два РТСН к АТС.

63

3.ВЫБОР СХЕМЫ РУ 500 и 220 кВ

3.1.Общие сведения

Выбор схем РУ регламентируется требованиями действующих норм и правил, важнейшими из которых являются: сохранение устойчивости параллельной работы электростанции и ЭЭС во всех возможных эксплуатационных режимах; обеспечение целесообразного уровня надежности выдачи мощности и сохранения транзита мощности; удобство сооружения, эксплуатации, возможность расширения.

Выбор схемы производится на основании анализа результатов техникоэкономических расчетов и сравнения характеристик конкурентоспособных вариантов, удовлетворяющих перечисленным выше требованиям, а также на основании опыта проектирования и эксплуатации. Ограничение на выдачу мощности в ЭЭС в ремонтном режиме должно иметь соответствующее экономическое обоснование. Расчетными аварийными режимами являются единичные отказы элементов схемы и отказ одного элемента во время планового ремонта другого. В послеаварийных режимах ограничение на выдачу мощности в ЭЭС должно быть обосновано путем сравнения ущербов от ненадежности с затратами на повышение надежности. Передаваемая по отдельным направлениям мощность в расчетных режимах не должна превышать пропускную способность линий электропередачи. Особенности исходных условий РУ повышенных напряжений позволяют сформулировать следующие технические требования: ремонт выключателей должен производиться без отключения присоединений; отключение ВЛ должно осуществляться не более чем двумя выключателями, отключение трансформаторов – не более чем тремя; отказы выключателей в РУ как при нормальном, так и при ремонтном состоянии схемы не должны приводить к одновременной потере обоих параллельных транзитных линий одного направления, одновременному отключению нескольких линий, при котором нарушается устойчивость работы энергосистемы.

64

3.2. Выбор схемы РУ ВН 500 кВ

РУ ВН 500 кВ имеет тренадцать присоединений: одну двухцепную, две одноцепных воздушых линии, семь блоков и два автотрансформатора связи с РУ СН. Исходя из вышеперечисленных рекомендаций и требований, было рассмотрено два варианта схем распределительных устройств: схема «3/2» (см. рис.3.1) и схема «4/3» (см. рис. 3.2). Анализ надёжности схем был выполнен с помощью программы GUIDIST. Результаты сведены в таблицу 3.1. Пример расчёта методом графов Мезона приведён в подразделе 3.4. При этом рассматриваются два режима работы схем: нормальный режим и режим при котором один из выключателей выведен в ремонт.

Таблица 3.1

Дисконтированные затраты по вариантам схемы электрических соединений распределительного устройства 500 кВ

Затраты		Схема
	«3/2»		«4/3»
Капиталовложения, тыс. руб	7632		6360
Ущерб, тыс. руб/год	158,8		165
Приведённые затраты, тыс. руб/год	1715,7		1462,5
Приведённые затраты, %	117,3		100

Рис. 3.1. Схема «3/2»

65

Рис. 3.2. Схема «4/3»

Из двух рассмотренных схем для РУ ВН 500кВ более оптимальной является схема

«4/3».