_WELCOMETO Radioland

Главная Схемы Документация Студентам Программы Поиск Top50  
Поиск по сайту



Навигация
Главная
Схемы
Автоэлектроника
Акустика
Аудио
Измерения
Компьютеры
Питание
Прог. устройства
Радио
Радиошпионаж
Телевидение
Телефония
Цифр. электроника
Другие
Добавить
Документация
Микросхемы
Транзисторы
Прочее
Файлы
Утилиты
Радиолюб. расчеты
Программирование
Другое
Студентам
Рефераты
Курсовые
Дипломы
Информация
Поиск по сайту
Самое популярное
Карта сайта
Обратная связь

Студентам


Студентам > Дипломные работы > КЭС 6х300 МВт электрическая станция

КЭС 6х300 МВт электрическая станция

Страница: 6/12

Таблица 4.3.

Параметры трансформаторов варианта 3 структурной схемы

Тип трансформатора

Количество

ТДЦ-400000/500

5

315

790

418

1,35

ТДЦ-400000/220

1

330

880

389

1,3

АТДЦН-500000/500/220

2

220

1050

470

1,35

ТРДН-25000/220

1

45

150

119,6

1,4

 

 

Таблица 4.4.

Параметры трансформаторов варианта 4 структурной схемы

Тип трансформатора

Количество

ТДЦ-400000/500

5

315

790

418

1,35

ТДЦ-400000/220

1

330

880

389

1,3

АОДЦТН-167000/500/220

4

90

315

206

1,3

ТРДН-25000/220

1

45

150

119,6

1,4

 

Определение технико-экономических показателей

Для каждого варианта структурной схемы проектируемой электрической станции определяют: капиталовложения К; ежегодные издержки производства И; народнохозяйственный ущерб от недоотпуска электроэнергии У.

Затем на основании этих основных показателей определяют значение целевой функции приведенных затрат З, которая дает комплексную оценку экономичности и надежности сопоставляемых вариантов структурной схемы:

                          (4.4)

где  - нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений, 1/год.

Капиталовложения складываются из двух составляющих:

                                         (4.5)

где Кт - суммарная расчетная стоимость трансформаторов и автотрансформаторов;

      Кру - суммарная расчетная стоимость ячеек выключателей, необходимых для присоединения трансформаторов к РУ.

Расчетная стоимость трансформатора характеризует полные капитальные затраты . ее определяют умножением заводской цены трансформатора на коэффициент  , учитывающий дополнительные расходы на его доставку и монтаж.

В расчетную стоимость ячейки выключателя входит не только стоимость электрических аппаратов присоединения , но и стоимость строительно-монтажных работ.

Ежегодные издержки И определяются стоимость амортизационных отчислений Иa, затратами на обслуживание Иo трансформаторов и РУ, а также стоимость годовых потерь энергии в трансформаторах и автотрансформаторах Ипот. Ежегодные потери:

                         (4.6)

Суммарные издержки на амортизацию и обслуживание в среднем составляют:

         (4.7)

Годовые потери энергии в трансформаторах (автотрансформаторах) определяются в соответствии с предполагаемыми нормальным режимом  их работы по выражениям:

     ;                          (4.8)

        (4.9)

где n - число трансформаторов и автотрансформаторов;

    m - число ступеней в графиках нагрузки;

     потери холостого хода, кВт;

 потери короткого замыкания, кВт;

Затем определяется стоимость годовых потерь энергии:

 ,             (4.10)

где  - средние стоимости потерь в стали и меди в энергосистеме, руб/(кВт ч);

       Для энергосистемы Западной Сибири принимаются:

       руб/(кВт ч) и  руб./(кВт ч) в ценах 1990 года;

      - годовые потери холостого года и нагрузочные потери, кВт ч.

Для определения ущерба рассматриваются нормальный, ремонтные и послеаварийные режимы их работы. В нормальном режиме все элементы схемы находятся в работе, в ремонтных - один или более элементов отключены для проведения планового ремонта.

Послеаварийные режимы характеризуются отказом одного или более элементов. Анализ нормального и ремонтных режимов позволяет выбрать параметры элементов схем выдачи мощности. Для уточнения их значений рассматриваются послеаварийные режимы.

В послеаварийных режимах при обосновании и выборе схем развития ЭЭС и параметров оборудования электростанций допускается экономически целесообразное ограничение выдачи мощности. При этом анализу подвергаются режимы расчетных аварий. Для схем выдачи мощности таковыми являются единичные отказы оборудования и  отказ одного элемента во время планового ремонта другого. Совместный отказ двух и более элементов не рассматривается - вероятность такого события незначительна.

В общем случае ущерб из-за ненадежности схем складывается из системного ущерба, ущерба конкретного потребителя и ущерба из-за недовыработки электроэнергии станцией (недоиспользования основных фондов). Первый из них включает в себя ущерб от снижения частоты в ЭЭС и ущерб отключенных автоматической частотной разгрузкой потребителей.

Дефицит мощности приведет к снижению частоты в системе. Снижение частоты, , Гц, определяется выражением:

,                              (4.11)

где fном  = 50 Гц - номинальная частота в системе;

    = Pнедоотп  - дефицит мощности;

    Кн = 2 -  коэффициент регулирующего эффекта нагрузки;

    Рс = 6000/0,85 = 7059 МВт - мощность системы.

Если частота в ЭЭС в результате возникшего дефицита больше уставки срабатывания  автоматической частотной разгрузки (АЧР), будет иметь место ущерб потребителей от снижения частоты, вызванный уменьшением производительности предприятий и ухудшением качества продукции:

,                    (4.12)

где -удельный ущерб в i-час из-за снижения частоты в ЭЭС при дефиците мощности ;

     - число часов использования максимальной нагрузки ЭЭС;

    - вероятность снижения частоты (вероятность возникновения дефицита мощности в ЭЭС).

Усредненный удельный ущерб из-за снижения частоты определяется выражением, руб./(кВт ч):

у f = 0,0071f 2 ,                       (4.13)

При снижении частоты в ЭЭС до уставки срабатывания АЧР f АЧР отключаются потребители мощностью:

Роткл=Р-Рс×К н×(fном - f АЧР)/fном ,            (4.14)

При этом ущерб потребителей ЭЭС

,                      (4.15)

где уп f - удельный ущерб отключаеых потребителей. Его среднее значение для ЕЭЭС равно 0,6 руб./(кВт ч).

При ограничении нагрузки местного района ущерб конкретного потребителя:

,                          (4.16)

где уп - удельный ущерб конкретного потребителя;

    ti - длительность ограничения мощности потребителей при Рi = const по графику нагрузки;

    S - вероятность ограничения.

Станционный ущерб из-за недовыработки электроэнергии:

,                           (4.17)

где с - себестоимость выработки электроэнергии на станции без учета топливной составляющей;

    ti - длительность ограничения на выдачу мощности Рi = const по графику нагрузки;

    S - вероятность ограничения на выдачу мощности.

По номинальному напряжению и току предполагается выбор воздушных выключателей. Стоимость ячейки воздушного выключателя в РУ 500 кВ - 350 тыс.руб., в РУ 220 кВ - 85 тыс.руб., в РУ 35 кВ - 19 тыс.руб.

 

Вариант 1

Суммарная расчетная стоимость трансформаторов:

Суммарная расчетная стоимость ячеек выключателей:

Капиталовложения, согласно формуле (4.5):

Суммарные издержки на амортизацию и обслуживание по формуле (4.7):

Годовые потери холостого хода по формуле (4.8):

Годовые нагрузочные потери определяются по (4.9) в соответствии с графиками нормальных режимов работы трансформаторов. Для трансформаторов ТДЦ-400000/500 и графиков нагрузки (рис.4.4):

Для трансформаторов ТДЦ-400000/220 и графиков нагрузки (рис.4.4):

Для автотрансформаторов АТДЦН-500000/500/220 и графиков нагрузки (рис.4.5):                 .            Суммарные нагрузочные потери:

ч

    

Стоимость годовых потерь энергии, согласно формуле (4.10):

Ежегодные издержки, согласно формуле (4.6):

Приведенные затраты без учета ущерба составят, согласно формуле (4.4):

Далее определяется ущерб. Необходимо рассмотреть все случаи, которые могут привести к ущербу.

В случае аварийного отключения АТС электроснабжение местного потребителя не нарушается, так как второй АТС полностью и без перегрузки покроет потребление. Следовательно ущерб отсутствует.

При отказе энергоблока, подключенного к РУ 220 кВ, во время планового ремонта АТС ( и наоборот), ущерб также отсутствует, так как оставшееся  оборудование полностью покроет потребность местного потребителя и обеспечит необходимый переток мощности через АТС. Следовательно ущерб также отсутствует.

Системный и станционный ущерб будет иметь место при отказе АТС 1 при плановом ремонте АТС 2. При этом мы должны учитывать лишь тот ущерб, который невозможно покрыть дозагрузкой работающих блоков. Для определения этого случая необходимо построить графики располагаемой мощности Pрасп , т.е. мощности которую могут выдать оставшиеся в работе агрегаты если их загрузить до максимума за вычетом мощности которую они должны выдавать в соответствии с графиком нормального режима работы:

Pрасп = Рбл макс - Рбл                      (4.18)

где Рбл макс = 289,74 МВт - номинальная мощность генератора за вычетом мощности собственных нужд;

   Рбл - мощность генератора в данный момент времени в соответствии с графиком нормального режима работы за вычетом мощности собственных нужд.

В соответствии с (4.18) построен график располагаемой мощности рис. 4.7.

Соотнеся располагаемую мощность и мощность которую мы не выдаем при данном аварийном событии определяем моменты времени при которых будет присутствовать недовыработка электроэнергии, а следовательно системный и станционный ущерб.

Зима.

1) 6 - 16 ч    Рн.в. = РАТС - Ррасп = 339,78 - 0 = 339,78 МВт

2) 16 - 22 ч   Рн.в. = 179,13 - 0 = 179,13 МВт

Лето.

3) 6 - 16 ч    Рн.в. = 262,19 - 235,08 = 27,11 МВт

В остальное время недовыработка будет отсутствовать.

Используя (4.11), оценивается снижение частоты для каждого периода времени:

 Гц

 Гц

 Гц

Во всех случаях новое установившееся значение частоты в ЭЭС больше уставки АЧР(50 - 1,2 = 48,8 > 48,5 Гц), поэтому здесь возникнет лишь системный ущерб от снижения частоты и станционный ущерб из-за недовыработки электроэнергии. Согласно (4.12) определяется удельный ущерб из-за снижения частоты:

 руб/(кВт ч)

 руб./(кВт ч)

 руб./(кВт ч).

Далее рассчитаем вероятность отказа АТС 1 во время планового ремонта АТС 2. Для удобства характеристики надежности в соответствии с [5] занесены в табл.4.5.

Таблица 4.5

Характеристики надежности автотрансформатора связи

, 1/год

Тв, ч

кап, 1/год

Ткап, ч

тек, 1/год

Ттек, ч

0,03

500

0,1

400

1

60