Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 3)

;

Проверяем потери напряжения в послеаварийном режиме, при отключении одной из цепей.

Рассчитаем сопротивление трех оставшихся цепей.

Потери напряжения находятся в пределах допустимых (15-17%) [2].

Для ВЛ «ГЭС-Районная» расчет будет идентичен варианту 1.

Итоговая конфигурация после корректировок варианта 2 – ВЛ ГЭС-Айхал – 220 кВ, две двухцепных линии, АС-240/32, ВЛ ГЭС-Районная – две двухцепные линии 220 кВ, АС-400/51.

2.2 Сопоставление конкурентно-способных вариантов сети и выбор рационального варианта

Сопоставление осуществляем по минимуму дисконтированных затрат, причем в расчете дисконтированных затрат не учитываем одинаковые элементы[2]. Необходимо учесть дополнительно наличие распределительного устройства 330 кВ в варианте 1, ВЛ ГЭС-Районная в обоих случаях имеет одинаковое напряжение и сечение, рассчитывать капиталовложения в нее не нужно.

Вариант 1

ВЛ «ГЭС-Айхал». Для стальных свободностоящих двухцепных опор напряжением 330 кВ и сечением ВЛ 300 мм² удельная стоимость сооружения 1 км – [4] в ценах 2000 года, – коэффициент дефляции; – зональный коэффициент.

.

.

Капиталовложения в РУ ГЭС.

РУ 330 кВ, подключается двухцепная линия, число ячеек выключателей , для исполнения РУ в виде КРУЭ [4].

РУ 220 кВ, подключаются две двухцепных линии, число ячеек выключателей , для исполнения РУ в виде КРУЭ - [4].

Для связи между РУ предусматривается два автотрансформатора связи (АТС). Показатели стоимости ячейки АТС 330 кВ составляют 42 800 тыс.руб.[4].

Суммарные вложение в РУ ГЭС.

Расчет издержек на возмещение потерь ЭЭ (электроэнергии).

Потери на корону:

Нагрузочные потери мощности в линиях:

Время потерь:

Нагрузочные потери ЭЭ:

Суммарные годовые потери электроэнергии.

.

Издержки на возмещение потерь ЭЭ.

Расчет дисконтированных затрат.

– суммарные капиталовложения в ВЛ; –расчетный множитель для ВЛ; – суммарные капиталовложения в ПС; – расчетный множитель для ПС; – издержки на возмещение потерь ЭЭ; – дисконтирующий множитель[2].

Вариант 2

ВЛ «ГЭС-Айхал». Для стальных свободностоящих двухцепных опор напряжением 220 кВ и сечением ВЛ 240 мм² удельная стоимость сооружения 1 км – в ценах 2000 года[4], – коэффициент дефляции; – зональный коэффициент.

.

Капиталовложения в РУ ГЭС.

На ГЭС присутствует одно РУ 220 кВ, подключаются четыре двухцепных линии, число ячеек выключателей , для исполнения РУ в виде КРУЭ - .

Расчет издержек на возмещение потерь ЭЭ (электроэнергии).

Потери на корону:

Нагрузочные потери мощности в линиях:

.

Время потерь:

Нагрузочные потери ЭЭ:

Суммарные годовые потери электроэнергии.

Издержки на возмещение потерь ЭЭ.

Расчет дисконтированных затрат.

– суммарные капиталовложения в ВЛ; –расчетный множитель для ВЛ; – суммарные капиталовложения в ПС; – расчетный множитель для РУ; – издержки на возмещение потерь ЭЭ; – дисконтирующий множитель[2].

.

Таблица 2.1 Сравнение стоимости вариантов связи КВГЭС с узлами нагрузки

Разница в затратах между вариантами составляет 3,4% - варианты являются равноэкономичными, выбираем вариант 2, за счет отсутствия необходимости использовать в РУ 220 кВ кольцевых схем, в отличие от РУ 330 кВ, присутствующего в варианте 1, а также экономии площади и отсутствии потерь в АТС.

1. ВЫБОР СХЕМЫ ПОДКЛЮЧЕНИЯ ГИДРОГЕНЕРАТОРОВ К РУ 220 кВ

3.1 Общие положения при выборе структурной схемы

Структурная схема электрической части электростанции определяет распределение генераторов между распределительными устройствами (далее - РУ) и выполнение электромагнитных связей (трансформаторных) между ними. Порядок выбора структурной схемы ГЭС основан на технико-экономическом обосновании[5] и включает в себя следующее:

• составляется ряд технически возможных вариантов структурной схемы;

• для каждого варианта выбираются трансформаторы;

• определяются технико-экономические показатели;

• определяются приведенные затраты;

• на основании анализа результатов расчёта, а также качеств, не вошедших в приведенные затраты, выбирается наилучшее решение.

3.2 Варианты структурной схемы ГЭС

Рассмотрены два целесообразных варианта структурной схемы ГЭС.

Вариант №1 Применение одиночных блоков.

Рисунок 3.1 - ГЭС с одиночными блоками

Выберем блочные трансформаторы для этого варианта (мощность собственных нужд принимаем равной 1% от установленной мощности агрегата). Блочные трансформаторы выбираются без учета перегрузки[5].

Из справочника[6] выбираем ближайший по мощности двухобмоточный трансформатор – ТДЦ-125000/220 (потери холостого хода , потери короткого замыкания(нагрузочные потери) .

Вариант №2 Применение укрупненных(сдвоенных) блоков

Рисунок 3.2 - ГЭС с укрупненными блоками

Выберем блочные трансформаторы для этого варианта.

Из справочника[6] выбираем ближайший по мощности трансформатор с расщепленной обмоткой – ТРДЦ-200000/220 (потери холостого хода , потери короткого замыкания (нагрузочные потери) .

3.3 Сравнение технико-экономических показателей структурных схем

Для сравнения вариантов структурной схемы были определены приведенные затраты[5]:

.

где – коэффициент эффективности капиталовложений; – годовые капиталовложения; – годовые издержки на амортизацию и обслуживание; – годовые издержки на потери электроэнергии; – годовой ущерб от недоотпуска электроэнергии.

Для каждого из вариантов структурной схемы ГЭС были определены суммарные капиталовложения, которые складываются из стоимости трансформаторов и ячеек выключателей 220 кВ:

.

где – количество трансформаторов и выключателей; – стоимость трансформаторов и выключателей; – территориальный коэффициент.

Стоимость затрат на амортизацию и обслуживание трансформаторов и ячеек выключателей составляет 8,4 % для 220кВ от капиталовложений:

Стоимость потерь электроэнергии в трансформаторах определяется по формуле:

,

где – стоимость 1 кВт·ч потерянной энергии на холостом ходу и нагруженном состоянии руб/ кВт·ч); – потери холостого хода и нагрузочные потери в трансформаторах.

Потери в трансформаторах определяются по выражениям:

где n_Т - число параллельно работающих трансформаторов; P_X – потери холостого хода, кВт; t_г =8760 – число часов в году, ч;.; – нагрузочные потери трансформатора, кВт; Tmax-число часов использования максимальной нагрузки (задано равным 5100 часов).

Недоотпуск электроэнергии в систему определяется исходя из следующих возможных аварий:

• отказ блочного трансформатора;

• отказ выключателя;

Недоотпущенная из-за ненадежности энергия определяется по формуле:

– вероятность отказа блочного трансформатора,1/год, – время восстановления блочного трансформатора ,ч, – вероятность отказа генераторного выключателя, – время восстановления генераторного выключателя, ч[7].

Стоимость ущерба от недоотпуска электроэнергии.

, где – удельная стоимость недоотпуска электроэнергии.

Расчет приведенных затрат варианта 1.

В вариант 1 структурной схемы входит 8 трансформаторов мощностью 125 МВА (стоимость ячейки трансформатора в ценах 2000 года ) и 8 выключателей в РУ 220кВ (стоимость ячейки выключателя в КРУЭ в ценах 2000 года составляет =17800 тыс.руб), территориальный(зональный) коэффициент составляет 1.9 [3].

Капиталовложения в вариант структурной схемы:

Издержки в амортизацию и обслуживание оборудования.

.

Издержки на потери в трансформаторах.

Постоянные потери (потери холостого хода).

.

Переменные потери(нагрузочные).

.

Характеристики

Список файлов ВКР