2. Выбор блоков гэс на основании технико-экономического расчета.

2.1. Выбор блочных трансформаторов

Выбор трансформаторов включает в себя определение их числа, типа и номинальной мощности.

Выбор номинальной мощности трансформатора в общем случае производят с учетом его нагрузочной способности:

где - коэффициент допустимой перегрузки.

При блочной схеме трансформатор блока должен обеспечить выдачу мощности генератора в сеть повышенного напряжения за вычетом мощности нагрузки, подключенной на ответвлении от генератора. Тогда:

где - активная и реактивная номинальные мощности генератора, МВт, МВАр;

- активная и реактивная нагрузки собственных нужд, МВт, МВАр;

- активная и реактивная местные нагрузки, МВт, МВАр.

Так как на ответвлении к блоку присоединена только нагрузка собственных нужд, то:

где - номинальный коэффициент мощности генератора, о.е.

Для единичных и укрупненных блоков имеем:

Для единичных и укрупненых блоков 110 кВ выбираем тип трансформаторов ТДЦ-250000/110, для которого:

S_н=250МВА; U_ВН=121кВ; U_НН=15,75кВ; Р_х=200кВт; Р_к=640кВ, Uк=10,5%.

Для единичных и укрупненых блоков 330 кВ выбираем тип трансформаторов ТДЦ-250000/330, для которого:

S_н=250МВА; U_ВН=347кВ; U_НН=15,75кВ; Р_х=214кВт; Р_к=605кВ, Uк=11%.

При проектировании элементов энергосистем потери ЭЭ при отсутствии графиков нагрузки оценивают методом времени максимальных потерь , используя значения максимальных нагрузок P_max и время максимальных потерь .

Значение определяем по эмпирической формуле:

,

.

Потери холостого хода в трансформаторе:

где - число параллельно включенных трансформаторов.

- время работы блока в течение года, ч, определяемое по выражению:

где - время плановых простоев блока в течение года, ч;

- параметр потока отказов трансформатора блока, 1/год;

- среднее время аварийно-восстановительных ремонтов трансформатора, ч.

По таблице П.9.2.1 для единичных и укрупненных блоков находим: = 1,0; =30ч; =0,075 год^-1; =95 ч.

Тогда:

Нагрузочные потери определим по формуле:

где

Годовые издержки на потери электроэнергии определяются следующим образом:

По зависимости удельной стоимости потерь ЭЭ от времени наибольших потерь Приложение 10, рис. П.10.1 для ОЭС Сибири (кривая 3) определяем значения коэффициентов и , соответствующие Т=t_раб =8723ч и =2592ч:

=4,55∙10^-2 тыс. руб./МВт∙ч; =6,90∙10^-2 тыс. руб./МВт∙ч.

Подставляя необходимые значения и в формулу, находим величину издержек на потери ЭЭ для одного трансформатора блока:

2.2. Выбор блоков

Оценка надежности элементов схемы единичного и укрупненного блока

При выборе оптимального варианта структурной схемы ГЭС в рамках курсового проекта учитываем надежность только «отличающихся» элементов:

1. выключатели;

2. разъединители;

При этом в сравнении не учитываем одинаковые по вариантам элементы (генераторы с генераторными коммутационными аппаратами и трансформаторы). Так как во всех вариантах схем сторона ВН одинакова, то произведём лишь оценку надежности элементов схемы единичного блока.

По данным таблицы 2.1 определим вероятность аварийного простоя элементов электрической схемы ГЭС в течение года по формуле:

где - параметр потока отказов, 1/год;

- среднее время восстановления, лет.

Таблица 2.1 - Показатели надежности работы элементов блока 330 кВ и их аварийные отказы

Элемент блока	Параметр потока отказов , 1/год	Среднее время восстановления	Вероятность аварийного простоя о.е.
Выключатель 110кВ	0,020	2,28	4,56
Разъединитель 110кВ	0,010	1,26	1,26
Выключатель 330кВ	0,030	5,48	16,44
Разъединитель 330кВ	0,010	1,14	1,14

Примечание: Показатели надежности приняты по данным таблиц П9.2, П9.3, П9.4 1.

Рисунок 2.1 - Вариант структурной схемы ГЭС с единичными укрупнеными блоками:

а,в) принципиальная схема; б,г) расчетная схема.

Вероятности простоя элементов схемы станции вследствие ремонтов (плановых) единичного блока определим по формуле:

где - частота ремонтов, 1/год;

- продолжительность ремонтов, лет/рем.

Таблица 2.2 - Показатели надежности работы элементов блока 110 кВ и их плановые отказы

Элемент блока	Частота ремонтов , 1/год	Продолжительность ремонтов	Вероятность планового простоя о.е.
Выключатель 110кВ	0,2	5,14	102,8
Разъединитель 110кВ	0,166	0,91	15,1
Выключатель 330кВ	0,2	18,38	367,6
Разъединитель 330кВ	0,166	2,05	34,03

Примечание: Показатели надежности приняты по данным таблиц П9.2, П9.3, П9.4 1.

Вероятность недоотпуска ЭЭ при применении в схеме ГЭС единичных блоков 110кВ в случае полного отключения генерирующей мощности может быть определена как произведение вероятностей простоя элементов, составляющих схему:

А так как вероятность простоя элемента схемы определяется суммой вероятностей событий, состоящих в наступлении аварийного или планового ремонтов, то перепишем выражение в следующем виде:

Исключим из последнего выражении события, состоящие в наступлении планово-предупредительных ремонтов обоих блоков 110 кВ, тогда формула примет вид:

Подставляя в последнюю формулу расчетные значения вероятностей, в системе компьютерной алгебры из класса систем автоматизированного проектирования программы Mathcad получим:

Математическое ожидание среднегодового недоотпуска ЭЭ W_нд в связи с прекращением электроснабжения в результате простоя блока или аварийного простоя одного или плановом ремонте другого составит:

где - вероятность перерыва электроснабжения при рассматриваемой схеме, о.е.;

- продолжительность использования установленной мощности генераторов ГЭС, ч;

;

- максимальная активная мощность генератора блока, определенная по формуле , МВт;

- номинальная активная мощность генератора, МВт;

- количество генераторов блока.

Тогда:

Математическое ожидание ущерба вследствие надежности схемы определим по формуле:

где - математическое ожидание ущерба от ненадежности, руб./год;

- удельный ущерб, руб. кВт·ч.

Величину удельного ущерба найдем по графику зависимости от величины средней теряемой мощности Р_ав (рис. 1) при Р_ав=396 МВт:

Значение ущерба, полученное в последнем расчете, не включает в себя составляющую ущерба от ненадежности вследствие отключения одного из двух единичных блоков, следовательно, полученное значение не в полной мере характеризует надежность схемы и, очевидно, является заниженным из-за неучета всей совокупности возможных событий.

Таким образом, выполним расчет второй составляющей математического ожидания ущерба , определяемой вероятностью события, имеющего место при аварийном или плановом простое одного из последовательных элементов единичных блоков:

Подставляя данные в последнюю формулу, получим:

Тогда, значение ущерба от ненадежности для схемы единичного блока с учетом двух составляющих:

Расчет укрупненного блока.

Вероятность недоотпуска ЭЭ вследствие ненадежности элементов укрупненного блока (вариант 2) равна сумме вероятностей аварийных и плановых ремонтов последовательных элементов схемы блока:

или, с учетом отмеченного выше условия, имеем:

отсюда, используя данные табл. 1.1 и 1.2, находим:

Математическое ожидание недоотпуска ЭЭ вследствие ненадежности элементов укрупненного блока по формуле:

Математическое ожидание ущерба:

Определение полных приведенных затрат схемы с единичными и укрупненными блоками

Определим капиталовложения К для схемы по формуле:

где - расчетная стоимость (укрупненная) ячеек ОРУ

2 таблица 10.21, тыс. руб.;

тыс. руб.;

тыс. руб.;

- расчетная стоимость блочного трехфазного двухобмоточного трансформатора единичного (укрупненного) блока /2, таблица 3.9/:

тыс. руб. (ТЦ-250000/110);

тыс. руб. (ТЦ-250000/330);

- расчетная стоимость блочного трехфазного двухобмоточного трансформатора собственных нужд единичного (укрупненного) блока /2, таблица 3.4/, тыс. руб.

тыс. руб. (ТМ-2500/15,75);

Таким образом, для единичного блока:

тыс. руб.

тыс. руб.

Для укрупненного блока:

тыс. руб.

тыс. руб.

Ежегодные издержки на амортизацию, текущий ремонт и обслуживание электрооборудования электростанции пропорциональны стоимости основных фондов (капиталовложениям):

где - норма суммарных амортизационных отчислений (отчисления на реновацию и капитальный ремонт) и затрат на эксплуатацию электроустановки (текущий ремонт и зарплата персоналу) /Приложение 10, таблица П.10.1/,о.е.

=0,084 о.е.

Для варианта с единичными блоками:

тыс.руб.

тыс.руб.

Для варианта с укрупненными блоками:

тыс.руб.

тыс.руб.

Издержки, вызванные потерями ЭЭ проектируемой электроустановки за год (для варианта с единичными блоками и укрупненными), составляют:

Следовательно, суммарные издержки составят:

тыс.руб./год

тыс.руб./год

тыс.руб./год

тыс.руб./год

Наиболее экономичный из вариантов электроустановки требует наименьшего значения полных приведенных затрат, которое определяется по формуле:

где Е – Коэффициент нормативной эффективности капиталовложений в энергетику (Е=25%).

тыс. руб.

тыс. руб.

тыс. руб.

тыс. руб.

Из сравнения экономических показателей рассмотренных вариантов блочных схем видно, что предпочтительнее вариант 1- схема с единичными блоками на стороне ВН 110 кВ и схема -2 с укрупненными блоками на стороне 330 кВ.