2. Вариант "2".

Кап. затраты для варианта "2",

Стоимости:

2хТДТН-б3-115/38,5/11 – расчетная стоимость 2x105x1,5=315т.руб, 2хТД-80-121/10,5 - расчетная стоимость 2x62x1;5=1.86 тыс.руб.,2 ячеек 110 кВ с масляными выключателями - расчетная стои­мость 2x29=58 тыс.руб. [4].

Суммарные кап. вложения для варианта "2" – составляют:

,

3. Годовые издержи производства.

Вариант "1". Учитываем потери энергии,

• в одном ТРДН-63-35/11/1 1 ,

• в двух ТДТН-80-115/38.5/11, т.е.

,

Стоимость потерь энергии.

Амортизированные отчисления:

(7.19)

Суммарные годовые издержки

(7.20)

Вариант "2". Учитываем потери энергии

• в двух ТДТН-83-115/38.5/11,

• в двух ТД-80-121/10.5 , т.е.

Стоимость потерь энергии

Амортизационные отчисления

(7.21)

Суммарные годовые издержки

(7.22)

4. Расчетные затраты и выбор варианта.

Вариант "1"

Вариант "2".

(7.24)

Разница в затратах между вариантами "1" и "2"

(7,25)

Примем как наиболее экономичный вариант "1".

2. Выбор структурной (принципиальной) схемы кзс (грэс).

1. Исходные данные.

На КЗС будет установлено четыре энергоблока мощностью по 500 МВт. Станция войдет в состав энергосистемы северного ре­гиона Казахстана, с двумя частями которой она будет связана линиями энергопередачи 500 кВ (рис.7.7). Резервная мощность прилегающей части – энергосистемы составляет 700 МВт, На напря­жении 220 кВ получает электроэнергию местный – район с макси­мальной нагрузкой 300 МВт, Графики выработки мощности турбо­генераторами КЗС приведены на рис.7.8, летом один энергоблок остановлен. Графики нагрузки потребителей сети 220 кВ показа­ны на рис.7.9. Они приведены с учетом перспективы развития прилегающего района в течение ближайших 5-10 лет. Коэффициент мощности потребителей сети 220 кВ

Максимальная мощность, потребляемая собственными нуждами КЗС составляет 6% от установленной мощности. Технический ми­нимум блока равен 50-60 % мощности блока.

2. Составление и анализ возможных вариантов структурной схемы и выбор номинальной мощности трансформаторов.

Рис.7.7 положение КЭС в системе

Рис.7.8 график нагрузки генераторов КЭС

Рис.7.9. График потребителей 220 кВ

зима-200 дней

- - - - - - - лето 165 дней

Рис. 7.10 Вариант 1а структурной схемы

Рис.7.11 Вариант 1б структурной схемы

Рис.7.12 График нагрузки одного генератора – Р_r и собственных нужд – Р_СН

Рис.7.13 График нагрузки блочных трансформаторов

Рис.7.14 График нагрузки автотрансформаторов связи в нормальном режиме для варианта 1

Рис.7.15 График нагрузки блочных трансформаторов Р_Т при аварий одного из блоков 500 кВ зимой или при аварий в системе летом

Рис.7.16 График нагрузки автотрансформаторов связи при аварий одного из блоков 500 кВ зимой или при аварий в системе летом

В рассматриваемом случае возможны пять вариантов структур­ной схемы, приведенных на рис.7.10, 7.11, 7.17, 7.18, 7.21, 7.22, 7.24. Во всех вариантах генераторы соединены с транс­форматорами по схеме единичного блока. Мощность такого блока 500 МВт меньше резерва системы 700 МВт, поэтому отключение блока не приводит к ущербу у потребителя. Варианты отличаются друг от друга количеством блоков, подключенным к РУ 500 кВ и 220 кВ; количеством ячеек выключателей в РУ 500кВ и РУ 220кВ для присоединения трансформаторов; количеством, типом и мощ­ностью автотрансформаторов связи между РУ 500 кВ и РУ 220 кВ; различной надежностью, а также местом подключения резервных трансформаторов собственных нужд.

Мощность резервных трансформаторов собственных нужд во всех вариантах одинакова и равна 63 МВ А. Она выбрана на сту­пень выше мощности рабочих трансформаторов 40 МВ А, определя­емой ее расчетным значением