Добавил:
Upload Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз: Предмет: Файл:
var_7moi.docx
Скачиваний:
2
Добавлен:
03.03.2016
Размер:
683.91 Кб
Скачать

Завдання: визначити оптимальну черговість будівництва структурної

(принципової) схеми електричної частини ТЕЦ з чотирма блоками потужністю 300 МВт кожний в конденсаційному режимі за інтегральними показниками враховуючи зростання навантаження місцевого району, за наступним сценарієм:

№ року

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

Потужність навантаженн МВТ

-

-

-

70

70

100

100

180

180

260

З метою спрощення завдання були враховані наступні припущення:

1. Не враховувались затрати, пов’язані з будівництвом ЛЕП та інших

елементів схеми видачі потужності станції і приєднання її до мереж існуючої енергосистеми і потенційних споживачів. Таке припущення хоча і не відповідає умовам і принципам технічної і економічної порівнянності, проте базується на тезі, що затрати в вищезазначені елементи поваріантно будуть приблизно однаковими для кожної черги введення потужності і мають будуть понесені не забудовниками ТЕЦ, а енергосистемою чи такими споживачами.

2. Будівельна частина РУ різних класів напруги, генератор та генераторні

шини також приймались поваріантно однаковими на кожному етапі, тому затрати, пов’язані з цим, не враховувались.

Так як доходи станції для кожної черги введення генеруючої потужності

ідентичні у всіх варіантах, порівнювальна ефективність може оцінюватись шляхом порівняння затратної частини інтегрального ефекту, тобто сумарних дисконтованих затрат) . Це значно спрощує завдання, тому що не вимагає поваріантних розрахунків доходів, і, саме головне, - капіталовкладень та щорічних витрат в повному обсязі всієї ТЕЦ.

У загальному випадку сумарні затрати матимуть вигляд:

де Е – норма дисконту,

t – порядковий номер року;

Kt – капіталовкладення (інвестиції) t-го року;

Bt – повні витрати t-го року, які мають враховувати:

де Вe.t – експлуатаційні витрати, що складаються з витрат на амортизацію, обслуговування та на компенсацію втрат електричної енергії

Вkp.t – витрати на обслуговування кредиту

Він – інші витрати, якими можуть бути приховані, наявні, альтернативні витрати (тощо).

Рис.1. Кінцева структурна схема електричної частини ТЕЦ.

Критерієм порівняльної ефективності є умова:

Пропонуються 2 кінцевих можливих варіанти організації будівництва структурної (принципової) схеми електричної частини ТЕЦ, кожен з яких складається з 4-х етапів, тривалістю по 2 роки кожний.

Капіталовкладення і річні втрати електроенергії Варіант а

За цим варіантним сценарієм організації будівництва на 1-му етапі навантаження місцевого району не буде, тому ВРУ-110 кВ і трансформаторного зв’язку між ВРУ-330 і ВРУ-110 не передбачається.

1-й блок ТЕЦ приєднується до ВРУ-330 кВ через генераторний вимикач ГВ2 та блочний трансформатор Т2 напругою 20/330 кВ. З урахуванням приєднання ПЛ 330 кВ Л6 на ВРУ-330 кВ передбачається 3 комірки з вимикачами.

Рис.2. Спрощена схема електричних з’єднань на 1-му етапі будівництва.

Тут і надалі:

  • Штриховою лінією показані елементи з’єднань схеми видачі потужності, що враховуються у порівнянні; суцільною – вже існуючі елементи та інші, що не враховуються на даному етапі у порівнянні.

  • Перетоки потужності показані для максимальних навантажень району і максимальній генерації в конденсаційному режимі.

Таким чином, капіталовкладення в обладнання на 1-му етапі:

де Г.В. C – ціна комірки з генераторним вимикачем HECS-100R, що прийнята у розмірі 487,78 тис. у.о. згідно з таблицею 1;

СВ330 – ціна комірки з вимикачем HPL-420 напругою 330 кВ, що прийнята у

розмірі 594,72 тис. у.о. згідно з таблицею 1;

СТ 330 – ціна силового трансформатора напругою 330 кВ, що прийнята у розмірі 2008,44 тис. у.о., згідно з таблицею 1;

n1 = 1 – кількість комірок з генераторними вимикачами, що встановлюються на даному етапі будівництва;

n2 = 3 – кількість комірок з вимикачами напругою 330 кВ, що

встановлюються на даному етапі будівництва.

n3 = 1 – кількість трансформаторів напругою 330/20 кВ, що

встановлюються на даному етапі будівництва;

Таблиця 1. Капіталовкладення в обладнання.

Апаратура

Кількість

шт.

Ціна

тис. у.о.

Вартість разом

тис. у.о.

1. Комірка з генераторним вимикачем HECS-100R

4

487,78

1951,12

2. Комірка з вимикачем на напругу 330 кВ HPL-420 АВВ

9

594,72

5352,48

3. Комірка з вимикачем на напругу 110 кВ LTB-145 АВВ

10

156,24

1562,4

4. Трансформатор силовий на напругу 330 кВ ТДЦ-400000/33

2

2008,44

4016,88

5. Трансформатор силовий на напругу 110 кВ ТДЦ-400000/110

2

1879,92

3759,84

6. Автотрансформатор

АТДЦТН-200000/330/110

2

1466,64

2933,28

Результат розрахунку капіталовкладень на 1-му етапі занесено до таблиці 2.

Розрахунок втрат електроенергії в трансформаторі Т1(ТДЦ-400000/330) (Блок №1):

Максимальна повна потужність, що протікає через трансформатор ТДЦ-40000/330:

Т=8760 год – час роботи трансформатора, автотрансформатора

τ – час максимальних втрат, год/рік.

де Тmax=6000 – часло годин використання максимального навантаження, год/рік.

де ΔWвтрТ330 – втрати електроенергії в трансформаторі ТДЦ-400000/330;

ΔPxхТ330 =300 кВт – втрати активної потужності в трансформаторі

ТДЦ - 400000/330 в режимі холостого ходу;

ΔPкзТ330 =790 кВт – втрати активної потужності в трансформаторі

ТДЦ-400000/330 в режимі короткого замикання;

SномТ330 = 400 МВ·А – номінальна повна потужність трансформатора ТДЦ-400000/330;

На етапі №2 в останній 2018 рік, максимальне прогнозоване навантаження місцевого району очікується на рівні 100 МВт (117.647 МВА), для забезпечення чого передбачається будівництво від ВРУ-110 кВ ТЕЦ двох ПЛ Л1 і Л2. До ВРУ-110 кВ приєднується блок Г1, а до ВРУ-330 кВ лінія Л7. ВРУ-110 кВ матиме трансформаторний зв’язок з ВРУ-330 кВ через автотрансформатор АТ1. Таким чином до ВРУ-330 кВ на етапі №2 додаються 2 комірки з вимикачами, а збудоване на цьому етапі ВРУ-110 кВ буде мати 6 комірок.

Капіталовкладення у обладнання на 2-му етапі:

де С Т330 – ціна силового трансформатора напругою 330 кВ, що прийнята у

розмірі 2008,44 тис. у.о.;

n1 =1– кількість комірок з генераторними вимикачами, що встановлюються

на даному етапі будівництва;

n2 =1 – кількість трансформаторів напругою 110 кВ, що встановлюються на

даному етапі будівництва;

n3 = 6 – кількість комірок з вимикачами напругою 110 кВ, що

встановлюються на даному етапі будівництва;

n4 = 2 – кількість комірок з вимикачами напругою 330 кВ, що

встановлюються на даному етапі будівництва.

n5 =1 – кількість працюючих автотрансформаторів зв’язку;

Результати розрахунку капіталовкладень на 2-у етапі занесено до таблиці2.

Рис.3. Розвиток схеми електричних з’єднань на 2-му етапі будівництва за варіантом А

Сумарні річні втрати в трансформаторах ТДЦ-400000/110 (Блок №1) і ТДЦ-400000/330 (Блок №2) і в автотрансформаторі АТДЦТН-200000/330/110:

Максимальна прогнозна потужність, що перетікатиме в останній, 2018 рік, даного етапу через автотрансформатор АТДЦТН-200000/330/110 буде мати місце при мінімальних навантаженнях споживачів місцевого району:

Sрн =0.8·117,647=94,118 МВА – мінімальне прогнозоване навантаження місцевого району;

nАТ=1 – кількість паралельно працюючих автотрансформаторів;

nТ110=1, nТ330=1– кількість паралельно працюючих трансформаторів 110 і 330 кВ відповідно;

ΔPxхТ110 =320 кВт – втрати активної потужності в трансформаторі ТДЦ-

400000/110 в режимі холостого ходу;

ΔPкзТ110 =900 кВт – втрати активної потужності в трансформаторі ТДЦ-

400000/110 в режимі короткого замикання;

SномТ110= 400 МВ·А – номінальна повна потужність трансформатора

ТДЦ-400000/110;

SmaxТ110 – максимальна повна потужність, що перетікає через трансформатор ТДЦ-400000/110, прийнята Sг - Sвп =294,12 - 0,06·294,12 = 276,47 МВА.

ΔPxхТ330 =300 кВт – втрати активної потужності в трансформаторі

ТДЦ - 400000/330 в режимі холостого ходу;

ΔPкзТ330 =790 кВт – втрати активної потужності в трансформаторі

ТДЦ-400000/330 в режимі короткого замикання;

SномТ330=400 МВ·А – номінальна повна потужність трансформатора

ТДЦ-400000/330;

SmaxТ330 – максимальна повна потужність, що перетікає через трансформатор ТДЦ-400000/330, прийнята Sг - Sвп =294,12 - 0,06·294,12 = 276,47 МВА.

ΔPxхАТ =155 кВт – втрати потужності в автотрансформаторі

АТДЦТН-200000/330/110 в режимі холостого ходу;

ΔPкзАТ =560 кВт – втрати активної потужності в автотрансформаторі

АТДЦТН-200000/330/110 в режимі короткого замикання;

На етапі №3 В останній 2020 рік даного етапу прогнозоване максимальне

навантаження місцевого району досягне 180 МВт (211.7 МВА) , для забезпечення чого передбачається будівництво ще 2-ох ЛЕП Л3 і Л4 з відповідним додаванням лінійних комірок з вимикачем. До ВРУ-330 кВ передбачається приєднання третього генераторного блоку і одного вимикача.

Капіталовкладення в обладнання на 3-му етапі:

де СТ 330 – ціна силового трансформатора напругою 330 кВ, що прийнята у розмірі 2008,44 тис. у.о., згідно з таблицею 1;

n1=1 – кількість комірок з генераторними вимикачами, що

встановлюються на даному етапі будівництва;

n2 =1 – кількість трансформаторів напругою 330 кВ, що встановлюються

на даному етапі будівництва;

n3 =2 – кількість комірок з вимикачами напругою 110 кВ, що

встановлюються на даному етапі будівництва;

n4 = 1 – кількість комірок з вимикачами напругою 330 кВ, що

встановлюються на даному етапі будівництва.

Результат розрахунку капіталовкладень на 3-у етапі занесено до табл.2.

Рис.4. Розвиток схеми електричних з’єднань на 3-му етапі будівництва за варіантом А.

Втрати електроенергії в блочних трансформатора Т1, Т2, Т3 та автотрансформаторі АТ-1:

nАТ=1 – кількість паралельно працюючих автотрансформаторів одного

типу;

nТ110=1, nТ330=2, – кількість працюючих блочних трансформаторів 110 і

330 кВ відповідно.

Максимальна прогнозна потужність, що перетікатиме в останній рік даного етапу через автотрансформатор АТДЦТН-200000/330/110 буде мати місце при мінімальних навантаженнях споживачів місцевого району:

де Sрн =0,8·211,7=169,3 МВА– мінімальне прогнозоване навантаження місцевого району;

На етапі №4 максимальне прогнозне навантаження місцевого району зросте до 260 МВт (305,8 МВА), для забезпечення чого передбачається будівництво ще однієї ПЛ 110 кВ Л5 з відповідним додаванням лінійної комірки з вимикачем. Також встановлюється ще один автотрансформатор АТ-2. До ВРУ-330 кВ приєднуються 3-й блок з генератором Г4 та ПЛ Л8, що вимагає встановлення ще однієї ланки з трьома вимикачами. Розбудова станції і її електричної частини завершується.

Рис. 5. Розвиток схеми електричних з’єднань на 4-му етапі будівництва за варіантом А.

Капіталовкладення в обладнання на 4-му етапі:

де n1=1 – кількість генераторних вимикачів, що встановлюються на даному

етапі будівництва;

n2 =1 – кількість трансформаторів напругою 330 кВ, що встановлюються на

даному етапі будівництва;

n3 = 2 – кількість комірок з вимикачами напругою 110 кВ, що встановлюються на даному етапі будівництва;

n4 = 3 – кількість комірок з вимикачами напругою 330 кВ, що

встановлюються на даному етапі будівництва.

n5 =1– кількість автотрансформаторів, що встановлюються на даному етапі будівництва (так як перетік через автотрансформатор набагато менший його номінальної потужності, доцільно тримати в роботі лише один автотрансформатор, а другий в резерві на випадок відмови);

Результат розрахунку капіталовкладень на 4-му етапі занесено до табл.2.

Втрати електроенергії в 4-ох блочних трансформаторах і автотрансформаторах зв’язку АТ-1,2:

де nТ110=1, nТ330=3, nАТ=1 – кількість працюючих автотрансформаторів

звязку(так як перетік через автотрансформатор набагато менший його номінальної потужності, доцільно тримати в роботі лише один автотрансформатор, а другий – в резерві на випадок відмови АТ2 або генераторного блоку Г1);

Максимальна потужність, що перетікатиме через автотрансформатор

АТДЦТН-200000/330/110 в 2022 році буде мати місце при мінімальних

навантаженнях споживачів місцевого району:

де Sрн =0,8·305.8=244,706 МВА– мінімальне прогнозоване навантаження

місцевого району;

Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]