Проектирование и расчет электростанции

Размещено на http://www.allbest.ru/

1 ВВЕДЕНИЕ

Тема дипломного проекта ГРЭС 880 МВт, разработана на основании документов ПУЭ, НТП, ПТБ.

В соответствии с выданным заданием данная ГРЭС мощностью 880 МВт сооружается в районе Западной Сибири.

Западная Сибирь -- часть Сибири, расположенная между Уральскими горами на западе и руслом реки Енисей на востоке. Площадь региона -- 2,6 млн. км (15 % территории России). Население -- 15 млн. человек (10 % населения России). Плотность населения 5,77 чел. на 1 км.

Западная Сибирь представляет собой территорию, простирающуюся на 2500 км от Северного Ледовитого океана до возвышенностей Казахского мелкосопочника и на 1900 км от гор Урала до Енисея. Около 80 % площади Западной Сибири расположено в пределах Западно-Сибирской равнины, которая состоит из двух плоских чашеобразных сильно заболоченных впадин, разделенных повышенными до 175--200 м Сибирскими Увалами. На юго-востоке Западно-Сибирская равнина, постепенно повышаясь, сменяется предгорьями Алтая, Салаира, Кузнецкого Алатау и Горной Шории.

Самые развитые области промышленности добыча нефти, газа, каменного угля и лесная промышленность. В Западной Сибири добывается свыше 70 % общероссийской добычи нефти и газа, около 30 % каменного угля и 20 % древесины. Действует мощный нефтегазодобывающий комплекс. Площадь нефтегазоносных земель составляет около 2 млн км.

Крупнейшие города -- Новосибирск, Омск, Тюмень, Барнаул, Новокузнецк, Томск, Кемерово, Курган, Павлодар, Усть-Каменогорск, Сургут.

2 Выбор главной электрической схемы ГРЭС-880 МВт

2.1 Выбираем 4 блока мощностью 220 МВт.

Рисунок 2.1- Структурная схема ГРЭС

3. ВЫБОР ОСНОВНОГО ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ ГРЭС

3.1 Выбор генераторов

На электростанции устанавливается турбогенераторы серии Т3В. Турбогенераторы Т3В - это турбогенераторы с непосредственным охлаждением обмоток ротора и статора водой, с косвенным водяным охлаждением активной стали сердечника статора и заполнением внутреннего пространства генератора воздухом при давлении близком к атмосферному. Конструкция генераторов с полным водяным охлаждением является взрыво- и пожаробезопасными и не требует оснащения средствами пожаротушения Данные выбранных турбогенераторов приведены в таблице 1.

Таблица 1- Технические данные турбогенераторов

Тип генератора	Рн.г,МВт	Sн.г,МВ*А	cosц	Unom,kB	Inom,kA	Цена, тыс. руб
Т3В-220	259	220	0,85	15,75	9,49	201000

3.2 Выбор блочных трансформаторов

Выбор блочных трансформаторов производится по следующим условиям

Uн,внUуст. (3.1)

Uн,ннUуст.(3.2)

Sн,тSбл.т(3.3)

где Uн,вн- номинальное напряжение высокой стороны трансформатора,кВ;

Uн,нн- номинальное напряжение низкой стороны трансформатора,кВ;

Sн,т- номинальная мощность трансформатора, МВА;

Uуст.- напряжение на шинах РУ и генератора, кВ;

Sбл.т-расчетная мощность трансформатора, МВА.

Расчетная мощность трансформатора Sбл.т, МВА, определяется по формуле

Sбл.т=,(3.4)

где Рн.г - номинальная активная мощность генератора, МВт;

Рс.н- активная мощность собственных нужд, МВт;

Qн.г- номинальная реактивная мощность генератора, Мвар;

Qс.н- реактивная мощность собственных нужд, Мвар.

Номинальная реактивная мощность генератора Qн.г, Мвар, определяется по формуле

Qн.г=Рн.г*tgц,(3.5)

где cos - коэффициент мощности генератора.

Мощность на собственные нужды определяются по формулам

Рс.н=, (3.6)

Qс.н=, (3.7)

где п% - процент на расход электроэнергии на собственные нужды выбирается по учебнику Смирнова Л.Д.№11,С.433, %.

3.3 Выбор трансформатора для работы в блоке с генератором мощностью 220 МВт рассчитывается по формулам (3.2.1;3.2.2;3.2.3;3.2.4)

Qн.г = 220* 0,61 =Мвар;

Рс.н = МВт;

Qс.н = Мвар;

Sбл.т = МВА.

Выбираем трансформатор типа ТДЦ-250000/220 по учебнику Неклепаева Б.Н. [№6,С.146].

Проверка трансформатора по условиям (1;2;3)

242 кВ220 кВ; 15,75 кВ=15,75 кВ;

250 МВА238,09 МВА.

Таблица 2 - Технические данные трансформаторов

Тип трансформатора	Sн.т., МВА	Uн., кВ	Потери, кВт	Uк, %
		В-Н	Н-Н	Рх.х	Рк.з	ВН-НН
ТДЦ-250000/220	250	242	15,75	207	600	11

электростанция трансформатор ток замыкание

3.4 Перетоки мощности

4. Расчет числа линий

4.1 Расчет числа линий для связи с энергосистемами

Число линий для связи с энергосистемами п определяется по формуле

п=, (4.1)

где Рст- суммарная активная мощность генераторов на станции, МВт;

Рс.н. - суммарный расход активной мощности на собственные нужды, МВт;

Р220 - заданная мощность на высоком напряжении, МВт;

Р1л - пропускная способность одной воздушной линии, выбирается учебнику по Б.Н. Неклепаева, МВт.

Расчет числа линий по формуле 4.1

п =

Принимаем равное 3

4.2 Расчет числа тупиковых линий

,

где Р220 - заданная нагрузка на высоком напряжении

,

Принимаем равное 2.

5 ВЫБОР СХЕМ РУ

5.1 Выбор схемы РУ 220 кВ

Для РУ - 220 кВ при числе присоединений меньше 12 применяется схема с двумя рабочими и одной обходной системами шин с одним выключателем на цепь. Обе системы шин находятся в работе при соответствующем фиксированном распределении всех присоединений. Такое распределение присоединений увеличивает надежность схемы, т.к. при КЗ на шинах отключаются шиносоединительный выключатель QA и только половина присоединений. Если повреждение на шинах устойчивое, то отключившиеся присоединения переводят на исправную систему шин. Перерыв электроснабжения половины присоединений определяется длительностью переключений.

Рассматриваемая схема является гибкой и достаточно надежной. Некоторого увеличения гибкости и надежности можно достичь секционированием одной или обеих систем шин.

5.2 Недостатки Схемы РУ 220 кВ

- отказ одного выключателя при аварии приводит к отключению всех источников питания и линий, присоединенных к данной системе шин, а если в работе находится одна система шин, отключаются все потребители;

- повреждение шиносоединительного выключателя равноценно КЗ на обеих системах шин, т.е. приводит к отключению всех присоединений;

- большое количество операций разъединителями при выводе в ревизию и ремонт выключателей усложняет эксплуатацию РУ;

- необходимость установки шиносоединительного, обходного выключателей и большого количества разъединителей увеличивает затраты на сооружение РУ.

- 6 Технико-экономическИЙ Расчет

6.1 Технико-экономическое сравнение производится по методу приведенных затрат по формуле

З=К*рн+С, (6.1)

гдеК- капитальные затраты на приобретение, монтаж и наладку оборудования,тыс. руб.;

рн- нормативный коэффициент эффективности, который зависит от срока окупаемости и для энергетики равен 0,12 по учебнику Л.Д. Рожковой №,С.395;

С -эксплуатационные расходы, тыс.руб.

Эксплуатационные расходы С, тыс. руб., определяются по формуле

С=С1+С2(6.2)

где С1- стоимость потерь на электроэнергию, тыс. руб.;

С2- стоимость капитального ремонта, тыс.руб

Стоимость потерь на электроэнергию, С1, тыс. руб., определяют по формуле

С1=*W, (6.3)

где - стоимость 1кВт*ч потерянной электроэнергии, определяется по М.Н. Околовичу№,С.79;

W-потери электроэнергии в трансформаторе, кВт*ч.

Потери электроэнергии в двухобмоточном трансформаторе W, кВт*ч, определяется по формуле

, (6.4)

где Рхх, Ркз - соответственно потери мощности холостого хода и короткого замыкания, берутся по паспортным данным трансформатора, кВт;

Т - продолжительность работы трансформатора, берется по Рожковой Л.Д.№, С. 399 и составляет 8160, ч;

- продолжительность максимальных потерь определяется по Рожковой Л.Д. №,С.396, ч.

Стоимость С2 тыс. руб., определяется по формуле

С2 =0,09*К, (6.5)

При расчете капитальных затрат К, тыс. руб. учитывается только разница в оборудовании рассматриваемых вариантах.

Таблица 3-Капитальные затраты

Наименование оборудования	Стоимость единицы,тыс. руб	Выбранный вариант
		Количество, шт.	Стоимость тыс. руб.
Генераторы Т3В-220	201000	4*220	804000
Трансформаторы ТДЦ-250000/220	85200	4	340800
Ячейка ОРУ-220	4920	2	9840
Капитальные затраты			1154640

6.2 Выбранный вариант

кВт*ч,

С1 = 6*33*10-5* 4788970 = 9482,1 тыс. руб.;

С2= 0,09*K =0,09*1154640=103917 тыс. руб.;

С = 9482,1 + 103917 =113399,1 тыс. руб.

З =1154640 *0,12+ 113399,1=251955,9 тыс. руб.

7 ВЫБОР СХЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ СОБСТВЕННЫХ НУЖД И ТРАНСФОРМАТОРОВ СОБСТВЕННЫХ НУЖД

Распределительные устройства собственных нужд выполняются с двумя секционированными системами шин. Каждая секция или секции попарно присоединяются к рабочему трансформатору собственных нужд.

Согласно НТП число резервных трансформаторов собственных нужд на проектируемой ГРЭС принимаю равным двум, т.к. число энергоблоков составляет 5 штук.

Резервные трансформаторы собственных нужд присоединяются к сборным шинам повышенного напряжения, которые имеют связь с энергосистемой по линиям ВН (на случай аварийного отключения всех генераторов электростанции). РТСН присоединяются также к шинам СН (110 кВ) при условии, что они связаны через автотрансформатор связи с шинами ВН.

Мощность, передаваемая через рабочий ТСН Sсн, МВА, определяется по формуле:

Выбор ТСН для генератора мощностью 220 МВт

МВА

Выбирается ТСН поНеклепаеву Б.Н.№ ,С.130 типа ТРДНС-25000/35

Производится проверка по условиям 3.1-3.3

15,75 кВ = 15,75кВ;

6,3 кВ = 6,3 кВ;

25 МВА > 16,8 МВА.

Выбор резервного ТСН.

Выбирается ТСН поНеклепаеву Б.Н.№ ,С.130 типа ТРДНС-32000/35, на ступень выше наибольшего рабочего трансформатора СН.

Производится проверка по условиям 3.1-3.3

20кВ = 15,75кВ;

6.3 кВ = 6.3кВ;

32 МВА> 16,8МВА.

8.РАСЧЕТ ТОКОВ К.З

8.1 Расчет сопротивлений

Расчет ведется в относительных единицах.

Сопротивления систем

Сопротивления линий электропередачи

,

Сопротивление трансформаторов

Сопротивление генераторов

,

,

Сопротивление трансформатора собственных нужд

8.2 Расчет токов КЗ в точке К1.

Х16=Х2/3=0,83/3=0,27

Х17=Х5 + Х9=0,44 + 0,65=1,09

Х18=Х17/4=1,09/4=0,27

Х19=Х1 + Х16=0,52 + 0,27 = 0,79

= 13,66 А

ТаС= 0,03 КуС= 1,717

ТаG1-4=0,26 КуG1-4=1,965

iу = InOKу

iуС = 3,16 1,717 = 7,6 А

iуG1-4 = 10,5 1,965 = 29,2 А

? = 36,8 А

iач = InO е

iачС = 3,160,25 = 1,1

iачG1-4 = 10,50,83 = 12,3

? = 13,4 А

IпчС = InOC = 3,16

IпчG1-4 = kInOG1-4 = 0,85 10,5 = 8,9 А

? = 12,06А

Точки К2,К3 считаются аналогично

Таблица 4 Значения токов кз

Точка КЗ	Источник	,кА	,кА	,кА	,кА
К1 шины 220 кВ	Система С ГенераторG1-G4 Суммарное значение	3,16 10,5 13,66	7,6 29,2 36,8	1,1 12,3 13,4	3,16 8,9 12,06
К2энергоблок 220 МВт	Система C Генератор G1 Суммарное значение	53,8 63,6 117,4	149,5 177,6 327,1	63,1 76,4 139,5	53,8 25,44 79,24
К3 собственные нужды	СистемаC Двигатели Суммарное значение	11,12 7,9 19,02	28,3 19,55 47,85	5,03 9,5 14,52	11,12 1,185 12,305

9 Выбор электрических аппаратов

Электрические аппараты выбираются однотипными по самому мощному присоединению.

9.1 Выбор выключателей и разъединителей

Выключатели выбираются по условиям

Uном.вUуст (9.1)

Iном.вIном. (9.2)

Iном.вImax.(9.3)

где Uном.в- номинальное напряжение выключателя, кВ;

Iном.в- номинальный ток выключателя, кА;

Iном.отк- номинальный ток отключения выключателя, кА;

Iном. ц- номинальный ток цепи, кА;

Iмах. ц- максимальный ток цепи, кА.

Выбранный выключатели проверяются:

- на симметричный ток отключения

Iном.откIп,(9.4)

- на отключение апериодической составляющей тока КЗ

iа,номiа.(9.5)

iа.ном=Iном.отк, (9.6)

- на электродинамическую стойкость

iдинiУ (9.7)

Iном.откIп,о(9.8)

- на термическую стойкость

ВкВкрасч, (9.9)

Вк=IТ2*tТ(9.10)

Вк=Iп,о2*(+Та) (9.11)

где IТ- среднеквадратичное значение тока за время его протекания, берется по каталогам, кА;

tТ- длительность протекания тока термической стойкости, берется по каталогам, с;

- расчетное время, с.

Если условие 9.4 не выполняется, а iа,iа,ном, то допускается проверку по отключающей способности производить по полному току КЗ

(9.12)

Условия выбора разъединителей

Uном.рUуст(9.13)

Iном.рIном. (9.14)

Iном.рIном.мах(9.15)

Выбранные разъединители проверяются:

- на электродинамическую стойкость

iдинiУ(9.16)

- на термическую стойкость

Вк.допВк.расч(9.17)

9.1 Выбор выключателей и разъединителей ВЭБ-220 по формулам (10,1-10,3)

Номинальный и максимальный ток цепи Iном.ц, Iмах.ц, А, определяется по формуле:

Iном.ц=Iмах.ц=

Iном.ц = Iмах.ц = А.

220 кВ=220 кВ

2500 А>578 А

50 кА>12,06кА

Выбранный выключатель проверяется по условиям (9.4-9.12)

iа.ном=Iном.отк,

Вк=Iп,о2*(+Та)

Вк=13,662*(0,03+0,01+0,26)=55,23

iа.ном=50=39,05

iа.ном=39,05>iа.=13,4

iдинiУ

125>36,8

Iном.откIп,о

50 кА>12,6 кА

Вк.допВк.расч

Вк.доп= 502*3=7500

7500> 55,23

Выбор разъединителейРГ-220.II/1000УХЛ1 по условиям (10.13-10.15)

220кВ=220кВ

1000А>578А

1000А>986А

Выбранный выключатель проверяется по условиям (9.16;9.17)

100кА>36,8 кА

Вк.доп= 402*3=4800

4800>55,23

Таблица 5 -Расчетные и каталожные данные аппаратов РУ-220кВ

Расчетные данные	Каталожные данные
	Выключатель ВЭБ-220	Разъединитель РГ-220.II/1000УХЛ1
Uуст = 220кВ	Uн.в = 220 кВ	Uн.р = 220 кВ
Iмах = 578 А	Iном = 2500 А	Iном = 1000 А
Iп,о = 13,66 кА	Iном.отк = 50 кА
iа, = 13,4 кА	Iа.ном= 39,05 кА
iу = 36,8 кА	Iскв = 125 кА	Iдин = 100 кА
Вкрасч.= 55,23 кА2с	Вк.доп=7500 кА2*с	Вк.доп= 4800 кА2*с

9.2 Выключатели собственных нужд

Расчетный ток продолжительного режима определяется по (9.1) и (9.2)

Iном.ц = Iмах.ц = А.

Расчетные данные КЗ принимаю по таблице 4. Выбираю выключатель BB/TEL-10-20/1600У2

Таблица 6 -Расчетные и каталожные данные аппаратов СН

Расчетные данные	Каталожные данные
	Выключатель BB/TEL-10-20/630У2	Разъединитель
Uуст = 6,3кВ	Uн.в = 10кВ	К-59
Iмах = 362 А	Iном = 630 А
Iп,о = 19,02 кА	Iном.отк = 20 кА
iа, = 14,53 кА	Iа.ном=20 кА
iу = 47,85 кА	Iскв = 52 кА
Вк= 296 кА2*с	Вкдоп= 768 кА2*с

10 ВЫБОР ТОКОВЕДУЩИХ ЧАСТЕЙ РУ-220

10.1 Выбор сечения производится по допустимому току при максимальной нагрузке самого мощного присоединения.

Выбор сечения производится по условию

(10.1)

где -допустимый продолжительный ток сталеалюминевых проводов,берется по Б.Н Неклепаеву(2.с. 428), а максимальное значение начальной критической напряжения электродинамического поля.

Е0,кВ/см, определяется по формуле

(10.2)

где m-коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода,берется по Рожковой(с.237) и принимается равной 0,82

r0- радиус провода в см.

(10.3)

Напряженность электрического поля на расщепленного провода Е,кВ/с определяется по формуле

(10.4)

где U- линейное напряжение,кВ.

Дср- среднее геометрическое расщепление между проводами фаз,см.

При горизонтальном расположении фаз Дср, см,определяется по формуле

где Д- расщепления между соседними фазами,см

Условия преобразования короны

А

680 А> 636 А

АС 300-66

кВ/см.

кВ/см.

Условие образование короны

Выбор комплектныхтокопроводов в цепи блока. Выбирается по условиям

20кВ=20кВ

12,5кА>19кА

Выбирается ТЭНЕ-20-20000-560.

Проверяется на электродинамическую стойкость

560кА>478кА

11 ВЫБОР ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ

11.1 Трансформаторы тока

Iном = А

Таблица 7 - Вторичная нагрузка ТА

Наименование прибора	Тип прибора	Потребляема мощность, ВА
Амперметр Ваттметр Счетчик активный Счетчик реактивный Варметр	Э-378 Д-335 ЦЭ-6804 ЦЭ-6811 Д-305	0,1 0,5 0,2 0,6 0,5
Итого		1,9

Выбираем трансформатор тока типа ТВ-220-1000/5.

Трансформатор тока встроен в выключатель поэтому он не проверяется на электродинамическую стойкость

Zl= rприб + rпров +rк

rк=0,1 Ом

rприб= =0,076 Ом

z2 = =1,2 Ом

rпров=1,2-0,076-0,01=1,024Ом

Выбироается кабель типа КПВГ-2,5

Проверяется сечение провода



=0,7+0,076+0,1=0,876 Ом

=1,2 Ом

>

1,2Ом >0,876Ом

11.2 Выбор трансформатора напряжения

Трансформатор напряжения предназначен для понижения высокого напряжения до стандартного значения 100В или 100/ В и для отделения цепей напряжения и релейной защиты от первичных цепей высокого напряжения.

Трансформаторы напряжения выбираются по условиям

Uном.ТVUУст,

Выбранный трансформатор напряжения проверяется по условиям

- по конструкции и схеме соединения обмоток;

- по классу точности;

- по вторичной нагрузке

S2Sном, (11.1)

S2-номинальная мощность нагрузки всех измерительных приборов присоединенных к трансформатору напряжения.

Таблица 8 - Вторичная нагрузка TV

Наименование прибора	Тип прибора	Sприб, ВА	Количество	Sприб , ВА
1. Сборные шины вольтметр с переключением частотомер вольтметр регистрирующий суммирующий ваттметр частотомер вольтметр синхроноскоп 2. Отходящие линии ваттметр варметр ФИП Счетчик активный Счетчик реактивный	Э -378 Н-397 Н-344 Н-3095 Э-373 Э-377 Э-327 Д-305 Д-304 ЦЭ-6804 ЦЭ-6811	2 10 10 6 1 2 2 2 3 5 2	4 4 4 4 8 8 2 8 8 8 8 8	8 40 40 24 8 16 16 16 24 40 16
Всего				248

Выбирается трансформатор напряжения типа НДЕ-220-У

220кВ=220кВ

По конструкции трансформатор напряжения соответствует установке. Схема соединения удовлетворяет условиям присоединения и Р.З. Класс точности соответствует 1

Выбранный трансформатор напряжения проверяется по условию

400 ВА >248 ВА

12 ВЫБОР КОНСТРУКЦИИ РУ

Распределительное устройство, расположенное на открытом воздухе, называется открытым распределительным устройством.

Они должны обеспечить надежность работы, безопасность и удобство обслуживания при минимальных затратах на сооружение, возможность расширения.

Расстояние между токоведущими частями и от них до различных элементов в ОРУ должно выбираться в соответствии с ПУЭ.

Все аппараты ОРУ располагаются на невысоких основаниях. По территории ОРУ предусматриваются проезды для возможности механизации монтажа и ремонта оборудования.

Шины в ОРУ бывают гибкими и крепятся на подвесных изоляторах на порталах и жесткими из труб и крепятся на опорных изоляторах на металлических или железобетонных стойках.

Кабели оперативных цепей, цепей управления, релейной защиты и автоматики и воздухопроводы прокладываются в лотках из железобетонных конструкций, в кабельных каналах или подвешиваются к конструкции РУ.

ОРУ должно быть ограждено. Ограждение бывает сплошное из железобетонных плит или сетчатое. Двери (ворота) должны запираться на замок.

Преимущества ОРУ перед ЗРУ:

- меньше объем строительных работ, т.к. необходима только подготовка площади, устройство дорог, сооружение фундаментов и установка опор, в связи с этим уменьшается время сооружения и стоимость ОРУ;

- легче выполняются расширение и реконструкция;

- все аппараты доступны для наблюдения.

Недостатки ОРУ:

- менее удобны в обслуживании при низких температурах и в ненастье;

- занимают значительно большую площадь;

- аппараты подвержены запылению, загрязнению и колебаниям температуры.

Конструкции ОРУ зависят от схемы электрических соединений, от типов выключателей, разъединителей и их взаимного расположения.

Выбор конструкции ОРУ

Для широко распространенной схемы с двумя рабочими и обходной системами шин принимается типовая компоновка ОРУ, разработанная институтом «Энергосетьпрект». В принятой компоновке все выключатели размещаются в один ряд около второй системы шин, что облегчает их обслуживание. Такие ОРУ называются однорядными, в отличие от других компоновок, где выключатели линий расположены в одном ряду, а выключатели трансформаторов в другом.

Каждый полюс шинных разъединителей второй системы шин расположен под проводами соответствующей фазы сборных шин. Такое расположение (килевое) позволяет выполнить соединение шинных разъединителей (развилку) непосредственно под сборными шинами и на этом же уровне присоединить выключатель. Рассмотренные разъединители имеют пополюсное управление.

Ошиновка ОРУ выполняется гибким сталеалюминевым проводом. При большой нагрузке или по условиям проверки на коронирование в каждой фазе могут быть 2-3 провода.

Линейные и шинные порталы и все опоры под аппаратами- стандартные, железобетонные.

Большое количество портальных конструкций вызывает необходимость производства работ на высоте, затрудняет и удорожает монтаж. Если сборные шины выполнить жесткими, то шинных порталов не требуется, а монтаж облегчается.

Кабели и воздухопроводы проложены в лотках из железобетонных плит, которые служат одновременно пешеходными дорожками. В местах пересечения с дорогой лотки прокладываются под проезжей частью дороги. Площадь распределительного устройства такого типа меньше площади типового, сокращается расход сборного железобетона и металлоконструкций, снижается стоимость строительно-монтажных работ.

13РАСЧЕТ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ ЗАДАННОГО ЭЛЕМЕНТА

13.1 Расчет релейной защиты ТСН

Если ДЗТ выполненная на реле ДЗТ-11 не проходит по чувствительности, то для повышения чувствительности ДЗТ используется принцип торможения сквозным током.

Определяется ток срабатывания защитыIсз по условию

(13.1)

где КН - коэффициент надежности, равен 1,5;

Определяется ток срабатывания релеIcp по условию

(13.2)

Определяется число витковWвн обмотки реле,включенной со стороны ВН трансформатора

(13.3)

Определяется число витков Wннобмотки реле, включенной со стороны НН трансформатора

(13.4)

Определяется ток небаланса Iнб- состоит из трех составляющих

(13.5)

где - составляющая, обусловленная погрешностью ТА

(13.6)

где Капер - коэффициент, учитывающий апериодическую составляющую тока КЗ, для реле с БНТ (быстро насыщающийся трансформатор) равен 1;

Кодн- коэффициент однотипности ТА, для ДЗТ принимается равным1;

- полная погрешность ТА = 0,1 (10%);

Imax(3)- периодическая составляющая при расчетном внешнем трехфазномметаллическом КЗ.

- составляющая, обусловленная регулированием напряжения защищаемого трансформатора:

(13.7)

где U- диапазон регулирования напряжений под нагрузкой в % (для трансформатора ТРНДС ±8*1,5%).

- составляющая, обусловленная неточностью установки на промежуточном трансформаторе реле ДЗТ-11 расчетных чисел витков;

(13.8)

где WРасч.- расчетное число витков промежуточного трансформатора реле ДЗТ-11.

Определяется число витковWТ тормозной обмотке реле

(13.9)

где - расчетный ток со стороны, к которой приведена тормозная обмотка;

= - ток стороны, к которой присоединена тормозная обмотка;

tg - тангенс угла наклона к оси абсцисс касательной, проведенной из начала координат к характеристике срабатывания реле, соответствующей максимальному торможению, принимается равной 0,75 - 0,8.

Определяется коэффициент чувствительностиКч:

(13.10)

13.2 Расчет релейной защиты для рабочего трансформаторасобственных нужд типа ТРДНС-25000/35

Диапазон регулирования ±8*1,5%



Определяются первичные номинальные токиIном, А, на стороне трансформатора по формуле:

(13.11)

Определяются коэффициенты трансформации КI по формуле

(13.12)

Определяются вторичные номинальные токиIном.вт на стороне трансформатора по формуле

(13.13)

Определяется ток срабатывания защитыIcз по формуле(13.1)

Определяется ток срабатывания Icp реле по формуле (13.2)

Определяется число витков релеWВН, включенных со стороны ВН трансформатора, по формуле (13.3)

принимаем 14витков.

Определяется ток срабатывания релеIср для данного числа витков

Определяется ток срабатывания защитыIсз

Определяется число витков релеWнн, включенных со стороны НН трансформатора, по формуле (13.4)

принимаем 16 витков.

13.2.10Определяются составляющие при коротком замыкании на шинах НН трансформатора по формулам (13.6)- (13.8)

Определяется при коротком замыкании на шинах НН трансформатора по формуле (13.5)

Определяются число витков тормозной обмоткиWнн, включенной на реле со стороны НН трансформатора по формуле (13.9)

принимаем 5 витков

Определяем коэффициент чувствительности по формуле (13.10)

14 РАСЧЕТЗАЗЕМЛЯЮЩЕГОУСТРОЙСТВАРУ

14.1 Определяется площадь S ОРУ-220кВ по формуле:

S=15,4* 17 *86,5=22645,7м2(14.1)

где 15,4-ширина одной ячейки,

17-количество ячеек на ОРУ,

86,5-длина одной ячейки.

14.2 Определяется сторона квадратной модели по формуле:

== 150,485 м (14.2)

14.3 Определяется длина горизонтальных заземлителей по формуле

L=15,4 * 20 * 10+86,5 * 20=4810 м (14.3)

где 20 и 10-колличество горизонтальных заземлителей.

14.4 Определяется количество горизонтальных заземлителей квадратной модели по формуле:

(14.4)

14.5 Определяется ширина ячейки по формуле:

(14.5)

м

14.6 Определяется сопротивление земли по формуле:

(14.6)

Ом

где р-удельное сопротивление земли на ОРУ, Ом м

а=32,64

14.7 Определяется сопротивление заземляющего устройства с учетом естественных заземлителей Rе=1,2 Ом по формуле:

(14.7)

Ом

14.8 Определяется наибольшее напряжение прикосновения при замкнутой цепи тока через человека по формуле:

(14.8)

(14.9)

(14.10)

А

В

(14.11)

Безопасность прикосновения к заземленным предметам не обеспечивается. Для уменьшения напряжения прикосновения по контуру сетки следует установить вертикальные проводники длиной 2,5-5м.

Расстояние между проводниками должно быть не менее 3l.

Принимается l=5м.

Вертикальные проводники забиваются в местах пересечения поперечных и продольных заземлителей.

Сопротивление сложного заземлителя определяется по формуле:

(14.12)

(14.13)

Ом

14.9 Определяется наибольшее напряжение прикосновения

(14.14)

В

Безопасность прикосновения к заземленным проводникам обеспечивается после установки вертикальных проводников.

16 ОХРАНА ТРУДА

16.1 Меры безопасности при эксплуатации вакуумных выключателей

Персонал, обслуживающий выключатели, должен быть ознакомлен с настоящим руководством по эксплуатации. При монтаже, осмотрах, ремонтах и эксплуатации руководствоваться «Правилами технической эксплуатации электроустановок потребителей», «Правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей» и «Правилами устройства электроустановок».

При работе и проверке функционирования основание выключателя должно быть надёжно заземлено.

При коммутации вакуумным выключателем малых индуктивных токов (отключение ненагруженных трансформаторов, заторможенных или запускаемых двигателей, компенсационных катушек) могут возникать перенапряжения, опасные для изоляции электрооборудования, поэтому, при использовании вакуумных выключателей серии TEL потребителям необходимо руководствоваться инструкцией по применению BB/TEL для коммутации индуктивных нагрузок.

При испытании изоляции выключателей вне КРУ напряжением промышленной частоты 32 кВ и выше (контакты камеры разомкнуты) для защиты персонала от возможного воздействия рентгеновского излучения установить защитный экран, выполненный из стального листа толщиной не менее 2 мм или из стекла марки ТФ-5 по ГОСТ 9541-75 толщиной не менее 12,5 мм. Экран должен быть установлен между обслуживающим персоналом и выключателем, на расстоянии 0,5 м от выключателя.

В нормальных эксплуатационных условиях защита обслуживающего персонала от рентгеновского излучения не нужна.

Во время выполнения работ по техническому обслуживанию запрещается работа людей на участке схемы, отключённой только вакуумным выключателем. Обязательно дополнительное отключение участка схемы разъединителем с видимым разрывом электрической цепи.

К проведению испытаний электрооборудования допускается персонал, прошедший специальную подготовку и проверку знаний и требований, содержащихся в настоящем разделе, комиссией в состав которой включаются специалисты по испытаниям оборудования, имеющие группу V - в электроустановках напряжением свыше 1000 В и группу IV - в электроустановках напряжением ниже 1000 В.

Производитель работ, занятый испытаниями электрооборудования, а также работники, проводящие испытания единолично с использованием стационарных испытательных установок, должен пройти месячную стажировку под контролем опытного работника.

16.2 Тушение пожаров на подстанции

Основные требования по проведению противопожарных тренировок и тушению пожаров на подстанциях 110кВ устанавливает инструкция по тушению пожаров на ПС 110кВ электрических сетей.

Порядок тушения пожара:

- При возникновении пожара на подстанции первый заметивший загорание должен сообщить начальнику группы подстанций (мастеру).

- В свою очередь начальник группы подстанций (мастер) в их отсутствие оперативный или оперативно-производственный персонал должен немедленно сообщить о пожаре в пожарную охрану, при этом назвать адрес подстанции, место возникновения пожара, указать количество трансформаторного масла находящегося в горящем оборудовании, сообщить диспетчеру ОДС.

- Начальник группы подстанций (мастер, оперативный или оперативно-производственный персонал) до прибытия первого пожарного подразделения к месту пожара является руководителем тушения пожара и обязан: оценить пожарную обстановку, спрогнозировать распространение пожара и возможность образования новых очагов горения, принять меры по созданию безопасных условий персоналу и л/с пожарных подразделений для тушения пожара, в случае угрозы жизни людей немедленно организовать их спасение; произвести необходимые операции по отключению и заземлению оборудования, отключение или переключение в зоне пожара может производиться по типовым бланкам переключения или по оперативным карточкам, с последующим уведомлением диспетчера ОДС; мобилизовать персонал и членов ДПД на тушение пожара первичными средствами пожаротушения; направить для встречи пожарных подразделений лицо, хорошо знающее расположение подъездных путей и ближайших водоисточников; провести инструктаж по правилам БЭЭ и выдать письменный допуск на тушение пожара первому прибывшему старшему оперативному начальнику пожарной охраны.

- Старший начальник пожарной охраны, прибывший к месту пожара, обязан немедленно связаться с руководителем тушения пожара, получить от него данные об обстановке на пожаре и письменный допуск на проведение тушения в котором указывается, какое оборудование или какие его токоведущие части остались под напряжением, какие обесточены и принять на себя обязанности руководителя тушения пожара.

- Начальника группы подстанций (мастера, оперативного или оперативно-производственного персонала) или пожарной охраны, которые не приняли на себя руководство тушением пожара, не снимается ответственность за организацию тушения пожара.

- Для руководства тушением пожара организуется штаб. В состав штаба входит начальник группы подстанций (мастер, оперативный или оперативно-ремонтный персонал), который должен иметь на руке красную отличительную повязку с нанесенным знаком электрического напряжения.

- При тушении пожара работа пожарных подразделений (расстановка сил и средств пожаротушения, перемена позиций, переход от одних средств пожаротушения к другим и т.п.) производится с учетом указаний представителя группы подстанций. В свою очередь представитель группы подстанций согласовывает с РТП свою работу и распоряжения, а также информирует во время пожара об изменениях в состоянии работы электроустановок и другого оборудования.

16.3 Тушение пожаров в электроустановках под напряжением

Основой безопасного тушения пожаров в электроустановках является строгое соблюдение организационно-технических мероприятий, направленных на обеспечение безопасности, а также сознательная дисциплина персонала и пожарных, участвующих в тушении.

Тушение пожаров в электроустановках под напряжением осуществляется при соблюдении таких обязательных условий:

- недопущение приближения пожарных к токоведущим частям электроустановок на расстояния до горящих электроустановок под напряжением при подаче пожарными огнетушащих веществ из ручных стволов, менее допустимого.

- согласование РТП с начальником ПС (мастером, оперативным, оперативно-производственным персоналом) маршрутов движения пожарных на боевые позиции и конкретное указание их каждому пожарному при инструктаже;

- выполнение работы пожарными и водителями пожарных автомобилей, обеспечивающих подачу огнетушащих веществ, в диэлектрических перчатках, ботах или сапогах;

- подача огнетушащих веществ после заземления ручных пожарных стволов и пожарных автомобилей;

- недопущение тушения пожаров в электроустановках при видимости меньше 10 м.

При тушении пожара запрещается:

- выполнение любых отключений и прочих операций с электрическим оборудованием личному составу пожарных подразделений;

- приближение к машинам и механизмам, применяемым для подачи огнетушащих веществ на горящие электроустановки, находящимся под напряжением, лицам, непосредственно не занятым в тушении пожара.

При тушении пожара на электрооборудовании без снятия напряжения с электроустановок пожарные автомобили и стволы должны быть заземлены, а ствольщик должен работать в диэлектрической обуви и диэлектрических перчатках.

Тушение пожара в помещениях с электроустановками, находящимися под напряжением до 10кВ, всеми видами пен с помощью ручных средств запрещается, так как пена и раствор пенообразователя обладают повышенной электропроводимостью, по сравнению с распыленной водой.

При необходимости тушения пожара воздушно-механической пеной, с объемным заполнением помещения пеной, производится предварительное закрепление пеногенераторов, их заземление, а также заземление насосов пожарных машин

Устройства для заземления пожарных стволов, пеногенераторов и пожарной техники изготавливаются в необходимом количестве из гибкого медного провода сечением не менее 16 мм2. Во всех случаях длина провода не ограничивается и определяется из необходимости, допущения свободного маневрирования лица работающего пожарным стволом.Места заземления пожарной техники определяется специалистами предприятия совместно с представителя пожарной охраны, оборудуются и вывешиваются таблички.

Необходимое количество заземлений, диэлектрической обуви, диэлектрических перчаток и места их хранения определяются начальниками групп ПС, исходя из расчета подачи огнегасительных средств на горящее электрооборудование.Запрещается пользование указанными заземляющими устройствами, диэлектрической обувью и перчатками.

17 РАСЧЕТ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ПРОЕКТИРУЕМОГО ЭНЕРГООБЪЕКТА

17.1 Капиталовложения в строительство ГРЭС

Расчетные укрупненные показатели сметной стоимости блочных ГРЭС.

Капиталовложения в строительство ГРЭС.

Капиталовложения в строительство ГРЭС, млн. руб., определяются по формуле

Кст= [Кгбл+(nбл-1)Кпбл]kрс k kкапи, тыc. руб., (17.1)

где Кгбл - капиталовложения в головной (первый) блок, тыс. руб. (приложение 2);

Кпбл - капиталовложения в каждый последующий блок, тыс. руб;

nбл - количество установленных блоков, шт.;

kрс - коэффициент, учитывающий территориальный район строительства станции;

k - коэффициент, учитывающий систему технического водоснабжения (прямоточная, оборотная, смешанная):

k = 0,95 - при смешанной системе технического водоснабжения,

kкапи - коэффициент инфляции по вложениям капитала.

Кст = [283200 + (4-1) 649600] * 1,1 * 0,95 * 3,5 = 5483324 тыc. руб.

Удельные капитальные вложения

Удельные капиталовложения, руб./кВт, определяются по формуле

(17.2)

где КСТ - капиталовложения в строительство электростанций, руб;

NУ - установленная (номинальная) мощность станции, МВт.

руб. /кВт

17.2 Энергетические показатели работы станции.

Годовая выработка электроэнергии на ГРЭС.

Годовая выработка электроэнергии на ГРЭС, МВт*ч, подсчитывается по формуле:

WB = NУ * hУ (17.3)

где NУ - установленная мощность электростанции, МВт;

hУ - годовое число часов использования установленной мощности, принимается 6000 часов.

WB = 880 * 6000 = 5280000 МВт*ч

Годовой расход электроэнергии на собственные нужды.

Годовой расход электроэнергии на собственные нужды, МВт*ч, определяется на основании энергетической характеристики, в зависимости от мощности и вида сжигаемого топлива

Wсн = 3,7 nбл Tр + 0,04 Wв (17.4)

где 3,7 - мощность холостого хода, МВт;

nбл - число блоков, шт;

Тр - число часов работы блока в течение года, ч, принимаем равным 7500;

0,04 - удельный расход электроэнергии собственных нужд при работе оборудования под нагрузкой, кВт ч/кВт ч.

Wв - годовая выработка электроэнергии электростанцией, МВт ч.

Wсн = 3,7 * 4 * 7500 + 0,04 * 5280000 = 322200

Удельный расход электроэнергии на собственные нужды электростанции:

Kсн = (Wсн / WB ) 100% (17.5)

Kсн = (322200 / 5280000 ) 100% = 6,1%

Годовой отпуск электроэнергии с шин электростанции

W0 = WB - Wcн, тыс. МВт ч/год. (17.6)

W0 = 5280000 - 322200 = 4957800 тыс. МВт ч /год

Годовой расход условного топлива.

Годовой расход условного топлива, т у. т., рассчитывается по формуле

Bгу = 4,5 nбл Тр + 0,296Wв + 0,018 (Nн - 187) nбл hу (17.7)

где 4,5 - часовой расход условного топлива на холостой ход энергоблока, т/ч;

0,296 - средний относительный прирост расхода условного топлива при возрастании нагрузки, т/МВт ч;

0,018 - разность средних относительных приростов расхода топлива при нагрузках, превышающих критическую, т/МВт ч;

187 - критическая нагрузка, МВт;

Bгу = 4,5*4*7500 + 0,296*5280000 + 0,018(220 - 187)4*6000 = 1712136 т у. т./год

Годовой расход натурального топлива.

Годовой расход натурального топлива, т.н.т./год, рассчитывается по формуле

 (17.8)

где QН - удельная теплота сгорания натурального топлива, кДж/кг, для газа принимается 24786 кДж/кг;

Удельный расход условного топлива

Удельный расход условного топлива по отпуску электрической энергии, г у. т/кВт ч, определяется по формуле

(17.9)

где ВУ - годовой расход условного топлива котлами, т у. т./год;

WОТП - годовой отпуск электроэнергии с шин электростанции, МВт ч;

воптЭ = 1712136 * 106/ 4957800 * 103 = 345 г у. т./кВТ ч

КПД станции по отпуску электрической энергии.

КПД станции по отпуску электроэнергии, %, определяется по формуле

(17.10)

где ВЭОТП - удельный расход условного топлива по отпуску электроэнергии, кВт ч;

17.3 Расчет себестоимость электроэнергии, отпущенной с ГРЭС.

Проектные расчеты себестоимости электроэнергии на ГРЭС производятся в соответствии с принятой номенклатурой статей калькуляции.

Материальные затраты

Топливо на технологические цели

В этой статье отражена стоимость топлива, расходуемого ГРЭС

непосредственно на производство электроэнергии.

Для станций сжигающих газ затраты, тыс. руб./год, определяются по формуле:

Итопл=Цдог Bгн, тыс. руб./год, (17.11)

где Bгн - годовой расход натурального топлива; для каменного угля - тыс. т н. т./год;

Цдог - договорная цена каменный уголь - руб./т н. т.

Итопл = 1700 * 2026020 = 3444234 тыс. руб/год

Затраты на вспомогательные материалы Ивм тыс. руб., определяется по формуле

Ивм= Нвм Ny кВМи 10-3, тыс. руб./год, (17.12)

где Нвм - норматив затрат на вспомогательные материалы; приведен в таблице 2 в зависимости от вида сжигаемого топлива, руб./МВт

Ny - установленная мощность станции, МВт;

кВМи - коэффициент инфляции по вспомогательным материалам.

Ивм = 425 * 880 * 3,5 * 10-3 = 1309 тыс. руб

Стоимость работ и услуг производственного характера

Учитываются стоимость транспортных услуг сторонних организаций по перевозке грузов внутри предприятия, услуги водоканала, проведение испытаний по качеству потребляемых товарно-материальных ценностей и другие работы и услуги, не относящиеся к основному виду деятельности и выполняемые сторонними организациями.

Иусл = Нусл Nу kусли 10-3 тыс. руб./год, (17.13)

где Нусл - норматив стоимости работ и услуг производственного характера; приведен в таблице 3 в зависимости от вида сжигаемого топлива, руб./МВт;

kусли - коэффициент инфляции по услугам; согласовывается с преподавателем.

Иусл = 100 * 880 * 3,5 * 10-3 = 308 тыс. руб./год

Плата за пользование водными объектами принимается равной оборотной системе технического водоснабжения, блок 200-215 МВт (таблица 4)

Плбв =Плтаблв nбл kви, тыс. руб./год (17.14)

Плбв = 495 * 4 * 3,5 = 6930 тыс. руб./год

Материальные затраты без учета топлива

Имз = Ивм + Иусл + Плбв, тыс. руб./год (17.15)

Имз = 1309 + 308 + 6930 = 8547 тыс. руб./год.

Среднемесячная заработная плата одного работника.

ЗПср.месчел= 22000 руб /м.

Годовой фонд оплаты труда на одного человека

ФОТгчел = ЗПср.месчел 12 10 3, тыс. руб./чел. (17.16)

ФОТгчел = 22 * 12 * 103 = 264 тыс. руб./чел.

Затраты на оплату труда, учитываемые в себестоимости продукции:

Иот = ФОТ = Чппп ФОТгчел, тыс. руб./год, (17.17)

где Чппп - численность промышленно-производственного персонала, чел.; определяется в зависимости от мощности блока и вида сжигаемого топлива по приложению 15.

Иот = ФОТ = 915 * 264 = 241560 тыс. руб./год

Отчисления на социальные нужды

Отчисления на социальные нужды Исн, тыс. руб. определяется по формуле

(17.18)

где Иот - затраты на оплату труда, тыс. руб.

Отчисления на социальное страхование от несчастных случаев и профессиональных заболеваний.

(17.19)

(17.16)

где Нснс - норматив отчислений на страхование от несчастных случаев, %;

Исоц. н = Исн + ИСНС, тыс. руб./год. (17.17)

Исоц н = 72468 + 13044 = 85512 тыс. руб./год

Амортизация основных фондов

Стоимость основных средств электростанции

Сф =0,9 Кст, тыс. руб., (17.18)

Сф = 0,9 * 5483324 = 4934991 тыс. руб.

где КСт - абсолютные вложения капитала в строительство станции, тыс. руб.

Амортизация основных средств

Иа = Сф (17.19)

Иа =() * 4934991 = 167789

где Нарен - средняя норма амортизации на реновацию в целом по станции, %;

Прочие затраты

Обязательное страхование имущества

Обязательное страхование имущества Ис им, тыс. руб., определяется по формуле:

Ис им =() Кст, тыс. руб./год, (17.20)

Ис им = * 5483324 = 109666 тыс. руб

где Нси - норматив обязательного страхования имущества, %.

Плата за землю

Определение площади земли по генплану

Площадь земли под производственную площадку

F1 = f1 Ny, м2, (17.26)

F1 = 400 * 880 = 352000 м2,

где f1 - удельная площадь производственной площадки без топливного склада, м2 /МВт.

Ориентировочная площадь топливного склада

FTC = fТС ВГН, м2 (17.27)

FTC= 10 * 2026 = 20260, м2

где fТС - удельная площадь топливного склада, м2 /тыс. т н. т., для каменного угля fТС = 10-15 м2/тыс. т н. т.;

Площадь земли, отчуждаемая под золоотвал (твердое топливо), должна обеспечить работу электростанции в течение не менее 25 лет. Ориентировочная площадь золоотвала

F30= f30 ВГН , м2 (17.28)

F30= 50 * 2026 = 101300 м2

где f30 - удельная площадь золоотвала, м2/тыс. т н. т., для каменного угля f30 = 50-70 м2/тыс. т н. т.;

Площадь земли, занятая водоемом, в оборотной системе технического водоснабжения, можно принять fво = 0,5-0,6 га/МВТ.

Fво = fво * Nу, га (17.29)

Fво = 0,5 * 880 = 440 га

Общий отвод земли под строительство ГРЭС

F = F1 + FTC + F30 м2 (17.30)

F = 352000 + 20260 + 101300 = 473560 м2

где F1 - площадь производственной площадки, м2;

FTC - площадь топливного склада, м2;

F30 - площадь золоотвала, м2

Средняя ставка земельного налога за производственную площадь:

для электростанций, построенных в черте города или пригородной зоне,

Сзн1 = Сср зн1 k2 kзни1 10-3, руб./м2, (17.31)

Сзн1 = 0,6 * 2,2 * 3,5 * 10-3 = 4,62 руб./м2

где Ссрзн1 - средняя базовая ставка (1992 г.) земельного налога за производственную площадь, руб./м2; приложение 20 (таблица 1);

k2 - коэффициент увеличения средней ставки земельного налога за счет статуса города, развития социально-культурного потенциала, приложение 20 (таблица 2);

Средняя ставка земельного налога для земель, занятых водоохладителями, прудами

Свозн = Сво(табл)зн kзни2, руб./га, (17.31)

Свозн = 18,07 * 3,5 = 63,24 руб./га

где Сво(табл)зн - средняя ставка земельного налога за земли, занятые водоохладителем, по состоянию на 01.01.01, руб./га; определяется по приложению 21;

kзн и2 - коэффициент инфляции к ставке земельного налога за земли, занятые водоохладителем; согласовывается с преподавателем.

Определение платы за землю

Плата за землю определяется по одной из формул:

Плзем =(Сзн1 F+ Свозн Fво)10-3, тыс. руб./год; (17.32)

Плзем = (4,62 * 473560 + 63,24 * 440) 10-3 = 2215 тыс. руб./год

Другие расходы

Другие расходы Идр, тыс. руб., определяется по формуле

Идр = * Кст , (17.33)

Идр = * 5483324 = 30158 тыс. руб

где Ндр - коэффициент учитывающий другие расходы,

Кст - абсолютные капитальные вложения, тыс. руб.

Отчисления в ремонтный фонд

Ремонтный фонд служит для финансирования всех видов ремонтов (капитальных, средних, текущих).

Отчисления в ремонтный фонд определяются формулой:

Ирем = () Сф тыс. руб./год, (17.34)

Ирем = () * 4934991 = 227009 тыс. руб./год

где Нрфср - средний норматив отчислений в ремонтный фонд в целом по электростанции, %. Значение Нрфср в зависимости от вида сжигаемого топлива приведено в таблице 7.

Прочие затраты (всего)

Суммируются результаты расчетов отчислений в ремонтный фонд, обязательные страховые платежи, другие (прочие) отчисления, платежи за выбросы загрязняющих веществ и за землю.

Расчеты выполняются по формуле:

Ипр = Ирем + Ис им + Плзем + Идр, тыс. руб./год. (17.35)

Ипр = 227009 + 109666 + 2215 + 30158 = 396048 тыс. руб./год

Годовые издержки электрической станции

Годовые издержки электрической станции Ист, тыс. руб., определяется по формуле

Ист = Итопл + ИМЗ + Иот + Исоц н + Иа + Ипр (17.36)

Ист = 3444234 + 8547 + 241560 + 85512 + 167789 + 396048 = 4343690 тыс. руб

17.4 Калькуляция себестоимости электроэнергии, отпущенной с шин ГРЭС.