Электрическая часть конденсационной электростанции мощностью 900 МВт

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

В настоящее время в России 67 действующих КЭС. На КЭС применяется органическое топливо: твердое топливо, преимущественно уголь разных сортов в пылевидном состоянии, газ, мазут и т. п. Тепло, выделяемое при сжигании топлива, передаётся в котельном агрегате (парогенераторе) рабочему телу, обычно - водяному пару.Тепловая энергия водяного пара преобразуется в конденсационной турбине в механическую энергию, а последняя в электрическом генераторе - в электрическую энергию. Отработавший в турбине пар конденсируется, конденсат пара перекачивается сначала конденсатным, а затем питательным насосами в паровой котёл (котлоагрегат, парогенератор). Таким образом создаётся замкнутый пароводяной тракт: паровой котёл с пароперегревателем - паропроводы от котла к турбине - турбина - конденсатор - конденсатный и питательные насосы - трубопроводы питательной воды - паровой котёл.В перспективе для конденсационных электростанций, использующих уголь, рекомендована установка модернизированных блоков (температура пара - 565оС и коэффициент полезного действия - до 41 процента), а после 2010 года в европейской части России - энергоблоков на суперсверхкритические параметры пара (давление пара 30 - 32 МПа, температура пара 600 - 620оС, коэффициент полезногодействия -до 44 - 46 процентов)Современные КЭС оснащаются в основном энергоблоками 200 - 800 МВт. Применение крупных агрегатов позволяет обеспечить быстрое наращивание мощностей электростанций, приемлемые себестоимость электроэнергии и стоимость установленного киловатта мощности станции.Современные КЭС весьма активно воздействуют на окружающую среду: на атмосферу, гидросферу и литосферу. Их влияние на атмосферу выражается в большом потреблении кислорода воздуха для горения топлива и в выбросе значительного количества продуктов сгорания. Это в первую очередь газообразные окислы углерода, серы, азота, ряд которых имеет высокую химическую активность.

Летучая зола, прошедшая через золоуловители, загрязняет воздух. Наименьшее загрязнение атмосферы (для станций одинаковой мощности) отмечается при сжигании газа и наибольшее - при сжигании твердого топлива с низкой теплотворной способностью и высокой зольностью. Необходимо учесть также большие уносы тепла в атмосферу, а также электромагнитные поля, создаваемые электрическими установками высокого и сверхвысокого напряжения.КЭС загрязняет гидросферу большими массами теплой воды, сбрасываемыми из конденсаторов турбин, а также промышленными стоками, хотя они проходят тщательную очистку.Для литосферы влияние КЭС сказывается не только в том, что для работы станции извлекаются большие массы топлива, отчуждаются и застраиваются земельные угодья, но и в том, что требуется много места для захоронения больших масс золы и шлаков (при сжигании твердого топлива).Влияние КЭС на окружающую среду чрезвычайно велико. Например, о масштабах теплового загрязнения воды и воздуха можно судить по тому, что около 60 % тепла, которое получается в котле при сгорании всей массы топлива, теряется за пределами станции. Учитывая размеры производства электроэнергии на КЭС, объемы сжигаемого топлива, можно предположить, что они в состоянии влиять на климат больших районов страны. В то же время решается задача утилизации части тепловых выбросов путем отопления теплиц, создания подогревных прудовых рыбохозяйств. Золу и шлаки используют в производстве строительных материалов и т. д. Благодаря этой особенности технологического процесса конденсационные электростанции и получили своё название. В данном дипломном проекте рассматривается электрическая часть конденсационной электростанции (КЭС) мощностью 900 МВт. На КЭС устанавливаются три турбогенератора мощностью 200 МВт и один мощностью 300 МВт. Номинальное напряжение ОРУ ВН 500 кВ, ОРУ СН 220 кВ. Передача электроэнергии осуществляется по трем линиям напряжением 500 кВ и четырем линиям напряжением 220 кВ.



Характеристика технологического процесса

Основным назначением конденсационной установки паротурбинного агрегата является конденсация отработавшего пара турбины и обеспечение за последней ступенью при номинальных условиях давления пара не выше расчетного, определенного исходя из технико-экономических соображений.

Среднее давление отработавшего пара р2 для принятых при проектировании конденсатора номинальных условий (расхода пара в конденсатор, температуры и расхода охлаждающей воды; составляет обычно 3,5-6 кПа (0,035-0,060 кгс/cм2). Поскольку оно значительно ниже атмосферного (барометрического), ему отвечает разрежение в паровом пространстве конденсатора. В отличие от номинальных значений параметров свежего пара перед турбиной давление отработавшего пара р2 не может поддерживаться в эксплуатации на определенном заданном уровне, а заметно изменяется в зависимости от режимных условий. Его значения, отвечающие различным условиям работы конденсационной установки при удовлетворительном ее состоянии, определяются по тепловым характеристикам.

Помимо поддержания давления отработавшего пара на требуемой для экономичной работы турбоагрегата уровне конденсационная установка должна также обеспечивать:

- сохранение конденсата отработавшего пара, используемого в системе питания парового котла, и его качество, соответствующее после смешения с водами, поступающими в конденсатор извне, требованиям ПТЭ (ограничение в допустимых пределах содержания в нем кислорода, растворенных солей и продуктов коррозии);

- предотвращение переохлаждения конденсата на выходе из конденсатора по отношению к температуре насыщения отработавшего пара, приводящего к потере теплоты;

- прием при нормальной работе, а также при пусках и остановах энергоблока предусмотренных его тепловой схемой сбросов в конденсатор (не-

-посредственно через паросбросные устройства, расширители или БРУ-К) пара, горячих дренажей из других аппаратов и добавочной воды для системы питания парового котла.

Применяющиеся одно- или многокорпусные поверхностные конденсаторы с водяным охлаждением, как правило, представляют собой горизонтальные кожухотрубные теплообменные аппараты, в которых на наружной поверхности трубок конденсируется отработавший пар, поступающий из турбины, а внутри трубок протекает охлаждающая вода, отводящая теплоту конденсата пара. Образовавшийся на трубках конденсат стекает из трубного пучка на днище корпуса и затем в конденсатосборники, из которых он удаляется конденсатными насосами.

На рисунке 1 приведена принципиальная схема, конденсационной установки.

Пар, поступающий в конденсатор, содержит обычно примесь неконденсирующихся газов, в основном воздуха, проникающего через неплотности в вакуумной системе турбоагрегата.

Для поддержания разрежения в паровом пространстве конденсатора неконденсирующиеся газы должны постоянно удаляться. Это осуществляется с помощью воздушных насосов, паро- или водоструйных эжекторов или роторных вакуум-насосов, например водокольцевых, отсасывающих из конденсатора неконденсирующиеся газы (воздух) с остаточным содержанием пара, сжимающих паровоздушную смесь и выбрасывающих ее в атмосферу.

При некоторых режимах работы энергоблоков осуществляется сброс свежего пара в конденсатор помимо турбины через приемно-сбросные устройства, в которых пар дросселируется и охлаждается.

Охлаждающая вода подается в конденсатор по напорным трубопроводам циркуляционными насосами, связывающие конденсационную установку с системой технического водоснабжения, которая в зависимости от местных условий выполняется прямоточной или оборотной.

При прямоточной системе водоснабжения вода забирается из естественного источника (реки, озера, моря) и после однократного ее использования сбрасывается в тот же источник, а при оборотной - поступает после конденсатора в водоохлаждающее устройство (градирню, брызгальный бассейн или водохранилище-охладитель); где отдает воспринятую в конденсаторе теплоту наружному воздуху, после чего вновь используется для охлаждения конденсатора.

При прямоточной системе водоснабжения или оборотной с водохранилищем-охладителем охлаждающая вода поступает в водоприемное устройство, в котором установлены очистные решетки и сетки, и которое объединено большей частью с береговой насосной или соединено с приемными колодцами насосов самотечными водоводами.

При оборотной системе водоснабжения с градирнями или брызгальным бассейном вода поступает в циркуляционные насосы из водосборных резервуаров градирен или из бассейна и подается циркуляционными насосами в конденсаторы с давлением, достаточным для подъема подогретой воды из конденсатора на отметку водораспределительного устройства градирен или для обеспечения достаточного давления воды перед соплами брызгального бассейна.

Для уменьшения затраты электроэнергии на циркуляционные насосы (при прямоточном водоснабжении или оборотном с водохранилищем-охладителем) на сбросе воды из конденсатора используется обычно сифон, а из сифонного колодца вода сбрасывается, как правило, самотеком по открытому каналу.

Сброс теплой воды производится ниже водозабора на расстоянии, исключающем ее попадание в водоприемное устройство. В месте сброса воды устраивается участок канала с большим уклоном - быстроток.

Рисунок 1 - Принципиальная схема конденсационной установки турбины

1 - ЦНД; 2 - конденсатор; 3 - циркуляционные насосы; 4, 5 - конденсатные насосы первого и второго подъема; 6 - основные эжекторы; 7 - эжекторы циркуляционной системы; 8 - охладитель пара лабиринтовых уплотнений; 9 - охладитель дренажа подогревателя сетевой воды; 10 - блочная обессоливающая установка; 11, 12 - приемно-сбросное устройство пара промперегрева и БРОУ;

- пар

- охлаждающая вода;

- конденсат;

- паровоздушная смесь



Выбор основного электрооборудования. Выбор генераторов

Генераторы выбираем по заданной в задании мощности

Охлаждение обмоток статора турбогенератора ТВВ-200-2 осуществляется непосредственно водой. Данный турбогенератор имеет независимую тиристорную систему возбуждения.

Определяем реактивную мощность генератора:

, (3.1)

где - тангенс угла образуемый от коэффициента мощности.

Полная мощность генератора:

, (3.2)

где Qг - реактивная мощность генератора МВАp;

Рг - активная мощность генератора МВт.



Составление двух вариантов структурных схем, проектируемой электростанции

Рисунок 2 - Первый вариант схемы проектируемой электростанции

Заданием предусмотрено обеспечить выдачу максимальной мощности 900 МВт. В первом варианте подсоединяем к 1 распределительному устройству по 3 генератора, при чём два генератора объединяем в один энергоблок, которые полностью обеспечивают необходимую выдачу мощности, ко 2 распределительному устройство 1 генератор. Остаток мощности будет передаваться через автотрансформаторы связи в энергосистему.

Рис.



Выбор числа и мощности блочных трансформаторов. Выбор блочных трансформаторов

Рассмотрим два варианта структурных схем.

Определяем расход на собственные нужды одного генератора:

, (3.1)

где - активная мощность трансформатора собственных нужд в процентах от полной мощности установки. Принимаем Р = 3%.

- коэффициент спроса. Для КЭС равен 1;

Pг - активная мощность установки, МВт;

Определяем реактивную мощность на собственные нужды одного генератора:

, (3.2)

где Рсн - активная мощность трансформатора собственных нужд, МВт;

- тангенс угла



Определяем полную мощность собственных нужд:

, (3.3)

Определяем полную мощность блочного трансформатора:

, (3.4)

;

.

Определяем полную мощность блочного трансформатора для укрупненного блока, подключенного к РУ 500 кВ:

S_бл.тр. = 2(S_г - S_сн), (3.5)

S_бл.тр. = 2 • (353 - 10,6) = 684,8 .

Выбираем силовые трансформаторы для первого варианта схемы и номинальные данные трансформатора заносим в таблицу (2.2)

Таблица 2 - Технические характеристики трансформаторов

Тип трансформатора	Мощность,МВА	Напряжение, кВ	Потери, кВт	Uk, %	Цена, тыс.руб.
		ВН	НН	Рх.х.	Рк.з.
ТНЦ - 1000000/500	1000	525	24	570	1800	11	585
ТДЦ - 400000/500	400	525	15,75	315	790	10,5	418
ТДЦ - 250000/220	250	242	15,75	207	600	11	284



Выбор числа и мощности автотрансформаторов связи

Определим расчетную нагрузку трансформатора в режиме минимальных нагрузок:

, (3.6)

где - суммарная активная и реактивная мощность генераторов, МВт, МВАp;

- мощность расходуемая на собственные нужды генераторов, МВт, МВАp;

- мощность местной нагрузки в режиме минимальных нагрузок МВт, МВАp.

Определяем реактивную мощность в режиме минимальных нагрузок:

, (3.7)

Определяем нагрузку трансформатора в режиме максимальных нагрузок:

, (3.8)

где - мощность местной нагрузки в режиме максимальных нагрузок, кВт, кВАp.



Определяем реактивную мощность в режиме максимальных нагрузок:

, (3.9)

Определяем нагрузку трансформатора в аварийном режиме при отключении одного генератора по формуле (2.10)

За расчетную максимальную мощность принимаем мощность самого нагруженного режима:

Определяем мощность автотрансформатора:

, (3.9.1)

где - коэффициент аварийной перегрузки трансформатора. При расчетах принимаем равным 1,4

Данные автотрансформатора заносим в таблицу 3



Таблица 3 - Технические данные автотрансформатора связи

Тип трансформатора

Мощность, МВА

Напряжение, кВ

Потери, кВт

Uk, %

Цена, тыс. руб.

ВН

СН

НН

Рх.х.

Рк.з.

ВН-НН

ВН-СН

СН-НН

Вн-Сн

Вн-Нн

Сн-Нн

АТДЦТН 267/500/220

267

500/

230/

38,5

125

470

470

470

37

11,5

23

292

Выбор трансформаторов собственных нужд (ТСН)

Трансформаторы собственных нужд выбираются по мощности собственных нужд каждого энергоблока и напряжению статора генератора при этом должно выполняться следующие условие:

(3.9.2)

10 МВА > 7 МВА

10,6 МВА > 10 МВА

Заносим номинальные данные в таблицу 2.5

Таблица 4 - Номинальные данные трансформаторов собственных нужд

Тип трансформатора	Sном, МВА	Напряжение обмоток, кВ	Потери, кВт	Uk %	Цена, тыс. руб.
		ВН	НН	Рк	Рхх
ТДНС-10000/35	10	20	6,3	81	12	14	63,2
ТДНС-10000/35	10	15,75	6,3	60	12	8	65,4

Выбор резервных трансформаторов собственных нужд (РТСН)

Выбор резервных трансформаторов осуществляется по мощности самого большого трансформатора собственных нужд. Один (РТСН) присоединяется к обмотке НН автотрансформатора Т2 и один к системе шин ОРУ-500кВ.

Номинальные данные заносим в таблицу 5

Таблица 5 - Номинальные данные резервных трансформаторов собственных нужд

Тип трансформатора	Sном, МВА	Напряжение обмоток, кВ	Потери, кВт	Uk %	Цена, тыс. руб.
		ВН	НН	Рк	Рхх
ТМ-10000/35-71T1	10	38,5	6,3	2	11,6	6,5	4
ТДЦ-250000/500	250	500	6,3	590	205	13	335

Выбор схемы электроснабжения, проектируемой электростанции. Выбор главной схемы

Схемы КЭС должны выполняться в соответствии с требованиями в отношении надёжности, гибкости, удобства эксплуатации, экономичности.

Главная схема на КЭС выбирается в соответствии с правилами технического проектирования и выбранной структурной схемы.

При соединении генератора в блоке с трансформатором между генератором и блочным трансформатором устанавливается генераторный выключатель.

На напряжение 500 кВ принимаем схему 3/2, с двумя системами шин и тремя выключателями на две цепи и на 220 кВ схему с двумя рабочими системами шин и одной обходной. Чтобы обеспечить возможность поочерёдного ремонта выключателей без перерыва в работе соответствующих присоединений предусматривают обходную систему шин и обходные выключатели. В устройствах с двумя системами сборных шин, функция обходного и шиносоединительного выключателей могут быть объединены в одном выключателе, что позволяет уменьшить общее число выключателей.

Полуторная схема имеет следующие преимущества:

- любой выключатель может быть выведен в ремонт без перерыва питания и без производства разъединителем операций под нагрузкой, т.е. разъединители не являются оперативными аппаратами;

- повреждения или отказ любого выключателя, примыкающего к шинам, приводит к отключению только одного присоединения, если все выключатели до этого были выключены.

В общем, полуторная схема имеет свои преимущества и обладает высокой надёжностью.

Выбор схемы собственных нужд

Основным источником электроэнергии системы собственных нужд КЭС являются генераторы и энергосистема.

Рабочие машины и другие приемники электроэнергии системы собственных нужд можно разделить по принципу предъявляемых требований к надежности электроснабжения:

- потребители первой группы надежного питания не допускают перерывов питания более чем на доли секунды во всех режимах, включая режим полного исчезновения напряжения переменного тока от рабочих ТСН и резервных РТСН.

- потребители второй группы надежного питания требуют обязательного питания после срабатывания аварийной защиты реактора, но допускают перерывы питания, при обесточивании С.Н., на время запуска и подключения дизель - генераторов (ДГ) к секции, от которой запитаны эти потребители.

Потребители, допускающие перерывы питания на время автоматического ввода резерва (АВР) и не требующие обязательного наличия питания после срабатывания аварийной защиты реактора. Потребители третьей группы называются потребителями нормальной эксплуатации

Технико-экономическое обоснование двух вариантов структурных схем. Расчет первого варианта структурной схемы проектируемой электростанции

Определяем потери электроэнергии блочных трансформаторов, подключенных к шинам высокого и среднего напряжения:

?W=?P_x•Т+?P_к•ф, (5.1)

где ?P_x - потери холостого хода, кВт;

Т- время эксплуатации, равное 8760 ч;

?Р_к - потери к.з. трансформатора, кВт;

S_max - максимальная мощность нагрузки трансформатора(формула 3.7), МВА;

S_ном - номинальная мощность силового трансформатора (таблица 3.2), МВА;

ф - продолжительность максимальных потерь, ч.

ф=(0,124+Т_уст•10^-4)²•Т, (5.2)

где Т_уст - установленная продолжительность работы энергоблока, ч.

ф=(0,124+7100?10^-4)²•8760=6093 ч.

?W₁=570•8760+1800•6093=13029409 МВт•год,

?W₂=315•8760+790•6093=6762975МВт•год.

?W₃=207•8760+600•6093=3527711МВт•год.



Определяем потери электроэнергии в автотрансформаторе связи:

?W_АТ=?P_x•Т+?P_кв•ф+?P_кс•ф, (5.3)

где ?Р_кв- удельные потери в обмотке высокого напряжения, кВт;

?Р_кс - удельные потери в обмотке среднего напряжения, кВт;

S_{max с} - наибольшая нагрузка обмоток среднего напряжения, МВА;

S_{max в} - наибольшая нагрузка обмоток высокого напряжения, МВА.

Определяем потери в обмотках высокого и среднего напряжения:

?Р_кв=0,5•(?P_кв-с+-), (5.4)

где ?Р_в-с - потери к.з. для высокого и среднего напряжения, кВт;

?Р_с-н - потери к.з. для среднего и низкого напряжения, кВт;

К_выг - коэффициент выгоды.

К_выг=, (5.5)

где U_в - сторона высокого напряжения, кВ;

U_с - сторона среднего напряжения, кВ.

К_выг==0,72

?Р_кв =0,5•(470+ - )=235 МВт.

?Р_кс=0,5•(?P_кв-с+-), (5.6)

где ?Р_в-н - потери к.з. для высокого и низкого напряжения, МВт.



?Р_кс =0,5•(470+-)=235 МВт.

Определяем наибольшую нагрузку обмоток высокого и среднего напряжения, аварийный режим не учитывать:

(5.7)

где S_maxрасч - наибольшая нагрузка обмотки высокого и среднего напряжения (формула 3.9), МВА.

S_{max в}= S_{max с}= =235МВА.

?W_АТ=125•8760+235•6090+235•6090=3312320 кВт•год.

Определяем суммарные годовые потери электроэнергии:

?W_?=n•?W_блочн+?W_АТС , (5.8)

где ?W_блочн - суммарные годовые потери электроэнергии блочного трансформатора, кВт•год;

?W_АТС - суммарные годовые потери электроэнергии автотрансформатора связи, кВт•год.

?W_?=(13029409+ 6762975+ 3527711)+2•3312320=29944735 = 29944,735 МВт•год.

Определяем суммарные капиталовложения:

?К=n•К_блочн+n•К_АТ, (5.9)



где К - стоимость одного трансформатора, тыс.руб.

?К =(585+418+284+(2•292))=1871 тыс.руб.

Определяем годовые эксплуатационные издержки:

И=•?К+в??W_?•10^-5, (5.10)

где Р_а - нормативные отчисления на амортизацию, %. Принимаем 6,4;

Р_о - нормативные отчисления на обслуживание, %. Принимаем 2;

в = 50 - стоимость потерь электрической энергии.

И=•1871 +50•29944735 •10^-5=15129,5 тыс. руб.

Определяем общие затраты:

?З=Р_н•?К+И, (5.11)

Где Р_н - нормативный коэффициент экономической эффективности. Принимаем 0,12.

?З=0,12•1871 +15129,5 =15354,02 тыс.руб.

Расчет второго варианта структурной схемы проектируемой электростанции

Определяем потери электроэнергии блочных трансформаторов подключенных к шинам высокого и среднего напряжения, по формуле (5.1):



?W₁=570•8760+1800•6093=13029409 МВт•год,

?W₂=315•8760+790•6093=6762975МВт•год.

Определяем потери электроэнергии в автотрансформаторе связи, по формуле (5.3):

?W_АТ=125•8760+235•6090+235•6090=3312320 кВт•год.

Определяем суммарные годовые потери, по формуле (5.8):

?W_?=3• 13029409+1•6762975+2•3312320 = 52475,842 МВт•год.

Определяем суммарные капиталовложения вариацию, по формуле (5.9):

?К =3•418+284+(2•292))=2122 тыс.руб.

Определяем годовые эксплуатационные издержки, по формуле (5.10):

И=•2122 +50•52475842 •10^-5=26416,17 тыс. руб.

Определяем общие затраты, по формуле (5.11):

?З=0,12•2122+26416,17 =26670,81 тыс.руб.

Для более удобного и наглядного сравнения двух вариантов структурных схем составим таблицу.



Таблица 5.1 - Сравнение двух вариантов структурных схем

Номер схемы	Суммарные годовые потери ,год	Суммарные капиталовложения , тыс.руб.	Годовые эксплуатационные издержки , тыс.руб.	Общие затраты, тыс.руб
1	29944,735	1871	15129,5	15354,02
2	52475,842	2122	26416,17	26670,81

При анализе суммарных годовых потерь электроэнергии и общих затрат выбираем первый вариант схемы, который показан на рисунке 2

Расчет токов короткого замыкания

Составляем расчетную схему, принимаем точки короткого замыкания

Рисунок 6.1 - Расчетная схема электростанции

Остальные данные заносим в таблицу 6.1

Таблица 6.1 - Данные для расчета токов короткого замыкания

Наименование	Sном	X»d	Uкз, %	Е»*
ТНЦ - 1000000/500 (Т1)	1000	-	14,5	-
ТДЦ - 400000/500 (Т2)	400	-	13	-
ТДЦ - 250000/220 (Т3, Т4, T5)	250	-	11	-
АТДЦТН 267/500/220	267	-	11,5	-
ТВМ-300	353	0,2	-	1.13
ТВВ-200-2	235	0,191	?	1,13



Расчет токов трехфазного короткого замыкания на шине 220 кВ

Составляем схему замещения, в которой все элементы представляются в виде индуктивных сопротивлений

Рисунок 6.2- Схема замещения электростанции

За базовое напряжение принимаем напряжение, где произошло короткое замыкание U_б=230 кВ.

Определяем сопротивление генераторов:

, (6.1)

где - сверхпереходное индуктивное сопротивление;

- мощность генератора, кВА.

=43 Ом,

.



Определяем сопротивление трансформаторов:

, (6.2)

где -напряжение короткого замыкания трансформатора, %.

,

,

,

Определяем сопротивление автотрансформатора:

, (6.3)

, (6.4)

(6.5)

где - напряжение короткого замыкания вн-нн, %;

- напряжение короткого замыкания вн-сн, %;

- напряжение короткого замыкания сн-нн, %.

,

Значение сопротивлений не учитываем, т.к. они не обтекаются током КЗ.



Упрощаем схему

Рисунок 6.3- Схема замещения электростанции

x₁₄ = х₁ + х₂, (6.6)

х₁₄ = 17,2 + 43 = 60,2 Ом.

,

Х₁₅ = .

x₁₇ = х₆ + х₇

х₁₇ = 12,75 + 24,25 = 37 Ом. (6.7)

х₁₇ = х₁₈

x₁₉ = х₁₂ + х₁₃

х₁₉ = 23,3 + 30 = 53,3 Ом.

х₁₉ = х₂₂

Упрощаем схему

Рисунок 6.4-Схема замещения электростанции



X₂₀ = х₁₅ + х₁₆

Х₂₀ = 21,5 + 7,7 = 29,2 Ом.

,

Х₂₁ = .

Упрощаем схему

Рисунок 6.5-Схема замещения электростанции

,

.

Упрощаем схему

Рисунок 6.6-Схема замещения электростанции



,

Упрощаем схему

Рисунок

,

Рассчитаем токи трехфазных коротких замыканий

Определяем начальное значение периодической составляющей тока короткого замыкания:

, (6.8)

где - сверхпереходное Э.Д.С. источника, принимаем 1.13 [2, табл.3.2];

- общее сопротивление сети.



Определяем ударный ток:

, (6.9)

где - ударный коэффициент. Принимаем равным 1,78 [2, табл. 3.6].

.

Определяем значение периодической составляющей в момент времени:

, (6.10)

где - свободное время отключение выключателя ВВБ-220Б-31,5/2000 У1, принимаем 0,08 с. [1, табл. 5.2]

.

, (6.11)

где - коэффициент отношения действующего значения периодической составляющей тока КЗ от генератора в произвольный и начальный момент времени.

I_nф = 10,4 • 0,78 = 8,1 кА



Определяем отношение периодической составляющей к номинальному току источника питания:

, (6.12)

где - номинальная мощность генератора, кВА.

кА.

Тогда по кривым определяем =0,7 [2, рис.8.3а].

Определяем апериодическую составляющую:

, (6.13)

где - расчетное время, c;

постоянная времени затухания периодической составляющей, принимаем 0,04.[2,с.110]

.

Ток трехфазного к.з.

, (6.14)

.



Все расчеты заносим в таблицу 6.2.

Таблица 6.2 - Результаты расчетов токов короткого замыкания

Расчетные значения	Е
Значение сверхпереходных Э.Д.С. - E??* ,В	1,13
Значение периодической составляющей в начальный момент времени ,кА	10,4
Ударный коэффициент -	1,78
Значение ударного тока - ,кА
Номинальный ток источника питания - ,кА	1,04
Значение коэффициента -	0,78
Значение периодической составляющей в момент времени - ,кА
Ток трехфазного кз ,кА	14,2

Выбор электрических аппаратов и токоведущих частей. Выбор отходящих линий 220 кВ

Токоведущие части в цепи линий 220 кВ выполняем гибкими проводами.

Определяем ток нормального режима (без перегрузок):

где - наибольшая мощность потребителей, подключенных к линиям;

n - число параллельно работающих линий.

Найдем максимальный ток:



, (5.2)

Сечение выбираем по экономической плотности тока

, (5.3)

где j_эк - нормированная плотность тока, принимаем для алюминиевых неизолированных проводов при Т_max > 5600 часов равным 1А/мм²

= = 308,8 мм²

Принимаем провод 2?АС-400/64, для которого d = 27,5 мм, I_доп. = 860 А.

Фазы расположены горизонтально с расстоянием между фазами 450 см.

Проверка сечения на нагрев (по допустимому току)

I_max < I_доп.

308,8 А < 1650 А

Проверка гибких шин на электродинамическое действие тока КЗ:

I_no? 20 кА

10,4кА ? 20 кА

Проверка токопровода по условиям короны



Начальная критическая напряженность магнитного поля:

= 30,3m (1 + ), (7.1.4)

где m - коэффициент, учитывающий шероховатость провода, принимаем равным 0,82 ;

r₀ =30,6/2=15,3мм=1,53 см - радиус провода.

= 30,3•0,82 (1 + )=31,16,

Напряженность электрического поля вокруг нерасщепленного провода:

, (7.1.5)

где U =220 кВ - напряжение линейное;

D_ср =450•1,26 = 567 см- среднее геометрическое расстояние между проводами фаз ;

кВ/см

Условие отсутствия короны:

1,7 • E ? 0,9 • E₀ (7.1.9)

1,7 •12,44 ? 0,9 • 31,16

21,1 кВ/см < 28,04 кВ/см

Исходя из расчета, провод АС - 400/64 по условиям короны проходит.



Выбор выключателей и разъединителей в линий 220 кВ

Выбор выключателей вводим в таблицу 7.1

Таблица 7.1 - Расчетные и каталожные данные выключателей в цепи линии 220 кВ

Расчетные данные	Каталожные данные	Условие выбора
	ВВБ-220Б-31,5/2000 У1
Напряжение установки Uуст =220 кВ	Uном = 220 кВ	Uном ? Uуст
Максимальный ток Imax = 419 А	Iном = 2000 А	Iном ? Imax
Начальное действующее значение периодической составляющей тока КЗ In0 =20 кА	Iоткл.н. = 31,5 кА	Iоткл. ном ? In0
Значение апериодической составляющей тока КЗ iat=3,8	iaном= 102кА	й а ном ? йаф
Значение периодической составляющей тока КЗ для момента времени ф Inф =8,1 кА	Iдин = 35 кА	Inф ? Iдин
Значение ударного тока iуд = 26,2 кА	iпрскв= 40 кА	йуд ? йпр.скв
Тепловой импульс тока КЗ Вк = 248 кА2 • с	• tтерм = 40 2 • 3 =4800кА2 • с	Bk? I2тер·tтер

Определим тепловой импульс тока КЗ:

В_к = • (), (5.11)

где I_no - начальное действующее значение тока КЗ, кА;

t_откл - время отключения КЗ, принимаем равным 0,06 с;

Т_а - постоянная, равная 0,06 с.



В_к = 4,3² • (0,06 + 0,06) = 2,22 кА² • с

Определим допускаемое значение апериодической составляющей в отключаемом токе у выключателя:

, (5.12)

где в - нормированное содержание апериодической составляющей в отключаемом токе, принимаем равным 45%

= 109кА

Определим квадрат термического тока и время действия термического тока:

• t_терм = 40 ² • 3 =4800кА² • с

Выбор разъединителей вводим в таблицу 7.2

Таблица 7.2 - Расчетные и каталожные данные разъединителя в цепи линии 220 кВ

Расчетные данные	Каталожные данные	Условие выбора
	РНДЗ.1-220/1000 У1
Напряжение установки Uуст =220 кВ	Uном =220 кВ	Uном ? Uуст
Максимальный ток Imax = 419 А	Iном =1000 А	Iном ? Imax
Начальное действующее значение периодической составляющей тока КЗ In0 =20 кА	-	Iоткл. ном ? In0
Значение апериодической составляющей тока КЗ iat=3,8	-	й а ном ? йаф
Значение периодической составляющей тока КЗ для момента времени ф Inф =8,1 кА	-	Inф ? Iдин
Значение ударного тока iуд = 26,2 кА	iпрскв= 40 кА	йуд ? йпр.скв Iпред.скв. = 100 кА
Тепловой импульс тока КЗ Вк = 248 кА2 • с	• tтерм = 40 2 • 3 =4800кА2 • с	Bk? I2тер·tтер

Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения в линий 220 кВ

Выбор трансформаторов тока ведем в табличной форме.

Таблица 5.3 - Расчетные и каталожные данные трансформатора тока.

Расчетные данные	Каталожные данные трансформатора тока ТФЗМ 220Б-I T1
Напряжение установки Uуст = 220 кВ	Uном = 220 кВ
Максимальный ток Imax = 419 А	Iном = 400-800 А
Значение ударного тока iуд = 26,2 кА	Iпред.скв. = 31,5 кА
Тепловой импульс тока КЗ Вк = 2,2 кА2 • с	Вк ? • tтерм = 402 • 3 = = 4800 кА2 • с
Z2 = 30 ВА	Z2 ? 30 Ом
	I2 = 5 А

Таблица 5.4 - Вторичная нагрузка трансформатора тока:

Прибор	Тип	Нагрузка, В•А, фазы
		А	В	С
Амперметр	Э-335	0,5	-	0,5
Ваттметр	Д-335	0,5	-	0,5
Варметр с двухсторонней шкалой	Д-345	0,5	0,5	0,5
Датчик реактивной мощности	Е-849	1	-	1
Датчик активной мощности	Е-830	1	1	1
Счетчик активной энергии	САЗ-И681	2,5	-	2,5
Итого	6	1,5	6

Из таблицы 5.4 видно, что наиболее загружены трансформаторы тока фаз А и С.

Общее сопротивление приборов:

r_приб = , (5.13)

где - мощность, потребляемая приборами;

I₂ - вторичный номинальный ток трансформатора тока.

r_приб = = 6 Ом

Допустимое сопротивление проводов:

r_пр = Z_{2 ном} - r_приб - r_конт, (5.14)

где Z_{2 ном} - номинальная вторичная нагрузка трансформатора тока;

r_конт - сопротивление контактов, принимаем 0,1 Ом, т.к. количество приборов больше 3.

r_пр = 30 - 6 - 0,1 = 23,9 Ом

Определяем минимальное сечение медных жил контрольного кабеля:

q = ,



где с - удельное сопротивление медного провода, принимаем 0,0175;

L_расч - расчетная длина кабеля, зависящая от схемы соединения трансформаторов тока, принимаем 150 м; т. к. трансформаторы соединены в полную звезду (L_расч. = L);

q = = 0,05 мм²

Принимаем минимальное сечение жилы медного кабеля равным 1,5 мм². Принимаем к установке контрольный кабель марки КВВГ с диаметром жилы 1,5 мм² и числом жил в кабеле равным 4.

В цепи линий 220 кВ выбираем трансформатор напряжени типа НКФ-220-58У1, для которого U_ном = 220/ кВ; S_ном = 400 ВА; класс точности 0,5.

Таблица 6.5 - Вторичная нагрузка трансформатора напряжения.

Прибор	Тип	Номинальная мощность одной обмотки Sном, В•А	Число обмоток	cosц	sinц	Число приборов	Рприб, Вт	Qприб, ВАр
Ваттметр	Д-335	2	2	1	0	1	3	-
Варметр	Д-345	2	2	1	0	1	3	-
Счетчик активной энергии	САЗ-681	2	2	0,38	0,92	1	4	9,7
Датчик активной мощности	Е-849	10	-	1	0	1	10	-
Датчик реактивной мощности	Е-830	10	-	1	0	1	10	-
Итого	30	9,7

Нагрузка всех измерительных приборов, присоединенных к трансформатору напряжения:



S_приб = ,

S_приб = = 31,52 ВА

Выбор ограничителей перенапряжения

Принимаем к установки ограничитель перенапряжения типа ОПН-220 УХЛ1

Таблица 5.9 - Каталожные данные ограничителя перенапряжения

Тип ОПН	Uном, кВ	Uнаиб.доп., кВ	Класс взрывобезопасности	Класс пропускной способности	Категория по длине утечки
ОПН-220ХЛ 1	220	146	М1	3	IV (1390)

Выбор высокочастотного заградителей

Принимаем к установки высокочастотного заградителей типа ВЗ-1250-0,5У1

Тип ВЗ	Uном, кВ	Iном., А	Тип разрядника	Номер диапазона	Граница диапазона, кГц
ВЗ-1250-0,5У1	110-500	1250	РВО-6	2	43-57

Выбор конденсаторов связи

Принимаем к установке в цепи линий 220 кВ конденсатор связи типа СМР-166/v3-14

Описание открытого распределительного устройства

Открытое распределительное устройство 500 кВ выполнено по схеме: «Схема с двумя системами шин и тремя выключателями на две цепи». Открытое распределительное устройство 220 кВ выполнено по схеме: «Схема с двумя рабочими и одной обходной системами шин». На ОРУ 220 кВ установлены: разъединители серии РНДЗ.1-220/1000 У1; воздушные выключатели типа ВВБ - 220Б -31,5/2000 У1; трансформаторы тока типа ТФЗМ-220/3200 У1; трансформаторы напряжения типа ТФЗМ-220Б-I T1. К измери-тельным трансформаторам присоединены приборы, с помощью которых осущест-вляется контроль за электрическими параметрами. Для предотвращения грозовых и внутренних перенапряжений на ОРУ 220 кВ установлены ограничители пере-напряжения: ОПН-220ХЛ 1 (IV). Для обеспечения передачи сигналов противоаварийной автоматики, релейной защиты, телефонной связи высокой час-тоты по фазному проводу применены высокочастотные заградители серии ВЗ-1250-0,5У1.

Выбор релейной защиты

Для одновременного включения и отключения всех трех фаз выключателя как дистанционно ключом управления, так и от автоматики обмотки контакторов включения KMA - KMC и электромагнитов отключения YATA - YATC всех трех приводов соединяются в схеме управления параллельно Блок - контакты каждой фазы выключателя в цепях включения и отключения также соединяются параллельно.

Рисунок 8.1 - Схема управления выключателем с пофазным приводом.



На рисунке 8.1 показана такая схема управления с общим релейным контролем цепей и релейной блокировкой от многократных включений на короткое замыкание и контактором KMF защиты электромагнитов.

Сети 110 - 220 кВ работают с эффективно заземленной нейтралью поэтому токи короткого замыкания на землю могут превышать трех фазный ток короткого замыкания и подлежит отключению с минимально возможной выдержкой времени.

Воздушные и смешанные линии должны иметь АПВ, в ряде случаем если применяется выключатель, выполненный с пофазным управлением применяется пофазное отключение и АПВ, что позволяет отключать только поврежденную фазу без отключения нагрузки.

Линии высокого напряжения работают с большими токами нагрузки, поэтому на транзитных линиях, которые могут перегружаться применяется дистанционная зашита. На тупиковых линиях можно обойтись токовыми защитами.

В большинстве случаев не допускается чтобы зашита срабатывала при перегрузках. Согласно ПУЭ зашита от перегрузок должна применятся в тех случаях если длительное протекание тока составляет более 20 минут зашита от перегрузки должна действовать на разгрузку оборудования разрыв транзита отключение нагрузки и только в последнюю очередь но отключение.

Линии высокого напряжения имеют значительную длину что усложняет поиск места повреждения, поэтому линии должны оснащаться устройством определения расстояния до места повреждения средством ОМП должны оснащаться линии длинной 20 километров и больше.

Токовые и дистанционные зашиты выполняются ступенчатыми, количество ступеней не меньше трех. Во многих случаях все зашиты можно выполнить на базе одного устройства. Выход из строя одного устройства останавливает оборудование без зашиты. Поэтому линии высокого напряжения целесообразно выполнять из двух комплектов, второй комплект резервный при наличие второго комплекта можно не иметь АПВ и ОМП. Устройство зашиты высоковольтной линии должно иметь УРОВ.

Все высоковольтные линии должны быть снабжены комплектами зашит и автоматики которые выполняют следующие функции:

- защита от межфазных и однофазных коротких замыканий;

- пофазное или трехфазное АПВ;

- защита от перегрузки;

- УРОВ;

- определение места повреждения;

- регистрация сигналов зашиты и автоматики.

- устройства зашиты должны резервироваться или дублироваться;

- для линий имеющих выключатель с пофазным управлением необходимо иметь защиту от не полнофазного режима действующее на отключение своего и смежного выключателя.

Токовая отсечка применяется от межфазных и трехфазных коротких замыкании, зона действия определяется местом подключения ГПП, защита не должна действовать за её пределами.

Достоинства: быстродействие, простота в эксплуатации и высокая надежность.

Недостатки: не полное охватывание зоны действия всей длины линии, непостоянство зоны защиты из-за изменяющихся режимов работы системы.

Направленная МТЗ от трехфазных коротких замыканий. Ток срабатывания необходимо отстраивать от тока нагрузки после аварийным режимом при отключение короткого замыкания и токов возникших в неповрежденной фазе при коротком замыкании на землю.

Защита нулевой последовательности от замыканий на землю.

Защита чаще всего выполняется трехступенчатой. В схемах все защиты могут быть направленными кроме последней ступени, в качестве реле направления мощности устанавливается реле типа РБМ которое будет реагировать на мощность.

В схемах защиты нулевой последовательности все ступени отстраиваются от тока замыкания на землю в фиксируемой точке, которая определяется исходя из конфигурации ЛЭП.

АПВ - значительная часть повреждений при достаточном быстром срабатывании защиты самоустраняется (схлёстывание проводов, перекрытие изоляции перенапряжение) также повреждения называются неустойчивыми электрическая дуга, возникшая в месте повреждения быстро гаснет, не успев вызвать существенное разрушение которое препятствовало бы повторному включению под напряжение, неустойчивое повреждение составляют 50-90%. Поиск места повреждения линии осуществляется путём обхода персоналом и требует длительное время, поэтому при ликвидации аварии оперативный персонал производит опробование линии путём включения её под напряжение это действие называется повторным включение. Если линия на которой произошло неустойчивое повреждение при повторном включении остаётся в работе то такое повторное включение называется успешным.

Если линия отключилась вновь от релейной защиты такие повреждения называются устойчивыми.

Повторное не автоматическое включение выполняется персоналом через 0,5-1 час, поэтому согласно ПУЭ обязательно при АПВ на всех воздушных линиях и смешенных линиях напряжения больше 1кВ длительность АПВ 0,3-0,5 секунд.

АПВ восстанавливает нормальную схему также в тех случаях, когда отключение выключателя происходит в следствии ошибки персонала или ложного срабатывания релейной защиты. Наибольший эффект применения АПВ на линиях с односторонним питанием. В кольцевых сетях отключения одной линии не приводит к перерыву питания потребителей, но применение АПВ целесообразно, так как ускоряется ликвидация аварии.



Расчёт заземляющих устройств

Заземляющее устройство выполняется общим для ОРУ - 500кВ и ОРУ - 220кВ и состоит из вертикальных заземлителей, расположенных по периметру ОРУ, продольных и поперечных полос, образующих заземляющую выравнивающую сетку.

Рисунок 10 - Выравнивающая сетка

- для ОРУ-500 кВ (рис. 3): шаг ячейки - 28 м; длина - 186 м; число ячеек (определяется из схемы по числу присоединений);

- для ОРУ-220 и 110 кВ: шаг ячейки - 12 м; длина - 24 м; число ячеек (определяется из схемы по числу присоединений);

Рисунок 10.1 - Главная схема КЭС



Заземляющая сетка представлена на рисунке 9.

Рисунок 10.2 - План заземляющей сетки ОРУ 500/220 кВ

Заземляющая сетка состоит из:

а) 4 полос, l = 250 м - продольные полосы;

б) 16 полос, l = 140 м - продольные полосы;

в) 11 полос, l = 30 м - поперечные полосы;

г) 15 полос, l= 190 м - поперечные полосы.

Площадь заземляющего устройства:

(10.1)

Общая длина полос сетки:

(10.2)

Периметр сетки:



(10.3)

Число вертикальных заземлителей:

, (10.4)

где Р - периметр сетки;

а - расстояние между вертикальными заземлителями.

.

В месте сооружения ОРУ грунт Суглинок с удельным сопротивлением верхнего слоя = 110 Ом м, нижнего слоя = 30 Ом · м.

С учётом промерзания грунта расчетное удельное сопротивление верхнего слоя находится по формуле:

(10.5)

где К_с = 1,15 - 1,45 - коэффициент сезонности.

Расчёт заземляющего устройства производится по допустимому напряжению прикосновения, которое определяется временем отключения однофазных коротких замыканий на землю на территории ОРУ.

В связи с работой резервных релейных защит t_от = 0,1 сек, тогда U_пр.доп.=500В.



Ток однофазного короткого замыкания на землю:

(10.6)

где I_по⁽³⁾ - принимается из расчётов токов короткого замыкания.

.

Коэффициент напряжения прикосновения:

, (10.7)

где l_в = 5 м - длина вертикального заземлителя;

S = 29900 м² - площадь заземляющего устройства;

А = 10 м - расстояние между вертикальными заземлителями;

М = 0,75 - параметр, зависящий от ;

- коэффициент, определяемый по сопротивлению тела человека

R_чел = 1000 Ом и сопротивлению растекания тока от ступней R_c по формуле:

где R_чел=1000 Ом - сопротивление тела человека;

R_с - сопротивление растекания тока от ступней, Ом.



=

из формулы (7):

Потенциал на заземлителе:

(10.10)

Допустимое сопротивление заземляющего устройства:

(10.11)

Сторона модели:

(10.12)

Число ячеек сетки на стороне квадрата:



(10.13)

где L_r - общая длина полос,м

Принимаем m=20 шт.

Длина полос в расчётной модели:

(10.14)

Длина сторон ячеек модели:

(10.15)

Число вертикальных заземлителей модели:

(10.16)

Общая длина вертикальных заземлителей модели:



(10.17)

Относительная глубина заземлителей:

(10.18)

Так как t_отн =0,033<0,1, то

Определим эквивалентное удельное сопротивление слоёв:

(10.20)

где - удельное сопротивление нижнего слоя

(10.21)

Сопротивление заземляющего устройства:

(10.22)



где А - общее сопротивление сложного заземлителя, Ом·м

Число вертикальных заземлителей модели:

(10.16)

Общая длина вертикальных заземлителей модели:

(10.17)

Относительная глубина заземлителей:

(10.18)

Так как t_отн =0,033<0,1, то



Определим эквивалентное удельное сопротивление слоёв:

(10.20)

где - удельное сопротивление нижнего слоя

(10.21)

Сопротивление заземляющего устройства:

(10.22)

где А - общее сопротивление сложного заземлителя, Ом·м

Расчет молниезащиты

Определяем максимальное импульсное напряжение, возникающее в молниеотводе при прямом попадании на уровне защищаемого здания:

U_и=•(r_и+), ( 11.1)

где I_p.max - максимальный ток молний, равен 150 кА;

h_x - высота здания, принимаем 5 м;

r_и - импульсное сопротивление заземлителя, равно 10 Ом.



U_и=•(10+) =1588,5 кВ.

Определяем расстояние по воздуху между молниеотводом и защитным зданием:

U_и=, (11.2)

где E_В - напряженность электрического поля при котором происходит пробой электрического промежутка, принимаем 500 кВ/м.

U_и= = 3,2 м.

Определяем приблизительный радиус защиты:

r_з=r_возд+•l, (11.3)

где l - длина здания, принимаем 20 м.

r_з=3,5+•20=10,2 м.

Определяем высоту молниеотвода:

h=+, (11.4)

h=+ = 13,7 м.



Определяем зону действия защиты на уровне здания:

r_х.зд =1,6h•, (11.5)

r_х.зд =1,6•13,7• = 10,2 м.

Берут два молниеотвода, так как здание не попадает под защиту одного молниеотвода. Определяем коридор защиты:

2_вх =4• r_x• , (11.6)

где r_x=r_з - радиус защиты на уровне высоты защищаемого здания,10,2м;

h_a - активная часть молниеотвода;

а - расстояние между молниеотводами;

h_x - высота здания, принимаем 7 м.

h_a = h- h_х =13,7-5=8,7 м,

а=2• r_возд+1=2•3,3+20=26,6 м,

2_вх=4•10,2•=14,7 м.



На рисунке 11.1 представлена зона молниезащиты

Рисунок 11.1 - Зона молниезащиты

Строительство объектов продолжается 5 лет. Инвестирование проекта осуществляется за счет собственных и заемных средств. Разбиваем полученные суммы капитальных вложений по годам строительства.

Распределение капитальных вложений по годам следующее:

- первый год - собственные средства - 30% от общей суммы капитальных затрат;

- второй год - собственные средства - 25% от общей суммы капитальных затрат;

- третий год - собственные средства - 20% от общей суммы капитальных затрат;

- четвертый год - заемные средства - 15% от общей суммы капитальных затрат;

- пятый год - заемные средства - 10% от общей суммы капитальных затрат.

Шаг 0:

Шаг 1:

Шаг 2:

Шаг 3:

Шаг 4:

Полученные результаты расчётов вносим в первую строку таблицы приложения А.

Плата за кредит составляет 25% годовых. Погашение кредита начинается на шестой год после начала строительства. Погашение кредита производится равными долями по 20% в течение пяти лет.

Сумма долга по кредиту составляет:

Определяем сумму ежегодных платежей в счёт погашения суммы долга по кредиту:

Шаг 5:

Шаг 6:

Шаг 7:

Шаг 8:

Шаг 9:

Результаты расчётов заносим во вторую строку таблицы приложения А.

Расчёт суммы процентов за кредит ведётся с учётом того, что первые три года были использованы только собственные заемные средства, далее сумма процентов за кредит составит:

- 3 год - 25% от суммы капитальных вложений сделанных в этом году.

- 4 и 5 год - 25% от суммы капитальных вложений сделанных в предыдущем и настоящем году.

- 6 год и до полного погашения процентные платежи за кредит ежегодно будут снижаться на 20 процентных пунктов, в результате постепенного погашения основной суммы долга по кредиту.

Определяем сумму процентов за кредит:

Шаг 2:

Шаг 3:

Шаг 4:

Результаты расчетов оформляем в третьей строке таблицы приложения А.

Расчёт отчислений на эксплуатационное обслуживание производится из расчёта 8% от всех капитальных вложений, сделанных за предыдущие годы.

Шаг 2: ()•6,4% = 5388,48 тыс. руб.,

Шаг 3: (+++)•6,4% = 6466,176 тыс. руб.,

Шаг 4: (++++)•6,4% =

=7184,64 тыс. руб.,

Результаты расчётов записываем в четвёртую строку таблицы приложения А Тариф на производимую электроэнергию для первого года принимаем 1,96 руб/кВт•ч, с условием, что в последующие годы он растет



Шаг 0:1,400 руб./кВтч,

Шаг 1: 1,96+(1,96•10%)=1,540 руб./кВтч,

Шаг 2: 2,156+(2,156•10%)=1,694 руб./кВтч,

Шаг 3: 2,371+(2,371•10%)=1,863 руб./кВтч,

Шаг 4: 2,608+(2,608•10%)=2,050 руб./кВтч,

Результаты заносим в пятую строку таблицы приложения А.

Определяем время максимальных потерь по формуле:

, (12.3)

где - Т_нб - количество часов работы генератора в году, ч.

Суммарные годовые потери электроэнергии:

Частичная эксплуатация объекта начинается через два года после начала строительства, при этом отпуск электроэнергии потребителям осуществляется по следующей схеме:

Первый год эксплуатации - 40% от расчетного количества электроэнергии.

Второй год - 60% от расчетного количества электроэнергии.

Третий год - 85% от расчетного количества электроэнергии.

Четвертый год и все последующие годы - 100% от расчетного количества электроэнергии.

Определяем затраты на производимую электроэнергию по формуле



, (12.4)

где - установочная максимальная мощность генератора, МВт;

Т_нб - количество часов работы генератора в году, ч.;

- суммарные потери электроэнергии, кВт•ч;

- себестоимость производимой электроэнергии, руб/кВт•ч;

- коэффициент, учитывающий изменение объема производимой электроэнергии по годам.

Результаты расчетов заносим в шестую строку таблицы приложения А.

Рассчитаем общие затраты (без капиталовложений) путем суммирования основного долга по кредиту, процентов за кредит, отчислений на эксплуатационное обслуживание и затрат на производство электроэнергии.

Тариф на реализуемую электроэнергию для первого года принимаем 2,28 руб/кВт•ч, с условием, что в последующие годы он растет на 10% в год.



Шаг 0:1,66 руб./кВтч,

Шаг 1: 2,28+(2,28•10%)=1,826 руб./кВтч,

Шаг 2: 2,508+(2,508•10%)=2,009 руб./кВтч,

Шаг 3: 2,759+(2,759•10%)=2,209 руб./кВтч,

Шаг 4: 3,035+(3,035•10%)=2,430 руб./кВтч,

Результаты заносим в восьмую строку таблицы приложения А.

Выручка от реализации электроэнергии для проектируемого объекта определяется по формуле:

, (12.5)

где - тариф на реализуемую электроэнергию, руб/кВт•ч;

(12.6)

Результаты расчётов оформляем в девятой строке таблицы приложения А.

Приведённый эффект на каждом шаге расчёта определяем путём вычитания общих затрат (без капиталовложений) из выручки от реализации электроэнергии.



Коэффициент дисконтирования для проектируемого объекта определяется по формуле:

, (12.7)

где - норма дисконта, принимаем равной 0,15;

- номер шага расчета.

Так как капитальные вложения в проект осуществляются только на первых шагах его реализации, то чистый дисконтированный доход определяется по формуле:

(12.8)

где =0,1,2, ...Т - номер шага расчета;

- результаты, достигаемые, тыс. руб.;

- затраты за вычетом капитальных вложений, тыс.руб.;

- коэффициент дисконтирования;

- сумма дисконтированных капиталовложений в проект;