Проектирование электрической станции

Размещено на http://www.allbest.ru/

18

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Последние 10-15 лет Россия находится в экономическом кризисе, что не могло не повлиять и на сектор энергетики. Многие из крупных промышленных предприятий свернули свою деятельность, стали банкротами, в результате чего сократилось энергопотребление. Россия в данный момент даже с учетом стареющего оборудования способна выдать в 4-5 раз больше электроэнергии, чем требуется нашей промышленности. Те же предприятия, которые до сих пор функционируют, очень часто накапливают долги за электроэнергию такого размера, что они для них становятся непосильной ношей. Безусловно, проблем много, но как показывает практика МосЭнерго, БашкирЭнерго, ИркутскЭнерго и т.д., они разрешимы.

По заданию к дипломному проекту необходимо спроектировать конденсационную электрическую станцию мощностью 2200МВт. Если судить объективно, то в данный момент Иркутская область не нуждается в таких больших мощностях, как и большинство регионов России. Однако не стоит забывать о весьма важных вещах.

Во-первых, если даже Иркутская область не испытывает недостатка в электроэнергии, то это не означает, что электроэнергия не нужна нажим географическим соседям. В последнее время экономика и энергетика, как Монголии, так и Китая бурно развивается. Учитывая, что Россия граничит с Китаем на протяжении более чем 4000 километров, а Монголия находиться в непосредственной близости, то часть этой электроэнергии может вырабатываться на экспорт. Именно этот вопрос обсуждался уже в нынешнем году между премьером Госсовета КНР Вэнь Цзябао и руководством региона.

Во-вторых, в Иркутской области большую часть электроэнергии потребляют алюминиевые заводы (БрАЗ и ИркАЗ), которые с каждым годом выплавляют все больше алюминия. Плюс к этому планируется запуск алюминиевого завода в Тайшете.

На фоне этих двух причин, строительство столь крупной КЭС не выглядит бессмысленной затеей.

Стоит также отметить, что наряду с крупными источниками электроэнергии, все более необходимым является внедрение Микро-ТЭС, которые работают непосредственно на близлежащего потребителя, и мощность их не превосходит 5-7 МВт. Особенно это актуально для северных регионов. Также существуют проекты по сжиганию отходов древесины и более рационального использования топлива. Одним словом, все направлено на достижение максимального эффекта от использования источника электроэнергии. Это и неудивительно. Если раньше наращивание мощностей достигалось экстенсивным путем, то есть за счет постройки новых электростанций. То сейчас пытаются идти по интенсивному пути развития. Исследования показывают, что оптимизирование расходов и использование новых технологий позволят повысить эффективность практически на 20%.

В этом свете особенно важным является внедрение современного оборудования. Именно поэтому при проектировании КЭС в данной работе используется в основном современное элегазовое оборудование. Элегазовый выключатель практически четверть века не требует постороннего вмешательства, обладает малыми габаритами и небольшим временем отключения. Сейчас, как раз тот момент, когда большая часть электрооборудования требует срочного ремонта. При этом стоимость такого ремонта зачастую сопоставима с ценой на современные технологии.

Замену высоковольтного оборудования необходимо производить не только потому, что оно достигла критического износа (почти 70% по России), но и потому, что данное оборудование устарело морально. Сейчас технический уровень высоковольтной аппаратуры в России соответствует, тому, который был в зарубежных странах достигнут ещё 20-30 лет назад. В качестве дугогасящей и изоляционной среды в Европе давно используется шести фтористая сера, её распространение достигает 90-95%. В отечественной энергетике этот показатель не дотягивает даже до 10%. И большая часть такого оборудования используется только в западной части нашей страны.

Однако все не так плохо. Есть реальный план по выводу страны из экономического кризиса, по которому ВВП к 2020 году вырастет более чем в три раза. Вместе с развитием экономики будет развиваться и энергетика (одно без другого невозможно). На первых этапах, конечно, не стоит ожидать того, что Россия начнет производить собственное современное высоковольтное оборудование. Пока что можно воспользоваться и зарубежными разработками (что сейчас и происходит). Но, учитывая материальный потенциал нашей страны, огромные ресурсы энергии и значительный опыт в разработке электрооборудования Россия должна занять одно из лидирующих положений в мировой энергетике.

1. Выбор площадки строительства и компоновка КЭС

электрический нагрузка станция

Электрическая станция как комплексная техническая система имеет в своем составе большое число зданий, сооружений и инженерных коммуникаций - подземных, наземных и надземных.

Для размещения сооружений и коммуникаций КЭС требуется значительная площадь: 0,04-0,06 га/МВт. При этом надо иметь в виду, что часть сооружений - склад топлива, железнодорожные приемные станции с разгрузочными устройствами, золошлакоотвалы и т. п. - выносят за пределы строительной площадки, т. е. для их размещения требуются дополнительные участки. Для золошлакоотвалов отводят большие площади, которые должны обеспечить работу электростанции в течение не менее чем 25 лет. Одно время предусматривали какое-либо производство, сырьём которого будут являться зола и шлак (например, производство шлакоблоков), но сейчас это все меньше практикуется.

Площадку строительства электростанции выбирают в период составления задания на ее проектирование, после утверждения технико-экономического обоснования необходимости ее сооружения.

Место (район) сооружения электростанции должно быть увязано с планом развития энергосистемы и, прежде всего, соответствовать назначению и технологическим особенностям электростанции.

Конденсационные электростанции (КЭС) требуют для своей работы огромного количества топлива и технической воды (в первую очередь для конденсации отработанного пара турбин). В результате, затраты на техническое водоснабжение мощных ТЭС составляют заметную долю полных капиталовложений. Поэтому при выборе системы их водоснабжения стараются максимально использовать естественные водоемы (реку, озеро, море), а при их отсутствии создают систему искусственного охлаждения с прудом-охладителем исходя из требований 8 м/кВт.

Транспорт низкосортных углей, обладающих большим балластом, по экономическим соображениям ограничен расстояниями до 150-200 км. Целесообразность использования таких углей определяется специальными технико-экономическими расчетами, в которых учитывают все местные условия. Соответственно, намечая район строительства пылеугольной или газовой КЭС, учитывают расположение как топливной базы, так и источника водоснабжения.

Под строительные площадки электростанций отводят, как правило, земли, непригодные или малопригодные для сельскохозяйственных угодий. Нежелательно расположение строительной площадки в районе залегания полезных ископаемых. Грунты площадки должны позволять строительство зданий и сооружений без дополнительных дорогостоящих мероприятий. Они должны допускать удельные нагрузки 0,2-0,25 МПа, при которых возможны сооружение зданий без устройства сложных и дорогих фундаментов.

Согласно Строительным нормам и правилам уровень грунтовых вод должен находиться ниже глубины заложения подвалов и подземных коммуникаций не менее чем на 3-4 мі. Не допускается строительные площадки располагать в районах тяжелых оползней, на заболоченных и переувлажненных грунтах. Необходимо также учитывать опасность катастрофических стихийных воздействий: селевых потоков, снежных лавин, сильных сейсмических сотрясений (выше 8 баллов) и т. д.

Рельеф местности желателен относительно ровный, с небольшим уклоном (до 0,5-1%), обеспечивающим удобный отвод поверхностных вод.

Для определения возможности строительства КЭС в намеченном районе и сравнения вариантов размещения площадок строительства предварительно проводят инженерные изыскания: инженерно-геологические (определение рельефа местности, состава коренных и четвертичных отложений на глубине до 50-100 м, характеристик водоносных слоев, исследование физико-геологических процессов и явлений), топографо-геодезические (составление карт предполагаемого участка строительства станции), гидрологические (оценка водных ресурсов, определение характеристик возможного источника технического водоснабжения), метеорологические (определение климатических данных и сейсмичности). На базе проведенных изыскательских работ составляют исходные данные, необходимые для проектирования строительной части электростанций, а именно: инженерно-геологические разрезы по площадке, глубину залегания грунтовых вод, нормативные значения давлений на грунт и глубины его промерзания, рельеф местности, сейсмичность района, состояние окружающей атмосферы, климатические характеристики - среднегодовое количество осадков, среднегодовую продолжительность безморозного периода, наибольшую высоту снежного покрова и его массу на 1 мІ горизонтальной поверхности земли, расчётные температуры наружного воздуха - летнюю для расчёта вентиляции и зимнюю для расчёта отопления и пр.

В данном дипломном проекте КЭС проектируется вблизи городов Саянска и Зимы (Рис.1.1)

Рисунок 1.1 - Место строительства КЭС указано стрелкой

В связи с вышесказанным есть несколько причин для выбора именно этого места.

Так как проектируемая КЭС является достаточно мощной, то необходимо большое количество охлаждающей воды.

В данном месте достаточно просто создать искусственный водоем на базе реки Ока. Этот водоем изначально может быть наполнен при помощи данной речки, а затем, по мере необходимости, подпитывать его.

На сегодня Восточная Сибирь по величине прогнозных ресурсов нефти и газа относится к числу потенциально наиболее благоприятных геологических объектов в материковой части России.

Общая оценка прогнозных извлекаемых ресурсов углеводородов только в пределах Иркутской области составляет: по нефти - 2050 млн. т., по газу - 7,5 трлн.мі. Разведанные запасы нефти и газа в пределах Сибирской платформы на сегодня позволяют рассматривать Восточную Сибирь, как один из перспективных регионов для создания нового центра добычи углеводородного сырья. В Иркутской области открыты крупные месторождения - Ковыктинское (газ), Верхнечонское, Ярактинское, Дулисьминское (нефть, газ).

Открытые и разведанные месторождения нефти и газа уже в ближайшее время могут стать реальными эксплуатационными объектами.

Промышленная добыча углеводородного сырья в перспективе может стать одной из базовых отраслей в горнодобывающем комплексе Иркутской области. Эффективность разработки месторождений может быть существенно повышена за счет комплексного использования и попутных компонентов: гелия, конденсата, других легких углеводородных компонентов, а также попутных высокоминерализованных рассолов.

Данная КЭС проектируется для работы на газе. Плюсом такой станции является возможность работы на доступном и экологически чистом топливе -- природном газе. Из выше сказанного видно, что станция при работе на данном виде топлива не будет испытывать его нехватки. Газовые электростанции могут работать на различных видах газа, таких как природный газ, газы с невысокой способностью к выработке тепла, газы с невысоким содержанием метана, газы с низкой детонацией, газы с высокой степенью выработки тепла, газ пропан, газ бутан.

Во многих случаях газовые электростанции могут быстро переориентироваться для своей работы на разные типы газов. Также находят применение двигатели электростанций на двух типах топлива (двутопливные двигатели). Существуют и дизельные генераторы, работающие одновременно на газообразном и жидком топливе.

Недалеко от площадки строительства проходят основная автомобильная магистраль и железная дорога. Это удобно как на стадии возведения станции, так и при её эксплуатации, так как удастся избежать трудностей с транспортировкой материалов, топлива, оборудования.

Данное место находится в таких же сейсмических условиях, что и город Иркутск (то есть возможны толчки не более 8 баллов). Однако возможность землетрясений отчасти компенсируется тем, что КЭС будет находиться на осадочном чехле плит древних платформ, которые являются сейсмоустойчивыми. Рядом нет болот, и рельеф является достаточно ровным.

КЭС будет выдавать электрическую энергию на двух напряжениях - 220 кВ и 500 кВ. Благодаря тому, что в данном регионе есть линии данного класса напряжения, то не придется строить длинных линий электропередач.

Под компоновкой электростанции понимают взаимное размещение основных и вспомогательных сооружений на ее площадке. План площадки, на котором показано расположение основных и вспомогательных сооружений и коммуникаций называют генеральным планом электростанции.

Компоновка электростанций - это один из наиболее сложных вопросов проектирования, которым занимаются высококлалифицированные и опытные инженеры разных специальностей: технологи, электротехники, строители, архитекторы и т.д. Сложность задачи объясняется тем, что при разработке компоновки приходится учитывать большое количество различных факторов как внутреннего, так и внешнего порядка. В результате при размещении объектов порой приходится совмещать несовместимое. Неудачная компоновка может привести к значительному перерасходу капиталовложений или в дальнейшем, при эксплуатации станции, вызвать неудобства и трудности.

При составлении вариантов компоновок руководствуются следующим общими принципами:

- оптимальная ориентация относительно естественных водоемов, при которой достигается экономия в строительстве гидротехнических сооружений и каналов;

- удобство внешних инженерных коммуникаций - подъездных дорог, линий электропередачи, тепловых сетей;

- удобство внутренних инженерных коммуникаций - транспортной сети и подъемно-транспортного оборудования, технологических (транспортеров, трубопроводов, водоводов) и электрических (токопроводов разных конструкций) связей;

- размещение зданий вспомогательных хозяйств (ремонтных служб и мастерских масляного и воздушного хозяйств, пожарного депо, гаража);

- наименьшие размеры площадки, занимаемой проектируемой электростанцией; - возможность дальнейшего расширения станции до конечной мощности при минимальном необходимом отчуждении земель.

2. Тепловая часть

2.1 Выбор турбинных установок

Примем к установке турбоагрегат типа К-320-240-7МР [36].

К-320-240-7МР представляет собой одновальный трехцилиндровый агрегат. Начальные параметры пара 24,5 МПа, 545єC, промежуточный перегрев пара при давлении 3,8 МПа при температуре 542єC, конечное давление 0,0036 МПа. Предусмотрено восемь регенеративных отборов пара из турбины.

ЦВД выполнен двустенным противоточным. В левом потоке, направленном в сторону переднего подшипника, расположены одновенечная регулирующая ступень и шесть ступеней давления левого вращения, а в правом потоке расположено шесть ступеней давления правого вращения. Все диски ротора высокого давления откованы заодно с валом.

ЦСД имеет девять ступеней давления. Первые четыре диска ротора среднего давления откованы заодно с валом, остальные пять насадные.

ЦНД двухпоточный, имеет по три ступени правого и левого вращения. Одна ступень регулирующая и две ступени давления. Все диски ротора низкого давления насадные.

Роторы высокого и среднего давления, а также ротор низкого давления и генератора соединяются посредством жестких муфт, ротора среднего и низкого давления соединяются посредством полугибкой муфты.

2.2 Выбор котельных агрегатов

Примем к установке парогенератор типа Кп-1000-25-545/542 ГМН (ТГМП-354) [35].

Паровой котел Кп-1000-25-545/542 ГМН (ТГМП-354) прямоточный с однократным промперегревом, работающий на газе и мазуте, предназначен для блоков 300-320 МВт.

Котел имеет П-образную компоновку и состоит из следующих основных узлов: топочной камеры и опускного газохода, соединенных в верхней части горизонтальным газоходом, пароперегревателя, водяного экономайзера, двух регенеративных вращающихся воздухоподогревателей, вынесенных за пределы здания.

Стены топочной камеры, имеющей призматическую форму, экранированы цельносварными трубчатыми панелями и образуют единую газоплотную коробку. Топочная камера оборудована 16 газомазутными горелками вихревого типа, каждая из которых оснащена форсункой паромеханического типа для работы на мазуте, а также электрогазовым запальником для дистанционного розжига горелок.

Регулирование температуры первичного пара осуществляется изменением соотношения топливо - вода и с помощью впрыскивающих пароохладителей, где для впрыска используется питательная вода.

Регулирование температуры вторичного пара осуществляется рециркуляцией дымовых газов и с помощью впрыскивающих пароохладителей.

Очистка конвективных ступеней нагрева котла осуществляется длинно-выдвижными обдувочными аппаратами, использующими в качестве обдувочного агента пар.

Для обмывки РВП устанавливается стационарная многосопловая обмывочная труба.

Для надежной работы котла на пусковых режимах используются встроенные сепараторы, а также пусковые пароохладители, установленные за котлом в паропроводах высокого давления и низкого давления.

Процессы питания котла, горения, регулирования температуры перегрева пара полностью автоматизированы.

Каркас котла представляет собой многосвязевую объёмную конструкцию с поясами жесткости из горизонтальных ферм, опирающихся на его колонны. Нижняя часть колонн с помощью опорных плит устанавливается и крепится анкерными болтами на железобетонном фундаменте. Сверху каркас замыкает металлоконструкция потолочного перекрытия, на которую подвешивается котел.

Таблица 2.1 - Параметры котла

Тип, марка, заводское обозначен	Вид топлива	Основные технические характеристики
		Номинальн. производить, МВт	Номинал давление пара, МПа	Номинальная температура пара, єс	Габариты: длина (гулабина)*ширина*высота, м	Общий вес металла, т	КПД, %
1	2	3	4	5	6	7	8
Кп-1000-25-545/542 ГМН(модель ТГМП-354,-352П, -354Б, -354 ПБ)	Газ/мазут	1000	25/3,8	545/542	25,3*20,5*49,94	4520	94,5/93,7

2.3 Тепловая схема

Принципиальная тепловая схема электростанции определяет основное содержание технологического процесса преобразования тепловой энергии на электростанции. Она включает основное и вспомогательное теплоэнергетическое оборудование, участвующее в осуществлении этого процесса и входящее в состав пароводяного тракта электростанции.

На чертеже, изображающем тепловую схему, показывают теплоэнергетическое оборудование вместе с линиями (трубопроводами) пара, воды, конденсата и других теплоносителей, связывающими это оборудование в единую установку. Тепловая схема изображается обычно как одноагрегатная и однолинейная схема, одинаковое оборудование изображается в схеме условно один раз: линии технологической связи одинакового назначения также показывают в виде одной линии, то есть каждый элемент данного рода показывают в тепловой схеме один раз.

В состав тепловой схемы КЭС, кроме основных агрегатов и связывающих их линий пара и воды, входят: регенеративные подогреватели высокого и низкого давления, деаэратор питательной воды, трубопроводы отборного пара к подогревателям, питательная установка, включающая обычно питательные и бустерные насосы и их привод, конденсатные насосы. При составлении ПТС решают вопрос о схеме отвода дренажей греющего пара (каскадную или дренажными насосами), о наличии в регенеративных подогревателях охладителей пара и дренажа и прочие вопросы.

Первым звеном тепловой схемы КЭС является паровой котёл и пароперегреватель, в котором генерируется пар требуемых параметров. Паротурбинные электростанции на органическом топливе используют перегретый пар.

Отработавший в турбине пар поступает в конденсаторную установку, в которой взаимодействуя с охлаждающей водой, превращается в основной конденсат. После конденсатора основной конденсат турбины под давлением конденсатного насоса поступает в систему регенеративного подогрева питательной воды.

Регенеративный подогрев основного конденсата и питательной воды котлов осуществляется паром, отработавшим в турбине. Греющий пар, совершив работу в турбине, конденсируется затем в подогревателях. Выделенная этим паром теплота возвращается в котел, как бы регенерируется.



Рисунок 2.1 - Тепловая схема: 1 - паровой котел; 2 - цилиндр высокого давления; 3 - пароперегреватель; 4 - цилиндр среднего давления; 5 - цилиндр низкого давления; 6 - конденсатор; 7 - конденсационный насос; 8 - 11 - регенеративные подогреватели низкого давления; 12 - конденсационный насос; 13 - двигатель; 14 - Питательный насос; 15 - турбинный привод; 16 - 18 - регенеративные подогреватели высокого давления; 19- калорифер

В схему включены: три регенеративных подогревателя высокого давления с каскадной схемой слива дренажей в деаэратор; деаэратор 0,69 МПа, питаемый паром из четвертого отбора; четыре регенеративных подогревателя низкого давления поверхностного типа, где реализована каскадная схема слива ПНД на 7 ПНД.

Все ПВД со встроенными пароохладителями (ПО) и охладителями дренажа (ОД).По ПНД возможна установка выносных охладителей дренажа. Деаэратор так же является ступенью регенеративного подогрева низкого давления, но главная функция - удаление газов, за деаэратором расположен питательный насос (для увеличения давления в цикле).

В этой установке применен турбинный привод рабочего питательного насоса с питанием приводной турбины паром из отбора №3 и с отводом отработавшего пара в ПНД 6.

Преобразование энергии на КЭС производится на основе термодинамического цикла Ренкина, в котором подвод тепла воде и водяному пару в котле и отвод тепла охлаждающей водой в конденсаторе турбины происходят при постоянном давлении, а работа пара в турбине и повышение давления воды в насосах - при постоянной энтропии.

Общий кпд современной КЭС - 35-42% и определяется кпд усовершенствованного термодинамического цикла Ренкина (0,5-0,55), внутренний относительный кпд турбины (0,8-0,9), механический кпд турбины (0,98-0,99), кпд электрического генератора (0,98-0,99), кпд трубопроводов пара и воды (0,97-0,99), кпд котлоагрегата (0,9-0,94).

Увеличение кпд КЭС достигается главным образом повышением начальных параметров (начальных давления и температуры) водяного пара, совершенствованием термодинамического цикла, а именно - применением промежуточного перегрева пара и регенеративного подогрева конденсата и питательной воды паром из отборов турбины. На КЭС по технико-экономическим основаниям применяют начальное давление пара докритическое 13-14, 16-17 или сверхкритическое 24-25 МПа, начальную температуру свежего пара, а также после промежуточного перегрева 540-570 °С. В СССР и за рубежом созданы опытно-промышленные установки с начальными параметрами пара 30-35 МПа при 600-650°С. Промежуточный перегрев пара применяют обычно одноступенчатый, на некоторых зарубежных КЭС сверхкритического давления - двухступенчатый. Число регенеративных отборов пара 7-9, конечная температура подогрева питательной воды 260-300°С. Конечное давление отработавшего пара в конденсаторе турбины 0,003-0,005 Мн/м2.

Часть вырабатываемой электроэнергии потребляется вспомогательным оборудованием КЭС (насосами, вентиляторами, угольными мельницами и т. д.). Расход электроэнергии на собственные нужды пылеугольной КЭС составляет до 7%, газомазутной - до 5%. Значит, часть - около половины энергии на собственные нужды расходуется на привод питательных насосов.

На крупных КЭС применяют паротурбинный привод; при этом расход электроэнергии на собственные нужды снижается. Различают кпд КЭС брутто (без учёта расхода на собственные нужды) и кпд КЭС нетто (с учётом расходов на собственные нужды). Энергетическими показателями, равноценными кпд, служат также удельные (на единицу электроэнергии) расходы тепла и условного топлива с теплотой сгорания 29,3 МДж/кг(7000 ккал/кг), равные для КЭС 8,8 - 10,2 МДж/кВт·ч (2100 - 2450 ккал/кВт·ч) и 300-350 г/кВт·ч. Повышение кпд, экономия топлива и уменьшение топливной составляющей эксплуатационных расходов обычно сопровождаются удорожанием оборудования и увеличением капиталовложений. Выбор оборудования КЭС, параметров пара и воды, температуры уходящих газов котлоагрегатов и т. д. производится на основе технико-экономических расчётов, учитывающих одновременно капиталовложения и эксплуатационные расходы (расчётные затраты).

Основное оборудование КЭС (котельные и турбинные агрегаты) размещают в главном корпусе, котлы и пыле приготовительную установку (на КЭС, сжигающих, например, уголь в виде пыли) - в котельном отделении, турбоагрегаты и их вспомогательное оборудование - в машинном зале электростанции. На КЭС устанавливают преимущественно по одному котлу на турбину. Котёл с турбоагрегатом и их вспомогательным оборудование образуют отдельную часть - моноблок электростанции. Для турбин мощностью 150-1200 МВт требуются котлы производительностью соответственно 500-3600 т/ч пара. Ранее на ГРЭС применяли по два котла на турбину, т. е. дубль-блоки. На КЭС без промежуточного перегрева пара с турбоагрегатами мощностью 100 МВт и меньше в СССР применяли неблочную централизованную схему, при которой пар 113 котлов отводится в общую паровую магистраль, а из неё распределяется между турбинами. Размеры главного корпуса определяются размещаемым в нём оборудованием и составляют на один блок, в зависимости от его мощности, по длине от 30 до 100 м, по ширине от 70 до 100 м. Высота машинного зала около 30 м, котельной - 50 м и более. Экономичность компоновки главного корпуса оценивают приближённо удельной кубатурой, равной на пылеугольной КЭС около 0,7-0,8 м³/кВт, а на газомазутной - около 0,6-0,7 м³/кВт. Часть вспомогательного оборудования котельной (дымососы, дутьевые вентиляторы, золоуловители, пылевые циклоны и сепараторы пыли системы пылеприготовления) устанавливают вне здания, на открытом воздухе.

2.4 Характеристики сжигаемого топлива

В качестве топлива используется природный газ. Природный газ представляет собой механическую смесь горючих и негорючих газов. Достоинства: топливо высококачественное, беззольное, с малым содержанием S, CO.

Физико-химические свойства природного горючего газа определяются по ГОСТ 5542, согласно которому низшая теплота сгорания при 20С и 101,3 кПа должна быть не менее 31,8 МДж/м (7600 ккал/ м), содержание сероводорода не более 0,02 г/ м, меркаптановой серы - не более 0,036 г/ м.

Природный газ является высококачественным экологически чистым топливом и обладает рядом преимуществ перед другими видами топлив. Газ сжигается без образования дыма, сажи и золы. Природный газ сравнительно легко очищается от сернистых соединений, и потребитель обеспечивается бессернистым топливом, при сжигании которого не образуется SO и SO. Городской и внутристанционный транспорт газа значительно удобнее и дешевле, чем конвейерный транспорт твердого топлива или трубопроводный транспорт жидкого топлива. Газ с малым содержанием балласта легко воспламеняется. При работе на газообразном топливе существенно упрощается запуск, обслуживание и автоматизированное управление топливоиспользующих установок.

Основными техническими характеристиками газа являются:

1. Плотность. Почти все виды газового топлива легче воздуха, поэтому при утечке газ скапливается под перекрытиями. В целях безопасности перед пуском парового котла обязательно проверяют отсутствие газа в наиболее вероятных местах его скопления.

2. Взрываемость. Смесь горючего газа с воздухом в определенной пропорции при наличии огня или искры может взорваться (процесс воспламенения и сгорания со скоростью, близкой к скорости звука). Пропорции газовоздушной смеси зависят от химического состава и свойств газа.

3. Токсичность. Под токсичностью понимают способность газа вызывать отравление живых организмов. Наиболее опасными компонентами газа являются окись углерода (СО) и сероводород.

2.5 Процессы и параметры топливного тракта

Газ поступает на электростанцию от магистрального газопровода или от газораспределительной станции с давлением 0,7 - 1,3 МПа. Газохранилищами электростанции не располагают. Для снижения давления поступающего газа до необходимого уровня у горелок 0,13 - 0,2 МПа предусматривается его дросселирование в газорегуляторном пункте (ГРП), который ввиду повышенной взрывоопасности и резкого шума при дросселировании газа размещают в отдельном помещении на территории ТЭС.

Для очистки газа от механических примесей перед регулирующими клапанами имеются фильтры. Регулирующие клапаны поддерживают необходимое давление «после себя». В аварийных ситуациях, когда давление газа окажется выше расчётного, срабатывают предохранительные клапаны и выбросят часть газа в атмосферу, сохранив в газопроводах необходимое давление. Количество газа, прошедшее ГРП, регистрируется расходомером. Основными устройствами на газопроводе к паровому котлу являются автоматический регулятор расхода газа (АРР) и отсекающий быстродействующий клапан (БК). Регулятор АРР обеспечивает необходимую тепловую мощность парового котла в любой момент времени. Импульсный отсекающий БК отключает подачу газа в котел в случае аварийной ситуации, когда поступление газа в топочную камеру может создать опасность взрыва (обрыв факела в топке, падение давления воздуха у горелок, останов электродвигателей дымососа или дутьевого вентилятора и т.д.).

Для удаления взрывоопасных газовоздушных смесей, образующихся в нерабочий период, газовые линии перед ремонтом продувают воздухом через специальные отводящие трубы в атмосферу («свечи»). Последние выведены за пределы здания в места, недоступные для пребывания людей. Перед растопкой котла после ремонта или останова в резерв газовоздушную смесь из газопровода вытесняют подачей природного газа и смеси через свечи. Окончание продувки газопровода газом определяют по содержанию кислорода в пробе не выше 1%.

2.6 Организация сжигания природного газа

Характерной особенностью сжигания природного газа является образование горючей смеси из резко различных по объёму количеств газа и воздуха: на 1 м природного газа в горелке расходуется около 20 м горячего воздуха (при температуре 250 - 300 °С). Обеспечить хорошее перемешивание с воздухом в этих условиях можно только путём ввода газа в поток воздуха большим числом отдельных тонких струй с высокой проникающей способностью, со скоростью газа до 120 м/с при скорости основного потока воздуха 25 - 40 м/с.

Газовые горелки являются горелками с частичным внутренним смешиванием, поскольку в пределах горелки не достигается полное перемешивание газа и воздуха, оно завершается уже в топочной камере. В результате небольшая часть газа в зонах высоких температур при нехватке кислорода подвергается термическому разложению (пиролизу) с образованием сажистых частиц. Поэтому при работе газовой горелки также создается достаточно яркий факел в топке с максимумом температуры горения на определённом удалении от амбразуры горелки.

В большинстве случаев ввод газа в воздушный поток выполняют перпендикулярно направлению движению воздуха. Для равномерного распределения газа в объёме воздуха глубина проникновения отдельных струй газа должна быть различной.

3. Электрическая часть

3.1 Выбор структурной схемы КЭС и основного оборудования

3.1.1 Варианты структурных схем

Структурная схема должна обладать следующими свойствами:

1. Экономичность;

2. Надежность;

3. Ремонтопригодность;

4. Безопасность обслуживания;

5. Удобство эксплуатации;

6. Возможность дальнейшего расширения и т.д.

При заданных в задании на проектирование условиях методом технико-экономического сравнения конкурентоспособных вариантов выбирается оптимальный вариант структурной схемы.

В общем случае, процедура поиска оптимальной структурной схемы сводится к последовательному выполнению следующих основных этапов:

1. В соответствии с исходными данными разрабатываются все возможные технически реализуемые варианты структурных схем. При наличии некоторого опыта проектирования отбрасываются самые неудачные из них.

2. Для каждого из выбранных вариантов определяются основное оборудование и коммутационная аппаратура.

3. Для каждого варианта определяют технико-экономические показатели - капиталовложения, эксплуатационные издержки, ущерб от ненадежности и приведенные затраты.

4. На основании сопоставления приведенных затрат (целевой функции) и на основе дополнительного технического анализа (если это необходимо) выбирают окончательный наиболее рациональный вариант.

Проектируемая конденсационная электрическая станция предназначена для выдачи мощности в электроэнергетическую систему на напряжение 500 кВ и для энергоснабжения промышленного района - на напряжение 220 кВ. КЭС будет выполнена по блочной схеме. При этом возможны несколько вариантов структурной схемы, различающихся количеством присоединенных к распределительным устройствам (РУ) 500 и 200 кВ электрических блоков и типом связи между РУ.

При составлении структурной схемы электрической станции в РУ повышенных напряжений обычно учитывают лишь ячейки выключателей трансформаторных связей, причем принимают один выключатель на присоединение.

Укрупнение или объединение энергоблоков на КЭС не рассматривались, так как при расчетных авариях в этом случае одновременный сброс генерирующей мощности на электрической станции будет равен мощности двух энергоблоков, что составит 640 МВт, что больше аварийного резерва мощности системы, который равен 320 МВт.

К РУ среднего напряжения электрической станции должно подключаться столько энергоблоков, чтобы в нормальном режиме полностью обеспечить электроснабжение потребителей промышленного района при минимальном перетоке мощности по связи между РУ повышенных напряжений. В соответствии с исходными данными максимум нагрузки составит 900 МВт. Поэтому исходя из вышеизложенного критерия к РУ 220 кВ должно быть подключено не менее трех энергоблоков (ЭБ) установленной мощностью 320 МВт.

Возможна установка двух энергоблоков к РУ 220 кВ, при этом увеличится переток мощности через автотрансформатор (АТС) и запираемая мощность при повреждении АТС. Целесообразность того или иного варианта структурной схемы будет рассмотрена при технико-экономическом сопоставлении вариантов.

Во всех вариантах структурной схемы предусмотрена установка генераторных выключателей с целью уменьшить число коммутаций в цепи высокого напряжения и для повышения надежности выдачи мощности в энергосистему.

Так как неизвестно количество воздушных линий, отходящих от РУ-220кВ, рассчитаем его. Для этого необходимо выбрать сечение проводов по нормированным обобщенным показателям. В качестве таких показателей используются нормированные значения экономической плотности тока.

Суммарное сечение (F) проводов фазы проектируемой ВЛ составляет:

где Iр - расчетный ток нормального режима:

jн - нормированная плотность тока, А/мм; по [13] для ВЛ с неизолированными алюминиевыми проводами jн = 1А/мм.

Тогда:

.

Выберем к установке провод марки АС - 400/18 сечением 400 мм. Тогда для питания нагрузки мощностью 900 МВт с нормированной плотностью тока количество ВЛ n будет равно:

,

Примем три двухцепных ВЛ с проводом марки АС - 400/18.

Наметим ряд вариантов структурных схем КЭС:

Рисунок 3.1 - структурных схем КЭС Вариант №1

Рисунок 3.2 - структурных схем КЭС Вариант №2

Рисунок 3.3- структурных схем КЭС Вариант №3

3.1.2 Выбор генераторов

Проектируемая конденсационная станция имеет установленную мощность 2200 МВт. Примем к установке семь генераторовс полным водяным охлаждением обмоток статора, ротора и активной стали сердечника статора типа Т3В - 320 - 2 (три воды) [37].

Таблица 3.1 - Параметры турбогенератора

Тип ТГ	Р; МВт	cosц	S; МВА	UномкВ	КПД; %	Х//d; о.е.	Х/d; о.е.	Хd; о.е.	Х2; о.е.	Х0; о.е.	Тdo; сек
Т3В-320-2	320	0,85	376,5	20	98,8	0.195	0,3	2,195	0,238	0,096	7

3.1.3 Выбор трансформаторов в блоке с генератором

Выбор блочного трансформатора для базовой станции, какой является КЭС, производится по условию:

,

где - мощность генератора;

- мощность собственных нужд, ;

.

Для блока с генератором мощностью, подключенного через блочный трансформатор к РУ :

;

Выбираем по [13], ТДЦ-400000/500.

Для блока с генератором, подключенного через блочный трансформатор к РУ :

;

Выбираем по [13], ТДЦ-400000/220.

3.1.4 Выбор автотрансформаторов связи (АТС)

Выбор АТС производится по максимальному перетоку мощности между РУ-220 и РУ-500.

Вариант №1 (рисунок 3.1)

Переток мощности в нормальном режиме:

;

.

При аварии или ремонте блока 220 кВ максимальная нагрузка автотрансформаторов определяется мощностью:

.

Для связи между РУ 500 и РУ 220 кВ в этом варианте структурной схемы предполагается использовать рабочую группу из трех однофазных автотрансформаторов типа АОДЦТН-167000/500/220 и один резервный АТ такого же типа (рекомендации ПУЭ). Проверим данную группу на перегрузочную способность в нормальном и аварийном режимах.

Мощность группы однофазных автотрансформаторов:

.

Тогда для АТС:

,,

где - максимальный переток мощности в нормальном режиме;

- максимальный переток мощности в послеаварийном режиме.

.

.

При повреждении одной из фаз автотрансформатора теряется связь между РУ 500 кВ и РУ 220 кВ на время замены поврежденной фазы автотрансформатора резервной.

Вариант 2 (рисунок 3.2)

Для связи между РУ 500 и РУ 220 кВ в этом варианте структурной схемы предполагается использовать два трехфазных автотрансформатора.

Переток мощности через один автотрансформатор определяется по:

,

где Sсн - полная мощность собственных нужд,

;

Sнагр - полная мощность нагрузки,

.

Намечаем к выбору два двухобмоточных автотрансформатора типа АТДЦН-500000/500/220 с номинальными мощностями 500 МВ·Аи напряжениями 500/230 кВ.

3.1.5 Выбор блочных автотрансформаторов (АТБ)

Расчетная мощность блочного автотрансформатора определяется типовой мощностью третичной обмотки. После выбора номинальной мощности автотрансформатора проверяют возможность передачи через него максимальной мощности между РУ-220 и РУ-500. Если такой режим нагрузки оказывается недопустимым, то изменяют или число АТБ, или реже мощность АТБ.

Вариант 3

Нормальный режим

Расчетная мощность АТБ:

,

где - активная мощность на обмотке низкого напряжения;

- коэффициент выгодности.

.

Выбираем группу однофазных АТ типа АОДЦТН-267000/500/220. Группа из трех однофазных автотрансформаторов обеспечивает выдачу мощности от генератора мощностью 320МВт в систему по условию:

.

Типовая мощность АТ:

.

Мощность, протекающая в каждой из обмоток АТ в комбинированном режиме не должна превышать типовую.

Рассчитаем потоки мощности в автотрансформаторе и проверим на перегрузочную способность общую или последовательную обмотки автотрансформатора в зависимости от того, в каком комбинированном режиме он будет работать.

Активная мощность на стороне СН:

,

(т.е. на РУ-220 избыток активной мощности).

Активная мощность на стороне НН:

.

Следовательно, поток активной мощности в сторону ВН будет суммарным из мощностей, текущих со сторон НН и СН:

Реактивная мощность на стороне СН:

,

где Qг - реактивная мощность генератора,

;

Qсн - Реактивная мощность собственных нужд, ;

Qн - реактивная мощность нагрузки,

.

Т.е. на РУ-220 избыток реактивной мощности.

Реактивная мощность на стороне НН:

.

Следовательно, поток реактивной мощности в сторону ВН будет суммарным из мощностей, текущих со сторон НН и СН:

Изобразим на рис 3.4 рассчитанные потоки мощности через АТБ.

Рисунок 3.4 -переток мощностей через АТБ в нормальном режиме

Имеем комбинированный режим , который ограничивается перегрузкой последовательной обмотки.

Для нормального режима нагрузка на последовательную обмотку:

,

где и - активная и реактивная мощности на стороне СН;

и - активная и реактивная мощности на стороне НН.

.

Условие выполняется, то принятая ранее к установке группа однофазных АТ подходит для работы в нормальном режиме.

Выход из строя одного из блоков на РУ-220

Рассчитаем перетоки мощностей через автотрансформатор в послеаварийном режиме.

Активная мощность на стороне СН:

,

т.е. на РУ-220недостаток активной мощности.

Активная мощность на стороне НН:

.

Следовательно, в сторону ВН потечет активная мощность стороны НН минус недостаток мощности на средней стороне:



Реактивная мощность на стороне СН:

,

т.е. на РУ-220 недостаток реактивной мощности.

Реактивная мощность на стороне НН:

.

Следовательно, поток реактивной мощности в сторону ВН будет равен:

Изобразим на рис. 3.5 рассчитанные потоки мощности через АТБ.

Рисунок 3.5 - Переток мощностей через АТБ при выходе из строя блока 220кВ

Мощность передается трансформаторным путем из обмотки НН в стороны ВН и СН. При таком режиме мощность, протекающая во всех обмотках не больше типовой, что допустимо.

Выход из строя одного из АТБ

При выходе из строя одного из автотрансформаторов блока теряется весь блок генератор 320МВт автотрансформатор на время ремонта. Проверим на перегрузочную способность оставшийся в работе АТБ.

Активная мощность на стороне СН:

,

т.е. на РУ-220 избыток активной мощности.

Активная мощность на стороне НН:

.

Следовательно, поток активной мощности в сторону ВН будет суммарным из мощностей, текущих со сторон НН и СН:

Реактивная мощность на стороне СН:

,

т.е. на РУ-220 избыток реактивной мощности.

Реактивная мощность на стороне НН:

.

Следовательно, поток реактивной мощности в сторону ВН будет суммарным из мощностей, текущих со сторон НН и СН:

Изобразим на рис. 3.6 рассчитанные потоки мощности через АТБ.

Рисунок 3.6 - Переток мощностей через АТБ при выходе из строя одного АТБ

Имеем комбинированный режим , который ограничивается перегрузкой последовательной обмотки.

.

Условие выполняется, то принятая ранее к установке группа однофазных АТ подходит для работы в аварийных режимах.

3.1.6 Выбор трансформаторов собственных нужд (ТСН и РТСН)

Для блока :

.

Так как, то для установки по [7] выбираем ТРДНС-25000/35 с S_ном = 25000 кВА, U_BH = 20 кВ, U_HH = 6,3 кВ.

Мощность резервных трансформаторов, согласно НТП, должна обеспечивать замену источников питания собственных нужд одного работающего блока. Для блоков с ВГ мощность резервного ТСН равна мощности рабочего ТСН. Таким образом, примем к установке резервный трансформатор собственных нужд типа ТРДНС-25000/220 по [7], присоединенный к РУ 220 кВ, с S_ном = 25000 кВА, U_BH = 230 кВ, U_HH = 6,3 кВ, и ТРДНС - 25000/35 по [13], присоединенный к низшей обмотке АТС, с S_ном = 25000 кВА, U_BH = 36,75 кВ, U_HH = 6,3 кВ.

Таблица 3.2 - Параметры трансформаторов и автотрансформаторов [9]

	Тип Т или АТ			Потери
			ВН	СН	НН
							ВН-СН	ВН-НН	СН-НН	ВН-СН	ВН-НН	СН-НН
1	ТДЦ-400000/500	400	525	-	20	350	-	800	-	-	13	-
2	ТДЦ-400000/220	400	242	-	20	330	-	880	-	-	11	-
3	АОДЦТН-167/500/220	167			36,75	90	315	280	250	11	35	21,5
4	АТДЦН-500/500/220	500	500	-	230	230	1050	-	-	11,5	-	-
5	АОДЦТН-267/500/220	267			20	150	470	310	250	11,5	37	23
6	ТРДНС-25000/35	25	20	-	6,3-6,3	25	-	115	-	-	10,5	30
7	ТРДНС - 25000/220	25	230		6,3-6,3	40	130	-	-	-	28	11,5
8	ТРДНС-25000/35	25	36,75	-	6,3-6,3	25	-	115	-	-	10,5	30*

* - для трансформаторов с расщепленной обмоткой НН в графе даны . Для этих трансформаторов и отнесены к номинальной мощности трансформаторов.

3.1.7 Технико-экономическое сравнение вариантов

Для каждого варианта структурной схемы проектируемой электростанции (подстанции) определяют:

1) капиталовложения, ;

2) годовые издержки, ;

3) математическое ожидание ущерба или .

Затем на основании этих основных показателей вычисляют значение целевой функции приведенных затрат , которая дает комплексную количественную оценку экономичности и надежности сопоставляемых вариантов структурной схемы.

Если разница в вариантах менее 5%, то окончательный выбор производится по таким критериям, которые сложно оценить с точки зрения надежности и экономичности: возможность дальнейшего расширения, удобство эксплуатации и т.п.

3.1.7.1 Расчёт капиталовложений

Капиталовложения складываются из двух составляющих:

,

где - суммарная расчетная стоимость трансформаторов;

- суммарная расчетная стоимость ячеек выключателей.

Разброс цен на современное электрооборудование довольно большой, поэтому сколько-либо точно определить капиталовложения будет весьма сложно, если брать за основу цены разных производителей. Поэтому технико-экономическое сравнение будем вести, используя укрупнённые показатели стоимости электросетевых объектов из [Файбисович] на 2000 год.

Расчёт капиталовложений будем вести только для отличающихся частей вариантов структурной схемы.

Расчёт капиталовложений представим в табл. 3.3.

Исключим из дальнейшего рассмотрения вариант 2, так как он самый дорогой.

Вариант 1 и вариант 3 построены по-разному принципу: в первой связь между РУ-220 и РУ-500 осуществляется через АТС, в третьей - через АТБ. Для окончательного выбора необходимо провести дальнейшее технико-экономическое сравнение двух этих схем.

3.1.7.2 Расчет ущерба

Расчет показателей надежности структурных схем

При проектировании структурной схемы варьируемыми элементами являются только трансформаторы (автотрансформаторы) блоков и связей между РУ. Поэтому рассматривают отказы этих элементов и их расчетные последствия. На данном этапе принимают, что схемы всех РУ одинаковы. Так как число элементов структурной схемы относительно невелико, то таблицу расчетных связей можно не составлять.

Отказ трансформатора блока приводит к аварийной потере мощности генератора на время восстановительного ремонта трансформатора. Такие последствия будут иметь место при всех состояниях структурной схемы, за исключением ремонтного состояния блока. Соответственно среднегодовой недоотпуск электроэнергии в систему из-за отказов трансформатора единичного блока определяют следующим образом (если есть генераторный выключатель):

,

где - учитывает график работы генератора ( - число часов использования установленной мощности генератора);

, - частота отказов и среднее время восстановления трансформатора (автотрансформатора);

и - частота отказов и среднее время восстановления генераторного выключателя;

- вероятность ремонтного состояния блока, определяемая следующим выражением:

,

где, , , - показатели ремонтируемого элемента (в данном случае энергоблока).

Для АТБ и АТС необходимо также учитывать потерю транзитной мощности, но при условии, что при выходе из строя элемента (АТБ, АТС или ВГ) происходит аварийное снижение генерирующей мощности других энергоблоков. Такой случай возможен для варианта 1 при повреждении фазы в группе из трех однофазных АТ. При этом теряется связь между РУ 500 кВ и РУ 220 кВ на время установки резервной фазы. Снизится генерирующая мощность блоков 220 кВ на величину перетока РУ 220 кВ - РУ 500 кВ. Тогда среднегодовой недоотпуск электроэнергии в систему из-за отказов АТС равен:

,

где - величина снижения генерирующей мощности блока (транзитной);

- время замены поврежденной фазы резервной.

Показатели надежности электрооборудования:

Параметр потока отказов , ;

Среднее время восстановления , ;

Частота текущих ремонтов , ;

Продолжительность текущего ремонта , .

Таблица 3.4 - Показатели надежности электрооборудования

Оборудование	,	,	,	,
Трансформаторы с	0.025	60	1.0	30
Трансформаторы с		220	1.0	50
Воздушные выключатели	0.04	20	0.2	40

* - для однофазных трансформаторов;

** - для трехфазных трансформаторов.

Произведём расчёт ущерба из-за отказа оборудования для каждого варианта.

Вариант 3

Определим вероятность ремонтных режимов трансформаторов с :

Вероятность ремонтных режимов трансформаторов:

.

Вероятность ремонтного состояния АТБ (группа из трех однофазных АТ):

.

Среднегодовая потеря генерирующей мощности от блока 320МВт, подключенного к РУ 500 кВ, из - за отказа ТБ или ВГ:

Среднегодовая потеря генерирующей мощности от блока 320МВт, подключенного к РУ 500 кВ, из - за отказа АТБ или ВГ:

Среднегодовая потеря генерирующей мощности от блока 320МВт, подключенного к РУ 220 кВ, из - за отказа ТБ или ВГ:

При выборе автотрансформаторов блоков было проверено, что выход из строя одного автотрансформатора (спаренного блока) не приведет к нарушению связи между РУ и вся необходимая мощность может быть передана на РУ 220 кВ. Таким образом, отказ одного автотрансформатора не вызовет недоотпуска электроэнергии нагрузке.

При всех рассмотренных вариантах потери генерирующей мощности дефицит мощности на шинах связи с системой не будет превышать величины аварийного резерва в 320 МВт. По этой причине ущерб от изменения частоты равен нулю. Энергоснабжение потребителей промышленного района на РУ 220 кВ очень надежно, поскольку во всех аварийных и ремонтных режимах передается достаточное количество электроэнергии. Таким образом, математическим ожиданием недоотпуска электроэнергии местной нагрузке можно пренебречь.

За счёт отказа выключателей возможна потеря цепи в двухцепных линиях. Однако каждая цепь рассчитывается на передачу в послеаварийном режиме мощности, приходящейся на обе цепи в нормальном режиме. Поэтому недоотпуска электроэнергии потребителю не будет. При передаче электроэнергии по одной цепи вместо двух увеличиваются потери мощности и напряжения, однако этими факторами в дипломном проектировании можно пренебречь.

Определим суммарный среднегодовой недоотпуск электрической энергии для варианта 3:

.

Выше были определены:

Вероятность ремонтных режимов трансформаторов с :

.

Вероятность ремонтных режимов трансформаторов:

.

Вероятность ремонтного состояния АТС (группа из трех однофазных АТ):

Среднегодовая потеря генерирующей мощности от блока 320МВт, подключенного к РУ 500 кВ, из - за отказа ТБ или ВГ:

Среднегодовая потеря генерирующей мощности от блока 320МВт, подключенного к РУ 220 кВ, из - за отказа ТБ или ВГ:

Среднегодовая потеря транзитной мощности вследствие аварийного снижения генерирующей мощности от блока 320МВт, подключенного к РУ 220 кВ, из - за отказа АТС(Ртран = 12МВт по п. 3.1.4.; Тв рез,т по [13], равна 10ч для бесперекатной и 80ч для перекатной, примем Тв рез,т = 10ч):

Потери генерирующей мощности и недоотпуска электроэнергии потребителям при отказе прочих элементов не будет по тем же причинам, что приведены в предыдущем варианте.

Определим суммарный среднегодовой недоотпуск электрической энергии для варианта 1:

.

Удельный ущербс учетом индексации цен равен .Определим среднегодовой ущерб. Ущерб будет только от потери генерирующей мощности, так как ущерб потребителям (промышленному району на РУ 220 кВ) равен нулю, ущерб от изменения частоты также равен нулю, а косвенный ущерб (экологический, социальный и т. п.) в учебном проектировании не учитывается.

Для варианта 1 (Рисунок 3.1):

.

Для варианта 3 (Рисунок 3.3):

.

3.1.7.3 Расчет годовых издержек

Годовые издержки производства (годовые эксплуатационные расходы) складываются из трех составляющих:

,

где - амортизационные отчисления (отчисления на реновацию и капитальный ремонт);