Учебная работа. Проектирование электрической части ГЭС

2. Выбор блоков ГЭС (Гидроэлектростанция — электростанция, в качестве источника энергии использующая энергию водного потока) на основании технико-экономического расчета.

2.1 Выбор блочных трансформаторов

Выбор трансформаторов содержит в себе определение их числа, типа и номинальной мощности.
Выбор номинальной мощности трансформатора в общем случае создают с учетом его нагрузочной возможности:
(5)
где — коэффициент допустимой перегрузки.
При блочной схеме трансформатор блока должен обеспечить выдачу мощности генератора в сеть завышенного напряжения за вычетом мощности перегрузки, присоединенной на ответвлении от генератора. Тогда:
(6)
где — активная и реактивная номинальные мощности генератора, МВт, МВАр;
— активная и реактивная перегрузки собственных нужд, МВт, МВАр;
— активная и реактивная местные перегрузки, МВт, МВАр.
Потому что на ответвлении к блоку присоединена лишь перегрузка собственных нужд, то:

(7)
где — номинальный коэффициент мощности генератора, о.е.
Для единичных и укрупненных блоков 330 кВ избираем тип трансформаторов ТДЦ(ТЦ)-250000/330, выпускаемые Запорожским трансформаторным заводом, для которых:
Sн=250 МВА; UВН=347кВ; UНН=15,75кВ; Рх=240кВт; Рк=605кВт, Uк%=11,0, Iх%=0,45%, rт=1,17Ом, хт=52,98Ом.
Для единичных и укрупненных блоков 150 кВ избираем тип трансформаторов ТДЦ(ТЦ)-250000/150, выпускаемые Запорожским трансформаторным заводом, для которых:
Sн=250 МВА; UВН=165кВ; UНН=15,75кВ; Рх=190кВт; Рк=640кВт, Uк%=11,0, Iх%=0,5%, rт=0,279Ом, хт=11,98Ом.
При проектировании частей энергосистем утраты ЭЭ при отсутствии графиков перегрузки оценивают способом времени наибольших утрат , используя значения наибольших нагрузок Pmax и время наибольших утрат .
Значение определяем по эмпирической формуле:
(8)
Утраты холостого хода в трансформаторе:

(9)
где — число параллельно включенных трансформаторов.
— время работы блока в течение года, ч, определяемое по выражению:
(10)
где — время плановых простоев блока в течение года, ч;
— параметр потока отказов трансформатора блока, 1/год;
— среднее время аварийно-восстановительных ремонтов трансформатора, ч.
По таблице П.9.2 [1] для единичных и укрупненных блоков для напряжения 330 кВ находим: = 1,0; =30ч; =0,053 год-1; =45,03 ч.
для единичных и укрупненных блоков для напряжения 150 кВ находим
= 1,0; =30ч; =0,075 год-1; =94,61 ч.
Тогда:
Нагрузочные утраты определим по формуле
, (11)

где
Годичные Издержки на утраты электроэнергии определяются последующим образом:
(12)
значения коэффициентов и [1] для 2011 года:
;
.
Подставляя нужные значения и в формулу, находим величину издержек на утраты ЭЭ для 1-го трансформатора блока:
Суммарные Издержки на 6 трансформаторов РУ 330 кВ составляют
Суммарные Издержки на 2 трансформатора РУ 150 кВ составляют
2.2 Выбор вида блоков 330 кВ

Под надежностью понимается свойство объекта — системы либо элемента делать данные функции, сохраняя характеристики в данных критериях эксплуатации. Мерой надежности является возможность. Надежность системы обеспечивается таковыми ее качествами и качествами частей, как работоспособность, безотказность, ремонтопригодность, долговечность. В истинное время в технике и энергетике наибольшее распространение получили элементные способы расчета надежности систем, которые исходят из догадки, что система состоит из самостоятельных (в смысле анализа надежности) частей; при всем этом, как правило, многофункциональные зависимости меж параметрами режимов отдельных частей системы рассматриваются приближенно.
Считается, что отказ системы в выполнении данных функций наступает в итоге отказа частей либо их групп, ошибок обслуживающего персонала, отказов релейной защиты и противоаварийной автоматики.
Разделение на «элемент» и «систему» носит условный нрав. Зависимо от решаемой задачки одни и те же физические объекты либо их совокупы могут рассматриваться и как система, и как элемент. С одной стороны, при оценке надежности, к примеру, электронной станции, генераторы, трансформаторы, выключатели, полосы электропередачи числятся элементами схемы. С иной стороны, при оценке надежности полосы либо выключателя их следует разглядывать как системы, состоящие из отдельных частей (опор, гирлянд, изоляторов, контактов выключателя, привода и т.д.).
Более нередко в расчетах надежности систематизация частей делается по конструктивному признаку с учетом их предназначения. в качестве таких принимают: генераторы, трансформаторы, выключатели, полосы электропередачи, сборные шины, разъединители, отделители, предохранители, различные преобразователи. Любой элемент может находиться в 3-х разных (исходя из убеждений надежности системы) состояниях: рабочем, когда он включен; отказа, когда он отключен вследствие повреждения либо трагедии, т.е. действия случайных причин; намеренного отключения, когда он отключен для проведения профилактических, серьезных ремонтов, по заявкам разных организаций. В общем случае все три состояния являются случайными, и потому в расчетах надежности употребляются вероятностно-статистические способы.
В работающих нормативных материалах, а именно в Правилах устройства электроустановок (ПУЭ) [19], фактор надежности учитывается при обеспечении надежности электроснабжения электроприемников, которые делятся на три группы, при этом из состава электроприемников первой группы выделяется еще особенная группа. Но необходимо отметить, что советов по количественной оценке надежности и последствий отказов в нормативных материалах не приводится.
При выбирании рационального варианта структурной схемы ГЭС (Гидроэлектростанция — электростанция, в качестве источника энергии использующая энергию водного потока) в рамках курсового проекта учитываем ненадежность лишь «различающихся» частей, к которым относятся:

· выключатели 330 кВ;

· разъединители 330 кВ;

При всем этом в сопоставлении не учитываются однообразные по вариантам элементы (генераторы с генераторными коммутационными аппаратами, трансформаторы блоков 330 кВ, трансформаторы с.н.).

Разглядим экономическую необходимость укрупнения блоков 330 кВ. По данным табл. 2.1 определим возможность отказа, либо средний коэффициент принужденного простоя частей электронной схемы ГЭС (Гидроэлектростанция — электростанция, в качестве источника энергии использующая энергию водного потока) в течение года, по формуле

p ав = Тв (13)

где: — параметр потока отказов, 1/год;

Тв — среднее время восстановления, лет.

Таблица 2.1 Характеристики надежности работы частей блока 330 кВ

Элемент блока

Параметр потока отказов , 1/год

Среднее время восстановления Тв, 10 -3 лет

Выключатель 330 кВ

0,03

5,48

Разъединитель 330 кВ

0,010

1,14

Элемент блока

Частота ремонтов , 1/год

Длительность ремонтов

Тр, 10 -3 лет/рем

Расчетная возможность pпл,

10-5 о.е

Выключатель 330 кВ

0,2

12,9

258

Разъединитель 330 кВ

0,166

2,05

34,03

Итак, разыскиваемые вероятности аварийного простоя частей блока составят:

— для выключателя 330 кВ:

= 0,03 5,48·10-3 = 16,44 ·10-5;

— для разъединителя 330кВ:

= 0,010 1,14 · 10-3 = 1,14 ·10-5

Набросок 2.1 — Вариант структурной схемы ГЭС (Гидроэлектростанция — электростанция, в качестве источника энергии использующая энергию водного потока) с единичными блоками:

а) принципная схема; б) схема

Набросок 2.2 — Вариант структурной схемы ГЭС (Гидроэлектростанция — электростанция, в качестве источника энергии использующая энергию водного потока) с единичными укрупненными блоками:

а) принципная схема; б) схема

Определим вероятности простоя частей схемы станции вследствие ремонтов (плановых, средних, серьезных) по формуле:

p пл = Тр, (14)

где

— частота ремонтов (плановых, средних, серьезных), 1/год;

Тр — длительность ремонтов, лет/рем.

Приобретенные в итоге расчетов данные сведем в таблицу.

2.2.1 Оценка надежности частей схемы единичного блока
Возможность недоотпуска ЭЭ при применении в схеме ГЭС (Гидроэлектростанция — электростанция, в качестве источника энергии использующая энергию водного потока) единичных блоков 330 кВ (вариант 1, набросок 2.1) в случае полного отключения генерирующей мощности генераторов блока (G1, G2) быть может определена как произведение вероятностей простоя частей, составляющих схему.
p I1 = (2pqs + pq) (2pqs + pq) = (2pqs + pq + pт + pтсн)2, (15)
А потому что возможность простоя элемента схемы определяется суммой вероятностей событий, состоящих в пришествии аварийного либо планового ремонтов, то перепишем выражение (15) в последующем виде
p I1 = [2(+) + (+)]2 (16)
Исключим из крайнего выражения действия, состоящие в пришествии планово-предупредительных ремонтов обоих блоков 330 кВ, тогда формула (2.15) воспримет вид:
p I1 = [2(+) + (+)]2 — (2+)2 (17)
Рассчитав при помощи математических программ получим:
p I1 = 0,126 ·10-5
Математическое ожидание среднегодового недоотпуска ЭЭ Wнд в связи с прекращением электроснабжения в итоге простоя обоих блоков 330 кВ либо аварийного простоя 1-го при плановом ремонте другого составит:
Wнд = p Pmax Тmax,
где: p — возможность перерыва электроснабжения при рассматриваемой схеме, о.е.;
Pmax — наибольшая активная мощность генераторов блока, МВт;
Тmax — длительность использования установленной мощности генераторов ГЭС (Гидроэлектростанция — электростанция, в качестве источника энергии использующая энергию водного потока), ч.
W Iнд1 = 0,126 ·10-5 200 0,99 4200 = 2,09 МВтч/год
Тогда, математическое ожидание вреда вследствие ненадежности схемы определим по формуле:
УН = у0Wнд (18)
где: УН — вред (либо недополученная Прибыль) от недовыработки электроэнергии, руб/год;
у0 — удельный вред, руб/кВтч.
Величина удельного вреда составляет:
у0 = 60 руб/кВтч.
Подставив отысканные значения Wнд, для варианта 1 с единичными блоками 330 кВ находим:
УН I 1 = 60 2,09 = 125,3 тыс.руб/год.
Таковым образом, выполним расчет 2-ой составляющей математического ожидания вреда УН II1, определяемой вероятностью действия p II1, имеющего пространство при аварийном либо плановом обычное 1-го из поочередных частей единичных блоков .
p II1 = 2·[2(+) + (+)], (19)
p II1 = 6,896 ·10-3;
W IIнд1 = 6,896 ·10-3·10-3 200 0,99 4200 = 5734,4 МВтч/год.;
УН II 1 = 60 5734,4 = 344063 тыс.руб/год.
Тогда Возможность недоотпуска ЭЭ вследствие ненадежности частей укрупненного блока p 2 (вариант 2) равна сумме вероятностей аварийных и плановых ремонтов поочередных частей схемы блока:
p 2 = 2pqs + pq + 2pт + 2pтсн, (21)
либо, с учетом отмеченного выше условия, имеем:
p 2 = 2(+) + (+), (22)
отсюда, используя данные табл 2.1, находим:
p 2 = 3,448·10-3.
Математическое ожидание недоотпуска ЭЭ вследствие ненадежности частей укрупненного блока по формуле
Wнд2 = 3,448·10-3 2 · 200 0,99 4200 = 5734,4 МВтч/год.
Математическое ожидание вреда, согласно:
УН 2 = 60 5734,4 = 344063 тыс.руб/год.
Определим финансовложения К для схемы с единичными блоками (вариант 1):
К1 = 2 ·(Кяч.ОРУ-330 +КТ (Компьютерная томография — метод неразрушающего послойного исследования внутренней структуры объекта) + КТсн ), (23)
где: Кяч.ОРУ-330 — расчетная стоимость (укрупненная) ячеек ОРУ — 330 кВ [6, таблица 10.26], тыс. руб/;
КТ (Компьютерная томография — метод неразрушающего послойного исследования внутренней структуры объекта) — расчетная стоимость блочного трехфазного двухобмоточного трансформатора единичного (укрупненного) блока [6, табл. 3.8], тыс. руб/;
КТсн — расчетная стоимость трехфазного двухобмоточного трансформатора собственных нужд [6, табл. 3.4], тыс. руб.
таковым образом, для варианта 1:

К1 = = 625259,6 тыс. руб;
для варианта 2 финансовложения составят:
К2 = (Кяч.ОРУ-330 + 2КТ +2 КТсн,)
К2 = (Кяч.ОРУ-330 + 2КТ +2 КТсн,) (24)
либо, в согласовании с данными[6]:
К2 = + 2· + 2·) = тыс.руб
Каждогодние Издержки на амортизацию, текущий ремонт и сервис электрооборудования электростанции пропорциональны цены главных фондов (финансовложениям)
И а+о = (а+о) К (25)
Где (а+о) — норма суммарных амортизационных отчислений (отчисления на реновацию и серьезный ремонт) и издержек на эксплуатацию электроустановки (текущий ремонт и заработная плата персоналу) [10, табл. П.10.1], о.е.:
И1а+о = 0,064 625259,6 = 38997 тыс.руб,
для варианта 2:
И2а+о = 0,064 = 34004 тыс.руб.
Более экономный из вариантов электроустановки просит меньшего значения полных приведенных издержек по формуле:
Зi = Е Кi + Иi + УНi, (26)
З1 = Е К1 + И1 + И2+ УН1 = 0,15 625259,6 + 38997 + 371,88+344,118 =
= 334605 тыс. руб З2 = Е К2 + И2 + УН2 = 0,15 + 34004 +371,88+ 344,1 = 114180 тыс. руб
Из сопоставления экономических характеристик рассмотренных вариантов блочных схем видно, что лучше вариант 2 схемы с укрупненными блоками на стороне ВН 330 кВ. Он на 65% прибыльнее по сопоставлению с вариантом с укрупненными.
2.3 Выбор вида блоков 150 кВ

При выбирании рационального варианта структурной схемы ГЭС (Гидроэлектростанция — электростанция, в качестве источника энергии использующая энергию водного потока) в рамках курсового проекта учитываем ненадежность лишь «различающихся» частей, к которым относятся:
выключатели 150 кВ;
разъединители 150 кВ;
При всем этом в сопоставлении не учитываются однообразные по вариантам элементы (генераторы с генераторными коммутационными аппаратами, трансформаторы блоков 150 кВ, трансформаторы с.н.).
Разглядим экономическую необходимость укрупнения блоков 330 кВ. По данным таблицы 2.1 определим возможность отказа, либо средний коэффициент принужденного простоя частей электронной схемы ГЭС (Гидроэлектростанция — электростанция, в качестве источника энергии использующая энергию водного потока) в течение года, по формуле
p ав = Тв
где: — параметр потока отказов, 1/год;
Тв — среднее время восстановления, лет.
Таблица 2.1 Характеристики надежности работы частей блока 150 кВ

Элемент блока

Параметр потока отказов , 1/год

Среднее время восстановления Тв, 10 -3 лет

Выключатель 150 кВ

0,02

2,85

Разъединитель 150 кВ

0,010

1,71

Элемент блока

Частота ремонтов , 1/год

Длительность ремонтов

Тр, 10 -3 лет/рем

Расчетная возможность pпл,

10-5 о.е

Выключатель 150 кВ

0,2

9,53

191

Разъединитель 150 кВ

0,166

1,26

21

Итак, разыскиваемые вероятности аварийного простоя частей блока составят:
— для выключателя 150 кВ:
= 0,02 2,85·10-3 = 5,7 ·10-5;
— для разъединителя 150кВ:
= 0,010 1,71 · 10-3 = 1,71 ·10-5;

Набросок 2.3 — Вариант структурной схемы ГЭС (Гидроэлектростанция — электростанция, в качестве источника энергии использующая энергию водного потока) с единичными блоками: а) принципная схема; б) схема
Набросок 2.4 — Вариант структурной схемы ГЭС (Гидроэлектростанция — электростанция, в качестве источника энергии использующая энергию водного потока) с единичными укрупнеными блоками: а) принципная схема; б) схема
Определим вероятности простоя частей схемы станции вследствие ремонтов (плановых, средних, серьезных) по формуле:
p пл = Тр,
где: — частота ремонтов (плановых, средних, серьезных), 1/год;
Тр — длительность ремонтов, лет/рем.
Приобретенные в итоге расчетов данные сведем в таблицу.
2.3.1 Оценка надежности частей схемы единичного блока
Возможность недоотпуска ЭЭ при применении в схеме ГЭС (Гидроэлектростанция — электростанция, в качестве источника энергии использующая энергию водного потока) единичных блоков 150 кВ (вариант 1, набросок 2.3) в случае полного отключения генерирующей мощности генераторов блока (G1, G2) быть может определена как произведение вероятностей простоя частей, составляющих схему.
p I1 = (2pqs + pq) (2pqs + pq) == (2pqs + pq + pт + pтсн)2,
А потому что возможность простоя элемента схемы определяется суммой вероятностей событий, состоящих в пришествии аварийного либо планового ремонтов, то перепишем выражение (16) в последующем виде
p I1 = [2(+) + (+)]2
Исключим из крайнего выражения действия, состоящие в пришествии планово-предупредительных ремонтов обоих блоков 150 кВ, тогда формула (17) воспримет вид:
p I1 = [2(+) + (+)]2 — (2+)2
Рассчитав при помощи математических программ получим:
p I1 = 1,117 ·10-5.
Математическое ожидание среднегодового недоотпуска ЭЭ Wнд в связи с прекращением электроснабжения в итоге простоя обоих блоков 150 кВ либо аварийного простоя 1-го при плановом ремонте другого составит:
Wнд = p Pmax Тmax,
где: p — возможность перерыва электроснабжения при рассматриваемой схеме, о.е.;
Pmax — наибольшая активная мощность генераторов блока, МВт;
Тmax — длительность использования установленной мощности генераторов ГЭС (Гидроэлектростанция — электростанция, в качестве источника энергии использующая энергию водного потока), ч.
W Iнд1 = 1,117 ·10-5 200 0,99 4200 = 18,6 МВтч/год
Тогда, математическое ожидание вреда вследствие ненадежности схемы определим по формуле:
УН = у0Wнд
Где УН — вред (либо недополученная Прибыль) от недовыработки электроэнергии, руб/год;
у0 — удельный вред, руб/кВтч.
Величина удельного вреда составляет:
у0 = 60 руб/кВтч.
Вред от недоотпуска для варианта 1 с единичными блоками 150 кВ находим:
УН I 1 = 60 18,6 = 1115,3 тыс.руб/год.
Таковым образом, выполним расчет 2-ой составляющей математического ожидания вреда УН II1, определяемой вероятностью действия p II1, имеющего пространство при аварийном либо плановом обычное 1-го из поочередных частей единичных блоков .
p II1 = 2·[2(+) + (+)],
либо, в согласовании с данными табл. 2.1 и 2.2, формулами (2.2), (2.17), (2.18):
p II1 = 4,83 ·10-3;
W IIнд1 = 4,83 ·10-3· 200 0,99 4200 = 8038 МВтч/год.;
УН II 1 = 60 8038 = 482259 тыс.руб/год.
Тогда Возможность недоотпуска ЭЭ вследствие ненадежности частей укрупненного блока p 2 (вариант 2) равна сумме вероятностей аварийных и плановых ремонтов поочередных частей схемы блока:
p 2 = 2pqs + pq + 2pт + 2pтсн,
либо, с учетом отмеченного выше условия, имеем:

p 2 = 2(+) + (+),
отсюда, используя данные табл 1,2, находим:
p 2 = 2,41·10-3.
Математическое ожидание недоотпуска ЭЭ вследствие ненадежности частей укрупненного блока по формуле:
Wнд2 = 2,41·10-3 2 · 200 0,99 4200 = 4019 МВтч/год.
Математическое ожидание вреда, согласно:
УН 2 = 60 4019 = 241129 тыс.руб/год.
Определим финансовложения К для схемы с единичными блоками (вариант 1):
К1 = 2 ·(Кяч.ОРУ-150 +КТ (Компьютерная томография — метод неразрушающего послойного исследования внутренней структуры объекта) + КТсн ),
Где Кяч.ОРУ-150 — расчетная стоимость (укрупненная) ячеек ОРУ — 150 кВ 6, табл. 10.26, тыс.руб;
КТ (Компьютерная томография — метод неразрушающего послойного исследования внутренней структуры объекта) — расчетная стоимость блочного трехфазного двухобмоточного трансформатора единичного (укрупненного) блока [6, табл. 3.8], тыс. руб;
КТсн — расчетная стоимость трехфазного двухобмоточного трансформатора собственных нужд [6, табл. 3.4], тыс. руб.
таковым образом, для варианта 1:
К1 = = 411483 тыс. руб;
для варианта 2 финансовложения составят:
К2 = (Кяч.ОРУ-150 + 2КТ +2 КТсн,)
либо, в согласовании с данными /6/:
К2 = + 2· + 2·) = тыс.руб
Каждогодние Издержки на амортизацию, текущий ремонт и сервис электрооборудования электростанции пропорциональны цены главных фондов (финансовложениям):
И а+о = (а+о) К
где: (а+о) — норма суммарных амортизационных отчислений (отчисления на реновацию и серьезный ремонт) и издержек на эксплуатацию электроустановки (текущий ремонт и заработная плата персоналу) [10, табл. П.10.1], о.е.:
И1а+о = 0,094 411483 = 38679 тыс.руб,
для варианта 2:
И2а+о = 0,094 = 33686 тыс.руб.
Более экономный из вариантов электроустановки просит меньшего значения полных приведенных издержек по формуле:

Зi = Е Кi + Иi + УНi,
З1 = Е К1 + И1 + И2+ УН1 = 0,15 411483+38679+343,13+483,374 =
=101571 тыс.руб,
З2 = Е К2 + И2 + УН2 = 0,15 + 33686 +343,13+ 241,129 =
= 88472 тыс.руб
Из сопоставления экономических характеристик рассмотренных вариантов блочных схем видно, что лучше вариант 2 схемы с укрупненными блоками на стороне ВН 150 кВ, но выбирается вариант с ординарными блоками из за ограничений работы автотрансформатора связи.