Проектирование электрической тепловой станции

Таблица 2.24

Расчетные данные	Каталожные данные
Uуст=20 кВ	Uном=20 кВ
Iмах=10,7 кА	I1 ном=12 кА
Вк=18,31·103 кА2·с	I2ф·tф=1602·3·103=76,8·103 кА2·с

Электрическая стойкость шинных трансформаторов определяется устойчивостью самих шин распределительного устройства.

Принимаем трансформатор тока ТШ_20 к установке в генераторной цепи со стороны главных выводов.

Со стороны шести нулевых выводов обмотки статора генератора предусматриваем установку комплекта из двух двухобмоточных шинных ТТ для внутренней установки типа ТВГ-24-1 для присоединений приборов защиты. Предусматриваем также установку одного одновиткового шинного трансформатора тока типа ТШЛО-20 в токопровод, соединяющий нулевые точки двух параллельных обмоток статора генератора для присоединения защиты от витковых замыканий в обмотках статора.

Выбор трансформатора тока на ОРУ-110 кВ

Для номинальных данных U_уст=110 кВ, I_мах=I_утяж=2,59 кА выбираем ТТ типа ТФ3М-110Б-III.

Определим нагрузку от измерительных приборов в табличной форме:

Таблица 2.25

№	Наименование прибора	Кол.	Нагрузка, Вт
			Фаза А	Фаза В	Фаза С
1	Амперметр Э-377	3	0,1	0,1	0,1
2	Активный ваттметр Д-365	1	0,5	-	0,5
3	Варметр	1	0,5	0,5	-
4	Счетчик активной энергии И-670	2	2,5	5	2,5
Итого:	3,6	5,6	3,1

Определяем для фазы В максимально возможную мощность, которая может быть потеряна в соединительных проводах:

S_пр=S_т-(УS_приб.+I²_{2 ном}·r_конт)=20-(5,6+5²·0,1)=11,9 В·А

где S_т=r_{2 ном}·I²_{2 ном}=0,8·5²=20 В·А - мощность вторичной цепи для класса точности 0,5.

Минимальное сечение соединительных проводов:

S_min=с·l·I²_{2 ном}/S_пр=0,028·100·5²/11,9=5,88 мм²,

где l=100 м - для соединительных проводов для цепи ОРУ-110 кВ

Принимаем в качестве соединительных проводов кабели с алюминиевыми жилами сечением 6 мм².

Проверку трансформатора осуществляем в табличной форме.

Таблица 2.26

Расчетные данные	Паспортные данные
Uуст=110 кВ	Uном=110 кВ
Iутяж=2,59 кА	I1ном=3 кА
iуд=65,06 кА	Iэл.дин.=158 кА
Вк=49 кА2·с	I2ф·tф=682·3=13,8·103 кА2·с

Принимаем к установке в цепях ОРУ-110 кВ трансформатор тока ТФ3М-110Б-111.

Выбор трансформаторов тока на ОРУ-330 кВ

Для номинальных данных U_уст=330 кВ, I_max=I_утяж=864,5 А выбираем ТТ типа ТФУМ-330 А.

Выполняем проверку выбранного ТТ в табличной форме:

Таблица 12.27

Расчетные данные	Паспортные данные
Uуст=330 кВ	Uном=330 кВ
Iутяж=864,5 кА	I1ном=1 кА
iуд=46,03 кА	Iэл.дин.=99 кА
Вк=49 кА2·с	I2ф·tф=38,62·2=2980 кА2·с

Принимаем трансформатор тока типа ТФУМ-330 А для установки в цепях ОРУ-330 кВ.

Выбор измерительных трансформаторов напряжения

Трансформатор напряжения предназначен для понижения высокого напряжения до стандартной величин: 100 В или (100·) В, для отделения цепей измерения и релейной защиты от первичных цепей высокого напряжения.

Выбор трансформатора напряжения для присоединения в цепи генератора

На генераторном напряжении 20 кВ для подключения измерительных приборов и колонки синхронизации устанавливаем три трансформатора напряжения типа ЗНОМ-20-63У2 с основными параметрами:

- номинальное напряжение обмоток://;

- номинальная мощность для классов точности:

0,5 - 75 В·А

1 - 150 В·А

3 - 300 В·А

Определим вторичную нагрузку от основных приборов с помощью таблицы 2.28.

Таблица 2.28

№	Наименование приборов	Потребляемая мощность
		Активная, Вт	Реактивная, В·Ар
1	Вольтметр Э-377	2,0	-
2	Ваттметр Д-365	3,0
3	Варметр Д-365	1,3	1,3
4	Регистрирующий ваттметр Н-395	10	-
5	Регистрирующий варметр Н-395	10	-
6	Счетчик активной мощности Н-670Н	1,5	3,65
7	Счетчик реактивной мощности Н-670Н	3,0	7,3
8	Частотомер Э-35 З	3,0	-
Итого:	33,8	12,25

Суммарная нагрузка на трансформатор напряжения:

S₂===,

S₂=40 В·А<S_{2 ном}=75 В·А.

Выбранный трансформатор удовлетворяет всем требованиям и принимается к установке.

Выбор трансформатора напряжения на ОРУ-110 кВ

Для U_уст=110 кВ принимаем к установке трансформатор НКФ-110-83У1 каскадного типа с основными параметрами:

- номинальное напряжение обмоток://;

- номинальная мощность для классов точности:

0,5 - 400 В·А

1 - 600 В·А

3 - 1200 В·А

Выбор трансформатора напряжения на ОРУ 330 кВ

Для U_уст=330 кВ принимаем к установке трансформатор

НКФ-300-83У1-1 каскадного типа с основными параметрами:

- номинальное напряжение обмоток://;

- номинальная мощность для классов точности:

0,5 - 400 В·А

1 - 600 В·А

3 - 1200 В·А

2.5.6 Постоянный ток на станции

Установка постоянного тока состоит из преобразователей переменного тока в постоянный и аккумуляторных батарей.

При нормальной работе станции сеть постоянного тока питается через преобразователи тока. Батарея, работающая в режиме постоянной подзарядки, заряжена и потребляет лишь небольшой ток для компенсации саморазряда.

При нарушении нормального режима (исчезновении напряжения переменного тока в системе собственных нужд) преобразователь отключается и нагрузку принимает на себя батарея. Расчетную длительность аварийного режима для всех приемников постоянного тока электростанций, связанных с системой, принимаем равной 0,5 ч.

В качестве источников переменного тока используются трансформаторы собственных нужд (рабочие и резервные), трансформаторы тока и напряжения, питающие цепи релейной защиты, изменений и связи, предварительно заряженные конденсаторы (в качестве импульсных источников тока).

Выбор аккумуляторной батареи и зарядно-подзарядных устройств

Расчет основных нагрузок аккумуляторной батареи блока проведем в табличной форме.

Таблица 2.29

Приемник	Iав., А	Iтолчк., А
Наименование	число	Рном, кВт	Iном, А	Iрасч., А	Iпуск., А
Постоянная нагрузка	-	-	-	25	-	25	25
Аварийное освещение	-	-	-	130	-	130	-
Приводы выключателей	2	-	100	-	-	-	200
Преобразующий агрегат оперативной связи	1	7,2	38	30	100	30	100
Электродвигатель аварийного маслонасоса уплотнения генератора	1	25	128	120	300	120	-
Электродвигатель аварийного маслонасоса смазки турбины	1	42	214	140	540	140	540
Итого:	445	905

Число основных аккумуляторных батарей:

n₀=U_ш/U_п.з.=1,05·U_ном/U_п.з.=1,05·220/2,15=108,

где: U_ш - напряжение на шинах установки постоянного тока;

U_п.з. - напряжение на элементе в режиме подзарядки.

Общее число элементов батареи в цепи аварийного режима разряда:

N=230/1,75=130,

Число дополнительных элементов:

n_доп=130-108=22,

Номер батареи:,

N=1,05·I_ав./j=1,05·445/25=18,7.

где j=25 А/N - допустимый ток получасового аварийного разряда.

Предварительно принимаем к установке батарею типа СК-24.

Проверяем батарею по уровням напряжения для наибольших толчковых токов.

Для 108 элементов при напряжении на шинах 90% от номинального:

j_т.доп.=22 А/N кривая (рис. 10.8, [2]);

Тогда:

N_доп=I_толчк/j_т.доп=905/22=41,1,

значит необходимо выбирать батарею с типоразмером N42.

Принимаем к установке батарею типа СК-44.

Выбираем подзарядное устройство:

I_п.з. 0,15·N+I_п=0,15·44+25=31,6 А,

где: I_п=25 А - ток постоянно включенной нагрузки;

U_п.з. 2.15·n₀=2.15·108=232 В.

Выбираем подзарядное устройство-выпрямительный зарядно- подзарядный агрегат ВАЗП-380/260-40/80.

Для зарядного агрегата:

I_з. 5N+I_н=5·44+25=245 А;

U_з. 2,75·n=2,75·130=356 В.

Выбираем генератор постоянного тока типа П-101 с характеристиками:

U_ном=279 В; Р_ном=80 кВт; I_ном=296 А, соединенный с электродвигателями переменного тока.

Схема аккумуляторной установки

На станции применяется схема аккумуляторной установки с элементными коммутаторами, работающая в режиме постоянной подзарядки. В схеме предусматривается подзарядное устройство 5 и зарядный агрегат 1 (рис.2.89). аккумуляторные батареи имеют устройства для регулирования числа элементов, присоединенных к шинам. Это устройство_элементный коммутатор 2. переключение осуществляется контактными щетками: разрядной 3 и зарядной 4, скользящими по контактным пластинам, к которым присоединены отдельные батареи. Щетки перемещаются устройствами регулирования напряжения АРН.

Предусматриваем установку трех аккумуляторных батарей на каждый из проектируемых блоков.

2.6 Релейная защита и автоматика

В электрических системах возможны повреждения и ненормальные режимы работы, большинство из которых связано с разрушением изоляции, перегрузкой, перенапряжением в системе, неверной эксплуатацией оборудования.

В целях предупреждения распространения аварии, оборудование, дальнейшая работа которого недопустима, автоматически отключается.

Эти отключения осуществляются релейной защитой.

2.6.1 Релейная защита турбогенераторов, работающих в блоках с трансформаторами

Предусматриваем для защиты турбогенератора следующие виды защиты:

1. Продольная дифференциальная защита с циркулирующими токами от многофазных К.З. в обмотке статора и на его выводах.

2. Одно - системная поперечная дифференциальная от К.З. между витками одной фазы в обмотке статора. Трансформатор тока устанавливается в месте соединения нулевых выводов нейтралей статора. Обе защиты действуют без выдержки времени на отключение генератора, отключение АГП, гашение парогенератора и остановки турбины.

3. Защита максимального напряжения нулевой последовательности от однофазного замыкания на корпус (землю) в обмотке статора может действовать на сигнал или на отключение.

4. Максимальная токовая защита с пуском минимального напряжения с выдержкой времени. Предусматривается для резервирования отключения симметричных К.З. на соседних элементах и для резервирования основных защит генератора.

5. Токовая защита обратной последовательности - для резервирования отключения несимметричных К.З. и резервирования основных защит.Срабатывает на сигнал при перегрузке генератора токами обратной последовательности.

6. Максимальная токовая защита с независимой выдержкой времени от симметричных перегрузок обмотки статора.

7. Для защиты цепей возбуждения генератора при замыкании на землю во второй точке предусматривается применение в одном комплекте переносного устройства РЗР-2.

8. Защита обмотки ротора от перегрузок током возбуждения - токовая с интегрально - зависимой выдержкой времени. Действует на сигнал или на отключение генератора.

9. Для защиты цепей возбуждения генераторов при замыкании на землю в одной точке используется устройство КЗР-3. действует на сигнал с выдержкой времени.

2.6.2 Релейная защита трансформаторов, работающих в блоке с турбогенераторами

Для основных видов повреждений и ненормальных режимов работы предусматриваются следующие виды защит:

1. Продольная дифференциальная токовая защита от всех видов К.З. в обмотках и на выводах трансформатора.

2. Продольная дифференциальная токовая защита от всех видов К.З. на выводах и ошиновке трансформаторов блоков с высшим напряжением 330 кВ.

3. Защита от замыканий внутри бака масляного трансформатора и внутри устройства РПН, сопровождающихся выделением газа. А также от понижения уровня масла в баках - газовая с двумя ступенями действия. При слабом газообразовании и понижении уровня масла действует на сигнал первая ступень, а при интенсивном газообразовании вторая ступень действует н отключение трансформатора. Все вышеперечисленные защиты действуют без выдержки времени на отключение всех выключателей блока и выключателей на стороне 6 кВ ТСН и АГП.

4. Для Резервирования дифференциальной защиты при двухфазном К.З. на ошиновке со стороны генераторного напряжения применяется защита минимального напряжения с пуском от напряжения нулевой последовательности.

5. Защита напряжения нулевой последовательности применяется для контроля изоляции трансформатора на стороне генераторного напряжения в режиме отключения генератора.

6. Токовая защита нулевой последовательности устанавливается как резервная от внешних, однофазных К.З. в сетях с большими токами замыкания на землю. Действует с выдержкой времени на отключение всех выключателей блока.

7. Токовая защита обратной последовательности в независимой выдержкой времени для отключения (резервного) несимметричного К.З.

8. Максимальная токовая защита с минимальным пуском напряжения с независимой выдержкой времени от внешних симметричных К.З. для резервирования их отключения.

9. Максимальная токовая защита с независимой выдержкой времени в двухфазном двух релейном исполнении для резервирования дифференциальной токовой защиты трансформатора блока и для отключения междуфазных К.З. на ошиновке со стороны генераторного напряжения, когда выключатель в цепи генератора отключен.

10. Максимальная токовая защита с независимой выдержкой времени от симметричных перегрузок.

11. Максимальная защита напряжения от повышения напряжения на генераторах и трансформаторах при холостом ходе. Защита действует без выдержки времени при начальном возбуждении генератора и с выдержкой времени при сбросах нагрузки.

2.6.3 Автоматика, управление, контроль

Для обеспечения надежной работы электростанции при повреждениях в электрической сети и в аппаратах применяются следующие средства автоматики:

1. Автоматическое повторное включение (АПВ). Значительное количества К.З., особенно в воздушных линиях, имеет неустойчивый характер и само ликвидируется при снятии напряжения на время, достаточное для восстановления электрической прочности дугового промежутка. Потому применение АПВ на аварийно отключившихся линиях в большинстве случаев приводит к восстановлению рабочего режима.

2. Автоматическая частотная разгрузка (АЧР). Предназначена для отключения части неответственных потребителей в случае аварийного снижения частоты в системе, что позволяет восстановить баланс мощностей и избежать развития аварии.

3. Автоматический ввод резерва (АВР). Его действие заключается в отключении основного оборудования (в случае его повреждения) и включении в работу резервного. Для проектируемой станции, например, это включение резервного трансформатора собственных нужд, в случае отказа любого из рабочих трансформаторов.

Система управления и контроля _ это совокупность технических средств, необходимых для оперативного управления электроустановкой.

Техническое обеспечение системы управления зависит от степени автоматизации объекта.

Различают системы управления трех видов: ручную, автоматизированную, автоматическую.

АСУ ТП энергоблока станции состоит из двух основных частей: информационной и управляющей.

Информационная часть включает в себя подсистемы измерения, контроля и сигнализации.

В управляющую часть входят подсистемы дистанционного и автоматического управления, автоматического регулирования, защиты и блокировки. Все эти подсистемы осуществляют дискретное воздействие на исполнительные органы.

Расчет токов двухфазного короткого замыкания.

Раздел 3. Экономическая часть

Основной задачей 4 раздела дипломного проекта является определение экономических показателей проектируемой электростанции в целом и оценка её экономической эффективности.

3.1 Исходные данные для расчётов

Подготовка исходных данных для экономико-организационной части проекта.

Требуемые данные сведём в таблицу 3.1.

Таблица 3.1

Показатель	Условное обозначение	Единица измер. величины	Значение
Установленная электрическая мощность	Nуст	МВт	1000
Установленная тепловая мощность	Qуст	МВт	2500
Количество часов использования установленной мощности	Туст	ч/год	6000
Годовая выработка электроэнергии	Wвыр=NустТуст10-3	Млн.кВт ч/год	6000
Количество часов работы ТЭЦ	Траб=8760-Трем-Tрез	ч/год	8760-940-0= =7820
Расход э/э на собственные нужды	Wс.н.	Млн.кВт ч/год	193,06
Годовой отпуск э/э	Wотп.	Млн.кВт ч/год	5806,94
Годовой расход условного топлива а) энергетическими котлами б) водогрейными котлами	В Вэ Вв	т.у.т./год т.у.т./год т.у.т./год	2361,00103 2286,18103 74,82103

Трез -количество часов простоя в резерве (для базисных установок Трез=0);

Величины для таблицы 3.1. были получены при помощи программы. Вихідні дані

Максимальне навантаження, МВт	2500,00
Доля гарячого водопостачання, %	20%
Тривалість опалювального періоду, год/рік	4484,00
Розрахункова температура опалення,	-21,00
Середня температура опалення	-1,10
Річний відпуск пари, тис. т/рік	0,00
Кількість годин використання встановленої потужності, годин/рік	6000,00
ККД котлоагрегатів	0,91	0,90
Втрати палива, %	1,9	0,3%
Масиви навантажень по варіантах	1	2
Турбіни Т	0,00	0,00
Турбіни ПТ	1536,00	0,00
Турбіни Р	0,00	0,00
Водонагрівальні котли	964,00	0,00
РОУ	0,00	0,00
Разом	2500,00	0,00
Характеристики турбін:		0,00
Т: потужність, МВт		0,00
питомі витрати тепла: на тепловому споживанні, кДж/кВт?год		0,00
те ж саме в конденсаційному режимі		0,00
питомий виробіток електроенергії на тепловму споживанні з опалювального відбору, кВт?год/ГДж		0,00
Турбіни ПТ: потужність, МВт	1000,00	0,00
питомі витрати тепла: на тепловому споживанні, кДж/кВт?год	3810,00	0,00
те ж саме в конденсаційному режимі	7997,00	0,00
питомий виробіток електроенергії на тепловму споживанні з опалювального відбору, кВт?год/ГДж	164,00	0,00
те ж саме з виробничого відбору	67,00	0,00
Доля навантаження, що покривається турбінами Р	0,00	0,00
Турбіни Р, потужність, МВт	0,00	0,00
питомі витрати тепла: на тепловому споживанні, кДж/кВт?год	0,00	0,00
питомий виробіток електроенергії на тепловму споживанні з протитиску , кВт?год/ГДж	0,00	0,00

РОЗРАХУНКИ

Варіанти	1
Літній відпуск тепла	1370600,00
Коефіцієнт заповнення графіку	0,59
Коефіцієнт нерівномірності графіку	0,41
Відпуск тепла у гарячій воді, тис. ГДж	28816,63
у т.ч.: турбіни Т	0,00
турбіни ПТ	26924,55
турбіни Р	0,00
водонагрівальні котли	1892,09
РОУ	0,00
Відпуск тепла у парі, тис. ГДж	0,00
Разом відпуск тепла, тис. ГДж	28816,63385
Встановлена потужність ТЕЦ, МВт	1000,00
Виробіток електроенергії, млн. кВт.год	6000,00
у т.ч.на тепловому споживанні	4415,63
у т.ч. турбінами Т	0,00
турбінами ПТ	4415,63
турбінами Р	0,00
в конденсаційному режимі	1584,37
у т.ч. турбінами Т	0,00
турбінами ПТ	1584,37
Витрати тепла на виробіток електроенергії, тис. ГДж	29493,78
Виробіток тепла енергетичними котлами, тис. ГДж	56418,32
Витрати палива, тис. т у.п/ рік:	2361,00
у т.ч.: енергетичними котлами	2286,18
водонагрівальними котлами	74,82

Суммарный расход условного топлива:

ВТЭЦ = Вв+ Вэ =74,82103 +2286,18103 =2361103 т.у.т./год.

3.2 Определение суммарных и удельных капиталовложений для ТЭЦ

Для блочных ТЭЦ капиталовложения определяют по формуле:

КТЭЦ=Ксмр1+nКсмр2+Коб1+nКоб2+nвк( Ксмр вк+ Коб вк),

где: Ксмр1, Ксмр2 - затраты на строительно-монтажные работы, отнесенные соответственно на первый и на каждый последующий энергоблок, млн.у.е.;

n - количество последующих блоков;

Коб1, Коб2- затраты на оборудование, отнесенные соответственно на первый и на каждый последующий энергоблок, млн. у.е.;

nвк - количество пиковых водогрейных котлов, устанавливаемых на площадке ТЭЦ;

Ксмр вк, Коб вк -затраты на строительно-монтажные работы и оборудование, отнесённые на один водогрейный котёл, млн. у.е..

КТЭЦ = 119,0+354,2+178,5+3126,3+6(2,9+6,8)=839+6(2,9+6,8)=897,2

млн.у.е.. Удельные капиталовложения на 1кВт установленной мощности:

Куд = КТЭЦ / Nуст =897,2 106/1000103 =897,2 у.е./кВт.

3.3 Расчет годовых эксплуатационных издержек

Суммарные годовые издержки рассчитывают по формуле:

И = ИТ + ИА+ ИЗП + ИПР,

где: ИТ - затраты на топливо;

ИА - амортизационные отчисления от основных фондов;

ИЗП - годовой фонд зарплаты, включаемый в себестоимость энергии;

ИПР - затраты на прочие расходы.

3.3.1 Затраты на топливо

ИТ =СТ ВТЭЦ (1+а/100),

где:СТ - стоимость одной тонны условного топлива, у.е./т;

а - норма потерь топлива при транспортировке и хранении, о.е. (для мазута- 0,3);

ИТ =105,23023,61103 1,003= 319,038 млн.у.е./год.

3.3.2 Затраты на амортизацию основных фондов

3.3.3 Заработная плата персоналу ТЭЦ

ИЗП = RЭФСР =2846500 = 1,846 млн.у.е./год,

где: RЭ - численность эксплуатационного персонала;

Ф - среднегодовой фонд заработной платы одного работающего с начислениями на нее.

3.3.4 Прочие расходы

ИПР = ПР/100 (ИА + ИЗП)= 23/100 (108,46+1,846)106 =25,37 млн.у.е./год,

где: ПР - часть общестанционных и других расходов(для ТЭЦ мощностью 1000 МВт 23%).

3.3.5 Суммарные эксплуатационные издержки (без амортизационных отчислений)

ИТЭЦ = ИТ + ИЗП +ИПР=(319,038+1,846+25,37)106=346,254млн.у.е./год.

С учетом амортизационных отчислений

ИТЭЦ =454,714млн.у.е./год

3.3.6 Приведенные затраты

Определим приведенные затраты на проектируемую ТЭЦ:

Зпр = Е КТЭЦ +ИТЭЦ =(0,12897,2 +454,714)106=562,378106 у.е./год,

где: Е=0,12 - нормативный коэффициент эффективности в энергетике.

3.3.7 Доходы

Д=ЭотпСтар.э/э+QотпСтар.тепл=0,885806,941060,0646 +0,8928816,631037,958=593,67млн.у.е./год,

где: Стар=0,0646 у.е./кВтч и Стар.тепл=7,958 у.е./ГДж - предполагаемые стоимости электрической и тепловой энергий на 2012 год.

График строительства станции ТЭЦ-1000МВт показан на рис. 4.1. Расчет капиталовложений для каждого года строительства показан в таблице 4.2, а расчет доходов, эксплуатационных издержек и амортизационных отчислений - в таблице 3.3.

Рис. 3.1 Этапы проектирования и строительства ТЭЦ-1000 МВт

3.5 Калькуляции себестоимости

Калькуляцию себестоимости производим с помощью программы. Для этого определяем недостающие исходные данные:

расходы электроэнерги СН на производство пара:

млн.кВтч;

расходы электроэнергии СН на производство электрической энергии:

36 млн.кВтч;

расходы электроэнерги СН на производство тепла:

66,393 млн.кВтч;

расходы электроэнерги СН на прочие нужды:

млн.кВтч;

расходы электроэнерги СН, всего:

млн.кВтч.

ВИХІДНІ ДАНІ

Найменування показника	Од. виміру	Значення
1. Виробіток електроенергії	млн. кВт.год.	6000
2. Витрата на ВП, усього	_-"-	193,06
у.т.ч. на вир-во пари	_-"-	48,67
на вир-во ел. ен.	_-"-	36
на вир-во тепла	_-"-	66,393
на інші потреби	_-"-	41,997
3. Відпуск електроенергії	_-"-	5806,94
4. Відпуск тепла, усього	тис. ГДж	28816,63
у т.ч. від турбін та РОУ	_-"-	26924,54
від водонагрів. котлів	_-"-	1892,088
5. Капіталовкладення	млн. у.од.	897,2
у т.ч. Будівлі та споруди	_-"-	299
обладнання	_-"-	598,2
7. Норма аморт. відрахувань	%	5	15
8. Доля інших витрат	%	23
9. Чисельність персоналу	чел.	284
10. Фонд зарплати	у.о./чел.	6500
11. Питома витрата умовн. палива на 1 кВт.год в конд. режимі	кг/кВт.год.	0,318
Паливо		Енерг. Котли	Водонагр. котли
Витрата	т у.т./рік	2286,18	74,82
Теплотворна здатність палива	кДж/кг(м3)	34330	37800
Ціна	у.о./т	105,2	125
ККД котлів		0,91	0,9
Втрати палива, %		0
РОЗПОДІЛ ВИТРАТ ПАЛИВА НА ВІДПУСК ЕЛЕКТРОЕНЕРГІЇ ТА ТЕПЛА
Найменування показника	Од. вимір.	Значення
Витрата умов. палива в розд. схемі	т у.п./рік	2978,689345
Економія палива	т у.п./рік	692,5093449
Відн. економія	-	0,232487938
Витрата умовн. палива.:		2286,18
на відпуск електроенергії	т у.п./рік	1464,413014
на відпуск тепла	т у.п./рік	821,7669864
Витрата ел.ен. ВП на:		193,06
відпуск ел. ен.	млн. кВт.год.	94,07676329
відпуск тепла	млн. кВт.год.	98,98323671
Питома витрата умовн. палива на відпуск ел.ен.	кг/кВт.год	0,247956662
Витрата умовного палива:
на відпуск електроенергії	т у.п./рік	1439,869461
на відпуск тепла	т у.п./рік	846,3105394
		2286,18

Определяем КПД брутто и КПД нетто:

КПД брутто = (0,123Wвыр+34,1Qотп)/Ву=

(0,1236000106+34,128816,63103)/ 2361106 =0,729

КПД брутто= (0,123Wотп+34,1Qотп)/Ву=

(0,1235640106+34,128816,63103)/ 2361106=0,71

Заключение

Дипломный проект выполнен в соответствии с заданием и удовлетворяет всем предъявленным к нему требованиям.

Проанализированы два варианта схем подключения блоков к линиям 110 кВ и 330 кВ: один блок по 250 МВт подключен к ОРУ-110кВ и три блока по 250 МВт подключены к ОРУ-330 кВ; два блока по 250 МВт подключены к ОРУ-110кВ и два блока по 250 МВт подключены к ОРУ-330 кВ.

С экономической точки зрения был выбран второй вариант.

Произведен подробный обоснованный выбор теплового и электротехнического оборудования. Выполнен расчет токов КЗ в различных точках электрической схемы ТЭЦ.

В специальной части на основании анализа нормативных материалов был определён перечень диагностических параметров для оценки технического состояния трансформаторных вводов. Была построена база знаний экспертной системы для оценки технического состояния и принятия решений дальнейшей эксплуатации с использованием нечеткой логики.

Выполнен подробный экономический расчет - определены годовые технико-экономические показатели работы ТЭЦ, удельные капиталовложения, себестоимость тепловой и электрической энергии и показатели абсолютной экономической эффективности.

Рассмотрены вопросы охраны труда при эксплуатации трансформаторов собственных нужд 20/6,3 кВ.

В целом, по электротехническим и экономическим показателям проектируемая ТЭЦ соответствует аналогичным, находящихся в эксплуатации в центральных районах Украины.

Список литературы:

1. Рыжкин В.Я. Тепловые электрические станции. - М.: Энергия, 1992.-276с.

2. Арсеньв Г.В., Белоусов В.П., Дранченко А.А. и др. Тепловое оборудование и тепловые сети. - М.: Энергоатомиздат, 1988. - 400 с.

3. Рыжкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций. Учебник для техникумов. - 2-е изд., перераб. - М.: «Энергия», 1980, - 600 с.

4. Электротехнический справочник: Производство и распределение электрической энергии. Под ред. И.Н. Орлова. Изд. 7-е испр. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1988.-880 с.

5. Электрическая часть электрических станций и подстанций. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. Под ред. Б.Н. Неклепаева. Изд.2 -е , перер. М., «Энергия», 1972. - 336 с.

6. Околович М.Н. Проектирование электрических станций: Учебник для вузов. - М.: Энергоатомиздат, 1982. - 400 с.

7. Методические указания к выполнению курсовых и дипломных проектов по электрической части станций и подстанций для студентов элкектроэнергитечских специальностей. 2.1./ Состав. Н.П. Лукаш, А.Г. Филатов. - К.: КПИ, 1995, - 60 с.

8. Инструкция по эксплуатации элегазовых выключателей.

9. Инструкция по эксплуатации вакуумных выключателей.

10. Тибилашвили Д.А. Исследование и разработка надежных схем защиты от перенапряжений в сетях средних классов напряжения нефтяной промышленности западной Сибири: Дис.... канд.тех.наук. /Ленингр. Гос. Техн. Ун. Санкт- Петербург, 1991.

11. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей. Издание 15-е, Москва, 1996 г.

12. Отраслевые руководящие документы. Определение эффективности капитальных вложений в энергетику. /Методика. Общие методические положения

13. Ткачук К.Н., Иванчук Д.Ф., Сабарно Р.В., Степанов А.Г. Справочник по охране труда на промышленных предприятиях. -К.: Техника, 1999.-289с.

14. ПУЭ-М.: Энергоатомиздат, 1986.

15. Нормы испытания электрооборудования, “ГКД 34.20.302-2002”

Размещено на Allbest.ru