мощность 40 Вт;

напряжение 103 В;

ток 0,43 А.

Световой поток после 100 часов горения, лк:

номинальный 2340;

минимальный 2105;

расчётный 2225.



Рисунок 3.4.2 - Схема расположения светильников

3.4.3 Заземление ОРУ 110 кВ

Для обеспечения безопасности проведения работ по ремонту и техническому обслуживанию ОРУ 110 кВ предусматриваются:

ограждения токоведущих частей;

необходимые изоляционные расстояния между токоведущими частями и отдельными присоединениями;

проходы, проезды;

система молниезащиты в виде молниеотводов;

электромагнитные и механические блокировки, исключающие ошибки при операциях персонала во время оперативных переключений;

защитное заземляющее устройство;

дистанционное управление выключателями;

системы контроля и автоматики режимов работ;

стационарные заземляющие ножи с дистанционным управлением и системой блокировок;

рабочее и аварийное освещение;

защита от коротких замыканий.

Для снижения уровня электрического поля в ОРУ 110 кВ предусматриваются следующие стационарные средства защиты:

вертикальные экраны, устанавливаемые между двумя выключателями соседних ячеек.

Для предотвращения несанкционированного доступа на территорию ОРУ людей, животных, которые могут создать аварийную ситуацию с угрозой для своей жизни и жизнедеятельности персонала на ОРУ выполняются следующие охранные мероприятия:

сетчатое ограждение высотой два метра по периметру;

предупреждающие плакаты.

Заземляющие устройства должны удовлетворять требованиям обеспечения безопасности людей и защиты электроустановок, а также обеспечения эксплуатационных режимов работы.

Исходные данные:

Площадь ОРУ-110 кВ: 5032 м;

Грунт в месте сооружения ГПП: суглинки;

Климатическая зона: II;

Время действия релейной защиты: tрз = 0,12 с;

Полное время отключения выключателя: tо.в. = 0,06 с;

Наибольший ток замыкания на землю: Iкз = 8,094 кА;

Имеется естественный заземлитель: система тросс-опора с сопротивлением заземления 2 Ом (данные проведенных замеров).

Расчет производим по методике [26].

Со стороны 110 кВ в соответствии с ПУЭ требуется сопротивление заземления 0,5 Ом.

Поскольку сопротивление естественного заземлителя = 2 Ом больше необходимого сопротивления заземляющего устройства Rзм0,5 Ом, значит необходимо сооружение искусственного заземлителя.

Сопротивление естественного заземлителя:

.

Рекомендуемое для расчетов сопротивление грунта в месте заложения заземлителей (суглинки) по [26, табл. 12.1] составляет

= 100 Омм.

Повышающие коэффициенты для климатической зоны II по [26, табл.12.2] принимаем равным: 3,5 для горизонтальных электродов длиной 4,3 м при глубине заложения их вершин 0,7 м. и 1,5 для вертикальных электродов.

Расчетные удельные сопротивления:

для горизонтальных электродов:

для вертикальных электродов:

Определяем сопротивление растеканию одного вертикального электрода - трубы диаметром 20 мм и длиной 4,3 м при погружении его под землю на 0,7 м:

где: l - длина электрода, м;

d - диаметр электрода, м;

t - глубина заложения (расстояние от поверхности земли до середины электрода), м.

Определяем примерное количество вертикальных заземлителей при предварительно принятом коэффициенте их использования Ки.в.э=0,8:

Определяем сопротивление растеканию одного горизонтального электрода - полоса 404 мм, приваренных верхним концам вертикальных электродов:

где ln - периметр ОРУ-110 кВ, м;

b - ширина полосы, м;

t - глубина заложения, м.

Находим действительное сопротивление растеканию горизонтальных электродов с учетом коэффициента использования (Ки.г.э=0,235).

Уточняем сопротивление вертикальных электродов:

Уточненное число вертикальных электродов (при Ки.в.э=0,56, по [26, табл. 12.4]):

Окончательно принимаем к установке 94 электродов. Дополнительно к контуру на территории станции устанавливаем сетку из продольных полос, расположенных на расстоянии 0,8-1 м от оборудования, с поперечными связями через каждые 5 м. Дополнительно для выравнивания потенциалов у входов и подъездов, а также по краям контура прокладываем углубленные полосы. Эти неучтенные электроды лишь уменьшают общее сопротивление заземляющего устройства.

Сопротивление искусственного заземлителя:



где в = 0,23 - коэффициент использования вертикальных электродов [26, табл.3.3];

г = 0,35 - коэффициент использования горизонтальных электродов [26, табл.3.3].

Общее сопротивление заземлителя ОРУ:

Общее сопротивление заземляющего устройства ОРУ 110 кВ не превышает нормируемого значения.

Рисунок 3.4.1 - Схема заземляющего устройства

3.5 Меры пожарной безопасности при проведении огневых работ на объектах станции и при пожаре

Руководителем тушения пожара на энергообъекте до прибытия первого пожарного подразделения является старший смены (начальник смены, дежурный инженер станции) или руководитель энергообъекта.

По прибытии первого пожарного подразделения старший смены (руководитель энергообъекта) должен информировать о принятых мерах по тушению пожара старшего командира пожарного подразделения и передать ему руководство тушением пожара выдачей письменного допуска.

Если горящая электроустановка не отключена и находится под напряжением, то тушение её представляет опасность поражения электрическим током. Как правило, тушить ручными средствами пожар электрооборудования следует при снятом с него напряжении. Если почему-либо снять напряжение невозможно, то допускается тушение установки, находящейся под напряжением, но с соблюдением особых мер электробезопасности, которые предусмотрены Инструкцией по тушению пожаров в электроустановках электростанций и подстанций.

Тушение пожаров ручными средствами в сильно задымленных помещениях энергообъектов с проникновением в них без снятия напряжения не допускается.

При пожаре трансформатора он должен быть отключён со всех сторон, после чего немедленно следует приступать к тушению воздушно-механической пеной, распылённой водой или огнетушителями. Горящее масло не следует тушить компактной водяной струёй во избежание увеличения площади пожара. При тушении трансформатора, установленного в камере, необходимо предупредить распространение пожара через вентиляционные и другие каналы.

При загорании кабелей, расположенных в туннелях, каналах и других помещениях, при наличии стационарной установки пожаротушения необходимо её включить в работу. При тушении горящих кабелей напряжением выше 1 кВ в кабельном туннеле работающий с пожарным стволом должен направлять струю воды через дверной проём или люк, не заходя в отсек с горящими кабелями. Одновременно необходимо принять меры к скорейшему снятию напряжения.

На каждом предприятии должен производиться противопожарный инструктаж вновь принимаемых на работу, который проводит начальник местной пожарной охраны или инструктор по пожарной профилактике. На объектах, не имеющих специальной пожарной охраны первичный инструктаж проводит инженерно-технический работник, хорошо знакомый с вопросами пожарной безопасности.

Перед производством огневых работ на ёмкостях или внутри их и на трубопроводах, в которых находились легковоспламеняемые и горючие материалы, они должны отключаться от всех коммуникаций и выполняться следующие мероприятия:

закрываться ближайшие задвижки и вывешиваться плакаты;

удаляться остатки, находящихся в них веществ;

организовывать пропарку и промывку пожаробезопасными растворами.

При проведении огневых работ запрещается:

приступать к работе при неисправной аппаратуре;

производить работы ближе 5 м от и на свежеокрашенных конструкциях до полного высыхания краски;

начинать работы при неизолированных соединениях сварочных проводов;

пользоваться одеждой и рукавицами со следами масел, жиров и других горючих жидкостей.

При авариях сварочные и другие огневые работы проводятся без выдачи наряда, но под непосредственным наблюдением начальника цеха или по его указанию другим ответственным лицом данного цеха.

В связи с установкой на территории станции маломасляных выключателей, а также наличия пожароопасных помещений предусматривается комплекс противопожарных мероприятий и пожарной защиты [23].

3.6 Защита населения и территории в чрезвычайных ситуациях

Современное ракетно-ядерное оружие обладает огромной разрушительной силой. Под ударами могут оказаться не только вооруженные силы, военные объекты, но и административно-политические центры, промышленные предприятия, объекты энергетики, крупные узлы коммуникаций. Обеспечение устойчивости работы объектов народного хозяйства страны в военное время составляет одну из главных задач гражданской обороны. Электроэнергетика является важнейшей отраслью промышленности, определяющей технический уровень народного хозяйства.

Обеспечение надёжной защиты рабочих и служащих станции достигается тремя основными способами: укрытием рабочих и служащих объектов энергетики, продолжающих работу в военное время, в защитных сооружениях гражданской обороны; рассредоточением рабочих, служащих и эвакуацией членов их семей; использованием средств индивидуальной защиты.

Защита основных производственных фондов станции достигается следующими способами:

- повышением в определённой степени сопротивляемости зданий, сооружений воздействию ударной волны, световому излучению;

- укрытием наиболее уязвимого оборудования в пассивных кранах, в защитных устройствах;

- частичным изменением технологии производства тепловой и электрической энергии;

- вывозом в безопасные районы излишков взрыво- и пожароопасных веществ.

Рассмотрим некоторые способы и мероприятия, повышающие устойчивость работы объектов энергетики, осуществляемые в мирное время, в период угрозы и при внезапном нападении противника.

Защита наиболее уязвимых элементов оборудования может быть выполнена следующими способами: подвеской над ними металлических сетей к фермам кровли для защиты от падающих элементов повреждённой кровли; установкой платформ мостовых кранов, защищающих уязвимое оборудование и повышающих пространственную жёсткость здания, цеха; установкой защитных устройств (зонтов, камер, шатров и других).

Повышение устойчивости гидроизоляции кровли к воздействию светового излучения можно выполнить побелкой известковой эмульсией. Придание тёмной кровле светлого тона повысит её устойчивость к воздействию светового излучения не менее чем в 1,5…2 раза, что исключит воспламенение рубероида, толи при световом импульсе 670 кДж/м2, соответствующем примерно избыточному давлению во фронте ударной волны 20 кПа.

Придание светлого тона резервуарам с мазутом, трансформаторным маслом, бакам трансформаторов, масляным выключателям повысит их устойчивость к воздействию светового излучения.

Повысить устойчивость кровли зданий к воздействию светового излучения можно установкой перфорированных труб для орошения гидроизоляции тёплой водой, поступающей от системы автоматического пожаротушения, срабатывающей по тепловому излучению ядерного взрыва.

Оперативно диспетчерский персонал в военное время должен в сложной обстановке массовых аварий принимать быстрые решения по ускоренной подаче электрической энергии потребителям первой категории, восстановлению нормального функционирования объектов. Он должен детально знать схемы связей, электроснабжения, способы создания временных схем.

Наиболее трудоёмкие работы, требующие больших материальных и финансовых затрат (строительство убежищ, противорадиационных укрытий, замена сгораемой кровли на несгораемую, заглубление в землю резервуаров с мазутом, маслом, ёмкостей с сильнодействующими ядовитыми веществами и другие) выполняются в мирное время строительными, монтажными организациями при расширении, реконструкции объекта.

Электромагнитный импульс ядерного взрыва как поражающий фактор способен распространяться на десятки и сотни километров по линиям электропередачи, связи, трубопроводам. Он может оказывать воздействие на объекты энергетики там, где ударная волна, световое излучение, проникающая радиация теряет своё значение как поражающие факторы.

На станции создана группа штаба гражданской обороны, в которую входят начальники служб оповещения и связи, противорадиационной и противохимической защиты, убежищ и укрытий, медицинская, охраны общественного порядка [23].

3.7 Выводы

В данном разделе дипломного проекта выявлены вредные производственные факторы: акустическое воздействие (шум, инфразвук), влияние на линии связи (электромагнитное излучение, помехи теле- и радиосвязи), влияние на флору и фауну, наличие высокого напряжения, электромагнитные поля большой напряженности. Проанализированы факторы воздействия на окружающую среду, по результатам анализа приняты решения по обеспечению безопасности труда.

Рассмотрен вопрос обеспечения микроклимата на рабочем месте диспетчера станции. В результате расчётов установлено, что необходима установка кондиционеров на месте работы диспетчера. Рассчитано искусственного освещения помещения ГЩУ станции. Выполнен расчет заземления ОРУ - 110 кВ.

Предложены технические меры пожарной безопасности при проведении огневых работ на объектах станции и при пожаре; описана защита населения и территории в чрезвычайных ситуациях.

Глава четвёртая. РАЗРАБОТКА ВОПРОСОВ ЭКОНОМИКИ И ОРГАНИЗАЦИИ ПРОИЗВОДСТВА

4.1 Капиталовложения

При проведении расчётов капиталовложений используем расчётные стоимости, включающие стоимость основного и вспомогательного оборудования, затраты на строительство и монтаж.

Расчет капиталовложений, необходимых для реализации рекомендуемой схемы присоединения ветроэлектростанции к энергосистеме, производится по ”Основным базовым технико-экономическим показателям ВЛ и ПС 35 - 1150 кВ”.

Для схемы станции из справочных источников принимаем стоимостные показатели и заносим в таблицу. Указанные показатели включают стоимость выключателей и разъединителей, трансформаторов тока и напряжения, разрядников и аппаратуры цепей управления, сигнализации и релейной защиты, контрольные кабели, ошиновку, металлоконструкции, связанные с их установкой, строительно-монтажные работы. Для определения полной стоимости ОРУ, стоимость одной ячейки умножается на количество ячеек на ОРУ. Стоимостные показатели ОРУ-110 кВ соответствуют стоимости одной ячейки для схемы со сборными шинами и обходной системой шин.

Таблица 4.1.1 - Расчёт капиталовложений в подстанцию 110/6 кВ

№ п/п	Составляющие затрат	Единицы измерения	Коли-чество	Стоимость тыс. руб
				единиц	всего
1 2 3 4 5	ОРУ-110 кВ Трансформаторы Т1, Т2 ОРУ-6 кВ Постоянная часть затрат Общесетевые расходы	яч. шт. яч. - -	7 2 22 1 7	1800 1800 546 1680 1800	12600 3600 12012 1800 1221
Итого				31233

В объем капитальных вложений входит стоимость:

проектирования и подготовки площадки;

зданий и сооружений, включая устройства отопления, освещения, вентиляции, водопровода, канализации;

энергетического оборудования;

контрольно-измерительных приборов.

Укрупненные показатели стоимости электрооборудования и строительно-монтажных работ по электрической части ВЭС (исключая стоимость ветроагрегатов и сетевого строительства) приведены в таблице 4.1.2.

Проектная цена для агрегата «Радуга 1» - 265 миллионов рублей.

Приведенные в таблице 4.1.2 расчеты капиталовложений не заменяют собой смет, которые должны составляться на дальнейших стадиях проектирования, и дают только предварительную оценку стоимости, для варианта размещения ВЭС.

Капитальные вложения в станцию складываются из стоимости распределительных устройств всех уровней напряжений, силовых трансформаторов, постоянной части затрат.

Капиталовложения даны для площадки размещения ВЭС и учитывают стоимость электросетевых обьектов до шин 6 кВ электростанции.

Таблица 4.1.2 - Расчёт капиталовложений ВЭС

Наименование	Стоимость, тыс. руб.
	Оборудования	СМР	Полная
1. ВЛ 110 кВ одноцепная,с проводами АС - 120, на ж.б. опорах (5 км) 2. ВЛ 110 кВ одноцепная,с проводами АС - 120, на ж.б. опорах (7 км) Линии силовых и контрольных кабелей 4. Подстанция 110/6 кВ 5. Телемеханизация 6. Связь 7. Дизельная электростанция 2100 кВт	4475 5425 2500 18425 1250 1000 700	1750 2450 14250 17750 150 100 350	6225 7875 16750 36175 1400 1100 1050
Итого:	33775	36800	70575
Непредвиденные затраты (10%)			7057,5
Всего:			77632,5

4.2 Технико-экономические показатели

Технико-экономические показатели ВЭС представлены в таблице 4.2.2.

Таблица 4.2.2 - Технико-экономические показатели ВЭС

Наименование	Ед.изм.	Значение
Установленная мощность Годовая выработка электроэнергии (средняя многолетняя) Число часов использования Общая площадь Отчуждаемая площадь Съём мощности с общей площади Сметная стоимость строительства объекты производственного назначения жилищно-гражданское строительство Годовая продукция в отпускных ценах Издержки производства в год Себестоимость электроэнергии Годовая экономия условного топлива Удельные капиталовложения на 1 кВт установленной мощности на 1 кВт.ч среднемноголетней выработки электроэнергии	МВТ млн.кВт.ч час га га кВт/км млн.руб. млн.руб. млн.руб. млн.руб. млн.руб. коп/кВт.ч тонн руб/кВт коп/кВт.ч	22 52,9 2406 105 6,29 20950 10376,8 10339,8 37 77,6 4,66 8,8 17457 3528,75 146,66

4.3 Энергетические показатели

4.3.1 Методика расчета

Возможная выработка электроэнергии определена на основе интегральной кривой распределения скорости ветра, пересчитанной на высоту 36 метров и мощностной характеристики ветроэнергетической установки ”Радуга 1” (рисунок 4.3.1).

Рисунок 4.3.1 - Мощностная характеристика ВЭУ

По кривой распределения скорости ветра построены кривые распределения мощности (суточные, сезонные, годовые) для каждого значения скорости ветра по характеристикам (рисунок 4.3.2, рисунок 4.3.3, рисунок 4.3.4, рисунок 4.3.5, рисунок 4.3.6, рисунок 4.3.7). Выработка может быть определена по формуле:

где N(V) - мощность ВЭУ в функции скорости ветра;

t(V) - повторяемость скорости ветра в часах за сутки (месяц, сезон, год).

Практически это сводится к определению площади фигуры (рисунки 4.3.2 - 4.3.7), ограниченной кривой распределения мощности и осями ординат (площадь АВСД).

4.3.2 Годовая выработка электроэнергии

Количество часов (Т, ч) энергетического ветра соответствующей мощности и годовая выработка электроэнергии (Э, кВт.ч.) приводится в таблице 4.3.2.

Таблица 4.3.2 - Расчет выработки электроэнергии по кривой распределения мощности

Т,ч	Р,кВт	Э,кВт.ч.
6224 4997 4076 3419 2980 2717 2411 2191 1972 1753 1553	30 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000	392735 453650 374750 319950 284850 256400 230100 208150 186250 166550 2830870
		62279140

Общая выработка ВЭС, состоящая из 22-х агрегатов мощностью 1000 кВт каждый составит:

Э=62279140 кВт.ч.

Приведенное значение выработки должно быть снижено с учетом следующих факторов (потери в %):

потери из-за неполного использования розы ветров (5%);

потребление на собственные нужды (5%);

потери из-за технических простоев (5%).

Всего потерь - 15%.

С учетом этих потерь реальная выработка ВЭС составит:

ЭВЭС=62279140 - 9341871 = 52937269 кВт.ч.

При установленной мощности 22000 кВт число часов использования установленной мощности составит:

Рисунок 4.3.2 - Кривая распределения мощности (годовая выработка)

4.3.3 Сезонная выработка электроэнергии

Количество часов (Т, ч) энергетического ветра соответствующей мощности и по сезонам выработка электроэнергии (Э, кВт.ч.) приводится в таблице 4.3.3.

Таблица 4.3.3 - Количество часов энергетического ветра и выработка электроэнергии по сезонам

Сезон	Т, ч	Э на 1 агрегат кВт.ч.	ЭВЭС кВт.ч.	Э с учетом потерь , кВт.ч.
Зима Весна Лето Осень	1620 1620 1501 1441	749151 821145 596542 664033	16481322 18065190 13123924 14608726	14009124 15355411 11155335 12417417

Сезоны года взяты следующим образом:

зима - декабрь-февраль;

весна - март-май;

лето - июнь-август;

осень - сентябрь-ноябрь.

Из таблицы 4.3.3 видно, что наибольшая выработка электроэнергии приходится на весну и составляет 29% от общей годовой выработки, а наименьшая - летом составляет 21%.



Рисунок 4.3.3 - Кривая распределения мощности (сезонная выработка, зима)



Рисунок 4.3.4 - Кривая распределения мощности (сезонная выработка, весна)



Рисунок 4.3.5 - Кривая распределения мощности (сезонная выработка, лето)



Рисунок 4.3.6 - Кривая распределения мощности (сезонная выработка, осень)

4.3.4 Месячная выработка электроэнергии

Количество часов (Т, ч) энергетического ветра и выработка электроэнергии (Э, кВт.ч.) по месяцам приводятся в таблице 4.3.4.

Анализ данных таблиц 4.3.3 и 4.3.4 показывает, что выработка электроэнергии не зависит от количества часов энергетического ветра, а зависит от повторяемости более высоких скоростей ветра в долях от времени периода (сутки, месяц, сезон, год).

Таблица 4.3.4 - Количество часов энергетического ветра и выработка электроэнергии по месяцам

Месяц	Т, ч	Э на 1 агрегат кВт.ч.	ЭВЭС кВт.ч.
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12	556 519 550 538 518 490 521 498 439 482 531 564	217946 216962 225400 233966 210360 184038 178844 159304 152908 183415 225700 217396	4794812 4773164 4958800 5147252 4627920 4048836 3934568 3504688 3363976 4035130 4965400 4782712
Год	6206	2406240	52937258

4.3.5 Суточная выработка электроэнергии

Изменение скорости ветра в течение суток представляет значительный интерес с точки зрения использования ветра в энергетике.

Судя по среднемесячной и годовой скорости ветра в различные часы суток, в суточном разрезе характерно увеличение выработки электроэнергии в дневное время и превышает ночное - в 1,4 раза. Суточные колебания выработки электроэнергии более резко выражены в теплый период и меньше в зимний.

На рисунке 4.3.7 показан график распределения мощности (суточная выработка). Количество часов энергетического ветра составляет 16,8 часов, а число часов использования установленной мощности - 7,5 часов.



Рисунок 4.3.7 - Кривая распределения мощности (суточная выработка)

4.3.6 Выработка электроэнергии по направлениям

Количество часов (Т, ч) энергетического ветра соответствующей мощности и по сезонам выработка электроэнергии (Э, кВт.ч.) представлены в таблице 4.3.6.

Таблица 4.3.6 - Количество часов энергетического ветра и выработка электроэнергии по направлениям

Направление	Т, ч	Э на 1 агрегат кВт.ч.	ЭВЭС кВт.ч.
С СВ В ЮВ Ю ЮЗ З СЗ	438 964 1499 789 272 429 1096 719	169932 373850 581168 305878 105358 166534 424830 278689	3738504 8224700 12785696 6729316 2317876 3663748 9346260 6131158
Всего:	6206	2406240	52937258

Сравнительный анализ таблицы 4.3.6 показывает, что максимум выработки электроэнергии приходится на восточное и западное направления, а минимум на южное направление ветра.

На рисунке 4.3.8 показана энергетическая роза, где хорошо виден вклад ветров по направлениям: восточного (24,1%), западного (17,6%), северо-восточного (15,5%) в годовое количество выработки электроэнергии.

Рисунок 4.3.8 - Годовая энергетическая роза ветров

4.4 Экономические показатели

В энергетике принято вести расчеты экономической эффективности двумя методами.

Основной метод - сравнение рассматриваемой электростанции с альтернативной тепловой, имеющей ту же энергоотдачу. Если капиталовложения рассматриваемой электростанции больше, чем альтернативной, а ежегодные издержки меньше, то можно определить срок окупаемости дополнительных капвложений в рассматриваемую станцию. Если этот срок окупаемости меньше нормативного - 12,5 лет, то станция признается эффективной.

Метод абсолютной экономической эффективности заключается в определении отношения ежегодной прибыли к капиталовложениям, т.е. к определению коэффициента рентабельности. Прибыль определяется как разность дохода, исчисленного по тарифам, и ежегодных издержек.

Если полученный коэффициент выше нормативного 0,12 или, хотя бы, выше установившегося в системе - рассматриваемая станция признается экономически эффективной.

Ввиду высокой стоимости оборудования показатели ВЭС таковы, что ежегодные издержки больше издержек альтернативной ТЭС, доход меньше ежегодных издержек. Поэтому расчеты изложенными методами заведомо показывают нерентабельность ВЭС. Это относится не только к Калмыцкой ВЭС, но и к любым другим станциям, работающих в крупных энергосистемах.

Для объективной оценки экономики ВЭС целесообразно определить себестоимость вырабатываемой ВЭС энергии. Она определяется:

Ежегодные издержки ИВЭС складываются из двух величин

где ИаВЭС - амортизационные отчисления на реновацию и капремонты,

ИэВЭС - эксплуатационные расходы (зарплата, текущий ремонт, материалы).

В предварительных расчетах ежегодные издержки принимают обычно определенным процентом от капвложений.

Стоимость оборудования ВЭС составляет около 65% капвложений, поэтому определяющей составляющей издержек будут амортизационные отчисления. Принимая отчисления на ВЭУ в размере 5% и по аналогии с другими ВЭС для ВЭС в целом можно принять ИВЭС в размере 6% от капвложений КВЭС. Такой процент рекомендуется также отделом экономики и перспективы энергетики объединения “Гидропроект”.

Важным показателем, используемым для сравнения различных станций, является удельная стоимость установленного киловатта.

Энергетическую эффективность удобно оценивать числом часов использования установленной мощности:

Принимая также

где Р - процент, определяющий издержки

Получим

Подсчет себестоимости электроэнергии ВЭС представлен в таблице 4.4, из которой видно, что ее значение составляет в среднем 146,66 коп/кВт.ч.

Таблица 4.4 - Расчет экономических показателей ВЭС

Наименование	Ед. изм.	Значение
установленная мощность выработка энергии число часов использования капиталовложения удельные капиталовложения ежегодные издержки себестоимость электроэнергии	КВт млн.кВт.ч час тыс.руб. руб/кВт млн.руб коп/кВт.ч	22000 52,9 2406 77632,5 3528,75 4,66 8,8

Для Калмэнерго вводится двухставочный тариф: 60 руб. за 1 кВт нагрузки и 3,0 коп. за 1 кВт.ч энергии.

Оценивая мощностной эффект ВЭС необходимо считаться с тем, что мощность эта всецело зависит от ветрового режима и в отдельные отрезки времени может вообще отсутствовать. Поэтому мощность эту нельзя рассматривать, как вытесняющую. Однако, при незначительной доли ВЭС в энергосистеме ее мощность не обязательно следует дублировать другими генерирующими мощностями, так как при простоях ВЭС ее мощность можно скомпенсировать частью резерва энергосистемы.

Доля мощности ВЭС, которую можно считать вытесняющей должна определяться расчетами по реальным графикам нагрузи. С учетом рекомендаций Гидропроекта в первом приближении ее можно принять равной половине мощности ВЭС. С учетом этого можно вычислить приведенный к киловатт-часу тариф:

где ТN - тариф по мощности, руб/кВт;

ТЭ - тариф по выработке, коп/кВт.ч

Результат подсчета означает, что разность между себестоимостью и тарифом: 8,8 - 4,25 = 4,55 коп/кВт.ч, и составляет 51%. Эта доля себестоимости должна быть покрыта либо за счет государственной дотации (что практикуется во всех западных странах, развивающих ветроэнергетику), либо за счет увеличения тарифа в энергосистеме.

На рисунке 4.4 представлена номограмма, по которой определяется себестоимость энергии ВЭС в зависимости от принятого для исчисления издержек процента и отношения kВЭС /Тисп. Более подробный анализ составляющих элементов издержек, которые может выполнить энергосистема, позволит уточнить с помощью номограммы значение себестоимости.

Приведенные расчеты не являются основой для выводов по нецелесообразности ВЭС. Во-первых, при организации серийного производства ВЭУ общая стоимость ВЭС снизится (но не более, чем вдвое). Во-вторых, существующие методики базируются на недостаточно научно-обоснованных значениях таких величин, как стоимость топлива, тарифной электроэнергии, нормативный срок окупаемости и коэффициент эффективности, процент амортизационных отчислений - эти значения даются директивно.

И наконец - полностью отсутствует методика, которая позволила бы оценить принципиальную разницу между сжиганием органического топлива с отсутствующим загрязнением окружающей среды и использованием возобновляемого, экологически чистого источника энергии.

Введение оплаты за вредные выбросы ТЭС чрезвычайно малы и их учет мало влияет на экономику. Такое положение тормозит развитие не только ветроэнергетики, но и других возобновляемых источников энергии.



Рисунок 4.4 - Номограмма для определения себестоимости энергии ВЭС

4.5 Организация производства

Ветроэлектростанция, относящаяся к объектам малой энергетики, является первым генерирующим источником в Калмыцкой энергосистеме. Она должна находиться в административно-хозяйственном подчинении ПО Калмэнерго и в оперативном управлении ЦЭС ПЭО Калмэнерго.

Техническое обслуживание, плановые капитальные и текущие ремонты основного оборудования целесообразно выполнять с помощью заводов изготовителей - сервисным методом. Функции планирования, нормирования, снабжения, оплаты труда, бухгалтерского учета и отчетности должны выполняться централизованно.

В составе ВЭС входят следующие подразделения:

управление - 5 человек;

группа оперативного персонала - 7 человек;

ремонтная группа - 6 человек;

группа административно-хозяйственного обслуживания - 10 человек;

среднегодовая численность привлекаемого для выполнения ремонтных работ персонала - 5 человек.

Предусматриваются следующие виды технического обслуживания и ремонта ВЭУ:

регламентированное техническое обслуживание ТО-1 и ТО-2;

текущий ремонт;

капитальный ремонт.

Реальные трудоемкости их выполнения и межремонтные сроки

определяются на основании опытной эксплуатации ветроустановок.

Персонал, состоящий в штате ВЭС, а так же привлекаемый для выполнения сервисного обслуживания, размещается в административном корпусе на РЭБ-Н Калмэнерго, откуда выезжает на ВЭС для выполнения необходимых работ.

4.6 Экономическая эффективность ВЭС

Экономическая эффективность ВЭС определяется сопротивлением затрат: капиталовложений и ежегодных издержек с доходом от отпуска выработанной энергии.

При выполнении энергоэкономических расчетов методом сравнительной экономической эффективности выясняется, что ежегодные издержки ВЭС превышают издержки альтернативной ТЭС, а при подсчете рентабельности эти издержки превышают доход, исчисляемый по действующим тарифам. Это объясняется высокой стоимостью оборудования и, соответственно, высокими издержками, которые определяются, в основном, амортизационными отчислениями и приняты в размере 5,8% от капвложений. При среднегодовой выработке ВЭС 52,9 млн. кВт ч (с учетом потерь), мощности 22 мВт, стоимости строительства ВЭС 601,5 млн. руб. показатели ВЭС:

- число часов использования установленной мощности - 2406 ч;

- удельные капвложения - 3528,75 руб /кВт;

- себестоимость электроэнергии - 8,8 коп /кВт.ч;

- годовая экономия условного топлива - 17457 т.

Для обеспечения безубыточной работы ВЭС потребуется дотация порядка 10% себестоимости.

Основное направление повышения рентабельности ВЭС - снижение стоимости оборудования. Резервы по сокращению других затрат на строительство сравнительно невелики.

Необходима разработка методики определения экономической эффективности ВЭС, учитывающая экологическую чистоту энергии и возобновляемость энергетического ресурса.

4.7 Выводы

В п. 4.1 определены капиталовложения для сооружения ВЭС. Капитальные вложения в станцию составили 77632,5 тыс. рублей. Расчёт затрат производился по основным статьям калькуляции для станции.

В п. 4.2 представлены технико-экономические показатели станции.

В п. 4.3 расчитаны энергетические показатели ВЭУ и ВЭС в целом. Определена годовая выработка электроэнергии ВЭС, которая составила Э=62279140 кВт.ч, Определена выработка электроэнергии для каждого времени года: зима - Э=16481322 кВт.ч; весна - Э=18065190 кВт.ч; лето - Э=13123924 кВт.ч и осень - Э=14608726 кВт.ч. Выработка электроэнергии в течение 12 месяцев составила - Э=52937258 кВт.ч. Суточная выработка составила - Э=7460 кВт.ч. Наибольшая выработка электроэнергии приходится на весну и составляет около 29% от общей годовой выработки, а наименьшая - летом и составляет 27%.

Также определена выработка электроэнергии по направлениям анализ которой показал, максимум выработки электроэнергии приходится на западное и восточное направление, а минимум на южное и северное направления. Общая выработка электроэнергии на площадке ВЭС составит:

на восточное направление - 12,8 млн. кВт час (24,15%);

на южное направление - 2,3 млн. кВт час (4,38%);

на западное направление - 9,3 млн. кВт час (17,65%);

на северное направление - 3,7 млн. кВт час (7,06%)

Выработка электроэнергии на основе интегральной кривой распределения скорости ветра на высоте 36 метров и мощностной характеристики ветроэнергетической установки “Радуга 1”.

Общая выработка электроэнергии ВЭС и с учетом потерь (15%) составит в год около 52937 тысяч кВт ч. При установленной мощности 22 МВт число часов использования установленной мощности составит около 2406 часов.

Для расчета среднесезонной выработки электроэнергии применялись данные повторяемости скорости ветра как среднеарифметические из среднемесячных значений за многолетний период.

В п. 4.4. расчитаны экономические показатели ВЭС. Приведённые в разделе «Экономические показатели» расчеты свидетельствуют не столько о нерентабельности ВЭС, сколько о непригодности действующих методик для оценки эффективности возобновляемых источников энергии. Эти методики базируются на экономически необоснованных ценах на топливо, тарифах на электроэнергию, директивно установленных сроках окупаемости и никак не учитывают ущерб, наносимый альтернативными ТЭС окружающей среде. Впредь до выработки таких методик необходима государственная программа субсидий и льгот для ветроэнергетики. Энергосистемы должны своевременно выступить с соответствующей инициативой, иначе убыточность первых ВЭС может затормозить дальнейшее развитие ветроэнергетики.

В результате технико-экономического расчёта выявлено, что себестоимость трансформации электроэнергии 1 кВтч равна 8,8 коп/кВтч.

В п. 4.5 описан штат предприятия.

В п. 4.6 определена экономическая эффективность ВЭС.

Заключение

Дипломный проект состоит из четырёх частей.

В общей части дипломного проекта разработано расширение электрической части ветровой электростанции ВЭС - 22 МВт. Произведён выбор силового оборудования и выбор главной схемы электрических соединений. Расчёт токов короткого замыкания, на основании которого произведён выбор коммутационных аппаратов и токоведущих частей показал, что расхождение расчётов ручного расчёта и расчёта токов КЗ на ЭВМ в схеме ВЭС составило 1 %, что связано неточностью вычисления. Токи КЗ на шинах 110 кВ составили I(3) = 8,094 кА и I(1) = 4,882 кА. Токи КЗ на выводах генератора составили I(3) = 20,036 кА и I(2) = 17,352 кА. Большими получились токи трёхфазного КЗ, по которым проверялись аппараты и токоведущие части.

Рассчитана релейная защита силового трансформатора.

В специальной части рассмотрены технические мероприятия по эксплуатации вакуумных выключателей. Произведён выбор вакуумных выключателей и ограничителей перенапряжения в цепи 6 кВ. Произведён анализ эффективности использования вакуумного выключателя, определены его достоинства и недостатки. Выбран выключатель типа ВБЭК1- 6 -20/1600УХЛ2. Проанализированы коммутационные перенапряжения и защита от них. Рассмотрено как ведёт себя выключатель при потере вакуума. Для камер с числом коммутаций, близким к коммутационному ресурсу, наблюдается значительное увеличение отказов из-за возникновения дефектов в сильфоне. Это связано с усталостными явлениями и необратимыми процессами в материале. Произведён выбор ограничителей перенапряжения. Выбран ОПН - РС.

В главе “Разработка вопросов обеспечения безопасности жизнедеятельности” выявлены вредные производственные факторы: акустическое воздействие (шум, инфразвук), влияние на линии связи (электромагнитное излучение, помехи теле- и радиосвязи), влияние на флору и фауну, наличие высокого напряжения, электромагнитные поля большой напряженности. Проанализированы факторы воздействия на окружающую среду, по результатам анализа приняты решения по обеспечению безопасности труда. Рассмотрен вопрос обеспечения микроклимата на рабочем месте диспетчера станции. В результате расчётов установлено, что необходима установка кондиционеров на месте работы диспетчера. Рассчитано искусственного освещения помещения ГЩУ станции. Выполнен расчет заземления ОРУ - 110 кВ. Предложены технические меры пожарной безопасности при проведении огневых работ на объектах станции и при пожаре; описана защита населения и территории в чрезвычайных ситуациях.

В главе “Экономика и организация производства” определены капиталовложения для сооружения ВЭС, которые составили 77632,5 тыс. рублей. Представлены технико-экономические показатели станции. Рассчитаны энергетические показатели ВЭУ и ВЭС в целом. Определена годовая выработка электроэнергии ВЭС. Выработка электроэнергии на основе интегральной кривой распределения скорости ветра на высоте 36 метров и мощностной характеристики ветроэнергетической установки “Радуга 1”. Общая выработка электроэнергии ВЭС и с учетом потерь (15%) составит в год около 52937 тысяч кВт ч. При установленной мощности 22 МВт число часов использования установленной мощности составит около 2406 часов. Рассчитаны экономические показатели ВЭС. В результате технико-экономического расчёта выявлено, что себестоимость трансформации электроэнергии 1 кВтч равна 8,8 коп/кВтч.. Описаны штат предприятия и экономическая эффективность ВЭС.

Список литературы

1. Внутренние перенапряжения и работа загрязнённой изоляции. Международная конференция по большим электрическим системам (СИГРЭ-72). М.: "Энергия", 1975. - 224 с.

2. И.Ф.Половой, Ю.А.Михайлов и др. Внутренние перенапряжения на электрооборудовании высокого и сверхвысокого напряжения. - Л: "Энергоатомиздат", ленинградское отделение, 1990. - 150 с.

3. Д-р Эдгар Дульни Физика отключения тока короткого замыкания в вакуумных коммутационных аппаратах. - Журнал "Обзор АВВ", 1993г., №5, стр.3-10.

4. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учеб. пособие для вузов.- М.: Энергоатомиздат, 1989.- 608 с.

5. Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций: Учеб. М.: Энергоатомиздат, 1987. 648 с.

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

7. Васильев А.А. и др. Электрическая часть станций и подстанций: Учебник для вузов. - М.: Энергоатомиздат, 1990. 576 с.

8. Усов А.А. и др. Электрическая часть станций и подстанций: Учеб. М.: Энергия, 1980. 608 с.

9. Неклепаев Б.Н. Электрическая часть электростанций и подстанций : Учебник для вузов. - М.: Энергоатомиздат, 1986. 640 с.

10. Смирнов А. Д., Антипов К.М. Справочная книжка энергетика М.: Энергоатомиздат, 1987. 568с.

11. Ульянов С.А. Электромагнитные переходные процессы в электрических системах: Учеб. М.: Энергия, 1970. 520 с.

12. Правила устройства электроустановок / Минэнерго СССР.-Энергоатомиздат, 1986.-648 с.

13. Электротехнический справочник: В 3 т. Т.3. В 2 кн. Кн.1. Производство и распределение электрической энергии.- М.: Энергоатомиздат, 1988.-880 с.

14. Асинхронизированный синхронный генератор типа АГВ-500-S6-У3. Техническое описание и нструкция по эксплуатации ЖБИК 528631.013 ТО. 1991г.

15. Ветроэлектростанции. Ветроэнергетическое оборудование. 1780-Т1. Куйбышевгидропроект. 1990г.

16. Руководящие указания по релейной защите. Вып.13А. Релейная защита понижающих трансформаторов и автотрансформаторов 110-500 кВ: Схемы.-М.: Энергоатомиздат, 1985.- 112с.

17. Руководящие указания по релейной защите. Вып.13Б. Релейная защита понижающих трансформаторов и автотрансформаторов 110-500 кВ: Расчеты.-М.: Энергоатомиздат, 1985.- 96с.

18. Внутренние перенапряжения и работа загрязнённой изоляции. Международная конференция по большим электрическим системам (СИГРЭ-72). М.: "Энергия", 1975. - 224 с.

19. И.Ф.Половой, Ю.А.Михайлов и др. Внутренние перенапряжения на электрооборудовании высокого и сверхвысокого напряжения. - Л: "Энергоатомиздат", ленинградское отделение, 1990. - 150 с.

20. Д-р Эдгар Дульни Физика отключения тока короткого замыкания в вакуумных коммутационных аппаратах. - Журнал "Обзор АВВ", 1993г., №5, стр.3-10.

21. Правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок/Упр. по технике безопасности и пром. санитарии Минэнерго СССР. - 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1986. - 144 с., ил.

22. Межотраслевые правила по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок. - М.: Издательство НЦ ЭНАС, 2001. - 192 с.

23. Охрана труда в электроустановках: Учебник для вузов/Под ред. Б. А. Князевского. - 3-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1983. - 336 с., ил.

24. Правила устройства электроустановок/Минэнерго СССР. - 7-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 2000. - 648 с.: ил.

25. Охрана труда в энергетике: Учебник для техникумов/Л. Г. Борисов, Б. А. Князевский, С. М. Кучерук и др.; под ред. Б. А. Князевского. - М.: Энергоатомиздат, 1985. - 376 с., ил.

26. Гражданская оборона. Учебник для вузов/В. Г. Атаманюк, Н. И. Ширшев, Н. И. Акимов. Под ред. Д. И. Михайлика. - М.: Высш. шк., 1986. - 207 с.: ил.

27. Гигиенические нормы инфразвука на рабочих местах.

28. Е. И. Теняков. Общие требования и правила оформления текстовых документов в учебном процессе. Юж.-Рос. гос. техн. ун-т, Новочеркасск: ЮРГТУ, 1999. - 29 с.

29. Долин П.А. Основы техники безопасности в электроустановках. -2-е изд., - М.: Энергоатомиздат, 1984.- 448 с., ил.

30. Физические величины: Справочник / А.П. Бабичев, Н.А. Бабушкина, А.М. Братковский и др.; Энергоатомиздат, 1991.-1232 с.

31. СниП 23-05-95. Естественное и искуственное освещение. М: Минстрой России 1996 - 30 с.

32. Природоохранные нормы и правила хозяйственной деятельности.

33. ГОСТ 12.1.003 - 91. Шум. Общие требования безопастности.

34. Санитарные нормы допустимых уровней инфразвука и низкочастотного шума на территории жилой застройки №4949-89.

Приложение 1

Формат	Зона	Поз	Обозначение	Наименование	Кол	Примечание
				Документация
А1			1001.Д03.233.01.02..Э3	ВЭС - 22 МВт. Схема электрическая принципиальная
				главных соединений.
				Стандартные изделия
			АГВ - 500 - S6 У3	Генератор	22	G
				Трансформатор	26	T
				Трансформатор тока	242	TA
				Трансформатор напряжения	26	TV
				Выключатель	101	Q
				Разъединитель	27	QS
				Заземляющий нож	112	QSG
				Короткозамыкатель	2	QN
				Разрядник	30	FV
			ПКН - 6 У1	Плавкий предохранитель	48	F
			ВЗ - 600 - 0,25 У1	Заградитель высокочастотный	6	L
			СМР - 110/3	Конденсатор связи	6	C
				Линия электропередач	3	W
					1001.Д03.233.02.00.ПЭ
Изм	Лист	№ докум	Подп	Дата
Студент	Малышев ЕН			ВЭС - 22 МВт. Схема электрическая принципиальная главных соединений. Перечень элементов.	Лит	Лист	Листов
Консультант	Тютин А В					д		1	1
Руководитель	Тютин А В				ЮРГТУ(НПИ) ЭнИ V-1у
Н. контр.	Тютин А В
Утв.	Быкадоров ВФ

Приложение 2

Формат	Зона	Поз	Обозначение	Наименование	Кол	Примечание
				Документация
А1			1001.Д03.233.02.00.ВО	ОРУ-110 кВ. Разрез и план ячейки линии W1.
				Стандартные изделия
		1	ТФЗМ - 110Б - У1	Трансформатор тока
		2	ВМТ - 110Б - 25/1250 У1	Выключатель
		3	РНДЗ.1 - 100/1000 У1	Разъединитель
		4	РНДЗ.2 - 100/1000 У1	Разъединитель
		5	ВЗ - 600 - 0,25 У1	Заградитель высокочастотный
		6	СМР - 110/3	Конденсатор связи
		7		Линейный портал
		8		Шинный портал
		9		Опорный изолятор
		10		Подвесной изолятор
					1001.Д03.233.02.00.ВС
Изм	Лист	№ докум	Подп	Дата
Студент	Малышев ЕН			ОРУ-110 кВ. Разрез и план ячейки линии W1. Ведомость спецификации.	Лит	Лист	Листов
Консультант	Тютин А В					д		1	1
Руководитель	Тютин А В				ЮРГТУ(НПИ) ЭнИ V-1у
Н. контр.	Тютин А В
Утв.	Быкадоров ВФ

Приложение 3

Формат	Зона	Поз	Обозначение	Наименование	Кол	Примечание
				Документация
А1			1001.Д03.233.03.00.ВО	ОРУ-110 кВ. Разрез и план ячейки шиносоединительного
				выключателя Q2.
				Стандартные изделия
		1	ТФЗМ - 110Б - У1	Трансформатор тока
		2	ВМТ - 110Б - 25/1250 У1	Выключатель
		3	РНДЗ.1 - 100/1000 У1	Разъединитель
		4	РВС - 110 У1	Разрядник
		5		Линейный портал
		6		Шинный портал
		7		Подвесной изолятор
					1001.Д03.233.03.00.ВС
Изм	Лист	№ докум	Подп	Дата
Студент	Малышев ЕН			ОРУ-110 кВ. Разрез и план ячейки шиносоединительного выключателя Q2. Ведомость спецификации.	Лит	Лист	Листов
Консультант	Тютин А В					д		1	1
Руководитель	Тютин А В				ЮРГТУ(НПИ) ЭнИ V-1у
Н. контр.	Тютин А В
Утв.	Быкадоров ВФ

Приложение 4

Формат	Зона	Поз	Обозначение	Наименование	Кол	Примечание
				Документация
А1			1001.Д03.233.07.00.ВО	ЗРУ-6 кВ. Конструкция шкафа КРУ.
				Стандартные изделия
		1		Отсек сборных шин	1
		2		Линейный отсек	1
		3		Отсек выкатной тележки	1
		4		Релейный шкаф	1
		5		Выключатель	1
		6		Втычной разъединитель	2
		7		Заземляющий разъединитель	1
					1001.Д03.233.07.00.ВС
Изм	Лист	№ докум	Подп	Дата
Студент	Малышев ЕН			ЗРУ-6 кВ. Конструкция шкафа КРУ. Ведомость спецификации.	Лит	Лист	Листов
Консультант	Тютин А В					д		1	1
Руководитель	Тютин А В				ЮРГТУ(НПИ) ЭнИ V-1у
Н. контр.	Тютин А В
Утв.	Быкадоров ВФ

Размещено на Allbest.ru