Uф.Г ≠ Uф.с; fГ = fс; ψ = (Uф.Г Ù Uф.с) = 0

ЗНОГ-М-110 1УХЛ4

Uуст≤Uном ,кВ

По классу точности

0,5

S₂≤S_НОМ ,ВА

158,49

 

 

Рис.31

 

 

10.ВЫБОР СПОСОБА СИНХРОНИЗАЦИИ

 Согласно ПУЭ турбогенераторы с непосредственным охлаждением обмоток должны включаться на параллельную работу способом точной синхронизации.

Синхронные генераторы могут включаться на параллельную работу способом точной синхронизации или способом самосинхронизации. В обоих случаях генератор разгоняется первичным двигателем до частоты близкой к синхронной.

При точной синхронизации генератор включается возбуждённым и поэтому необходимо, чтобы в момент включения выполнялись следующие условия.

1.равенство действующих значений напряжений подключаемого генератора и сети;

2.равенство частот напряжений генератора и сети.

3.Совпадение фаз одноимённых напряжений генератора и сети.

Несоблюдение этих условий приводит к значительным толчкам тока опасным как для генератора, так и для устойчивой работы энергосистемы.

При нарушении вышеуказанных условий точной синхронизации возможны три случая.

а) Векторы фазных напряжений генератора U_{ф. Г} и энергосистемы не равны по величине, но совпадают по фазе и изменяются во времени с одинаковой частотой

 

 

б) Векторы разных фаз напряжения разошлись по фазе на некоторый угол ψ, т.е.

 

ψ ≠ 0, но f_Г = f_с; U_ф.Г ⁼ U_ф.с

 

в) генераторы вращаются с разными угловыми скоростями

 

f_Г ≠ f_с;  U_ф.Г ⁼ U_ф.с

 

В двух первых случаях в момент включения генератора появляется разность напряжений Δ U_ф, которая обуславливает протекание уравнительного тока. Уравнительный ток возникает и в третьем случае сразу же в момент включения (если ψ ≠ 0) или спустя время, когда векторы напряжения разойдутся на некоторый угол.

 

                     (48)

 

где и — значения ЭДС и сопротивления генератора в момент включения; — сопротивление системы, которое обычно невелико и может не учитываться в расчёте.

 

 

Рис.28 Включение генератора в сеть способом точной синхронизации.

а – исходная схема; б – векторная диаграмма напряжений при U_фг ≠ U_фс; в – то же при ψ ≠ 0; г – кривая напряжения при f_г ≠ f_с.

Ток I_у имеет индуктивный характер по отношению к Δu_ф Рис.20,а. т.к. активные сопротивления генератора и энергосистемы незначительны. Допускается разность напряжений до 5-10% номинального, что не вызывает опасных перегрузок генератора.

Во втором случае Рис.28,б. уравнительный ток по отношению к u_ф.Г имеет значительную активную составляющую. Вектор u_ф.Г отстаёт от вектора u_ф.с, поэтому активная составляющая уравнительного тока I_у создаёт вращающий момент, направленный на ускорение ротора генератора. Если бы вектор напряжения u_ф.Г опережал вектор u_ф.с, то активная составляющая уравнительного тока создавала бы момент, тормозящий ротор. Включение генератора в этом случае сопровождается значительными толчками нагрузки на его вал, что может повлечь за собой серьезные механические повреждения агрегата. Во избежание этого угол расхождения векторов напряжений синхронизируемых источников не должен превышать 10 –20 электрических градусов.

В третьем случае , когда угол ψ непрерывно изменяется, изменяется и величина разности напряжений ΔU_ф, которую называют напряжением биения. Напряжение биения изменяется во времени с частотой, равной полусумме частот синхронизируемых источников, а его амплитуда колеблется в пределах от нуля до 2 u_ф. с частотой равной полуразности частот генератора и системы.При неравенстве частот всегда существует опасность включения в неблагоприятный момент при значительной величине ΔU_ф. Кроме того, при большой разности частот генератор может не войти в синхронизм.

Уравнительный наибольший ток возникает при угле ψ, равном 180электрических градусов. При включении генератора на параллельную работу с мощной энергосистемой (xc ~ 0)

 

                             (49)

 

При этом уравнительный ток в два раза превышает ток короткого трехфазного замыкания. Это заставляет ограничивать допустимую разность частот при включении величиной 0,1.

Приближение частоты вращения генератора к синхронной и плавное регулирование ее осуществляется регулированием частоты вращения турбины. Изменение напряжения производится изменением тока возбуждения.

Визуальный контроль за выполнением условий точной синхронизации производится при помощи двух вольтметров, двух частотомеров , а так же с помощью специального прибора — синхроскопа, который позволяет контролировать совпадение векторов напряжения одноимённых фаз. Эти приборы входят в состав так называемых колонок синхронизации. Момент подачи импульса на включение выключателя определяется по стрелке синхроскопа.

  

 

Рис.33

Схема включения измерительных приборов колонки синхронизации.

 

Недостатки способа точной синхронизации являются сложность и длительность процесса, особенно в условиях аварийного режима работы энергосистемы, сопровождающегося колебаниями частоты и напряжения, необходимость высокой квалификации обслуживающего персонала, возможность тяжелых аварий при нарушении условий синхронизации.

 

 

11.Расчет релейной защиты

 

Защита трансформатора ТРДНC-25000/20/6,3-6,3 с реле РНТ-565.

Согласно ПУЭ на трансформаторе установлены следующие защиты:

1.Продольная дифференциальная защита – от всех видов КЗ в обмотке трансформатора и на выводах

2.Газовая защита – от всех повреждений внутри бака трансформатора, сопровождающихся разложением масла и выделением газа, а том числе от витковых замыканий, а также от понижения уровня масла в баке трансформатора

3.Защита от симметричной перегрузки, устанавливается на НН

4.Защита от внешних междуфазных к.з.: защита состоит из трех комплектов . Первый и второй комплект МТЗ на стороне 6 кВ от междуфазных к.з. на сборных шинах 6 кВ и дальнего резервирования защит потребителей с.н. на 6 кВ. Третий комплект – МТЗ с комбинированной блокировкой по напряжению на стороне 20 кВ, для ближнего резервирования защит трансформатора.

5.Дуговая защита.

 

Технические данные трансформатора ТРДНС-25000/20/6,3-6,3

U_вн= 20 кВ

U_нн= 6,3 кВ

U_к%=10,5 %                              Схема  ∆ / ∆-∆ - 12

 

11.1.Продольная дифференциальная защита.

11.1.1.Определение номинальных токов трансформатора.

 (50)

по формуле (50)

                            

 (51)

по формуле (51)

Ток на шинах НН:

I⁽³⁾_кз=11080 А

11.2.Расчет продольной дифференциальной защиты.

К^вн_тр= (52)

по формуле (52)

К^вн_тр=

Принимаем К_{I ВН} = 800/5

К^нн_тр= (53)

по формуле (53)

К^нн_тр=

Принимаем К_{I НН} = 1500/5

11.3. Расчет вторичных токов в плечах защиты.

(54)

по формуле (54)

(55)

по формуле (55)

Сторону НН принимаем за основную, т.к. у неё больше вторичный ток.

11.4.Расчет Iсз.

11.4.1.Из условия отстройки броска намагничивающего тока.

Iсз=Котс·Iном (56)           

Котс=1,3 

по формуле (56)

Iсз = 2×1,3 · 1145,5 = 2978,3 А

11.4.2.Из условия отстройки от тока небаланса при внешнем КЗ.

       (57)            где:

, (58)

Ка = 1     ε = 0,1    Кодн = 1

по формуле (58)

∙1∙0,1∙11080 = 1108 А

 (59) ,

по формуле (59)

 А

11.4.3.Определяем предварительное значение Iнб (без Iнб)

(60)

по формуле (60)

 А

Принимаем наибольшее значение  А

11.4.3.Проверка чувствительности.

(61)

по формуле (61)

Продолжаем расчет с реле РНТ-565

11.5.Расчет числа витков основной стороны.

( )

(62)

где:

(63)

по формуле (63)

А

по формуле (62)

 витка

Принимаем ближайшее меньшее значение  витков

  (64)

по формуле (64)

 А

11.5.1.Определяем число витков не основной стороны.

 (65)

по формуле (65)

 витков

Принимаем ближайшее целое число витков  17 витков

11.5.2.Определяем число витков уравнительной обмотки.

(66)

по формуле (66)

17 - 10 = 7 витков

11.5.3.Определяем ток небаланса, обусловленный неточной установкой числа витков.

(67)

по формуле (67)

А

11.6.Расчет уточненного значения Iсз.

(57)

по формуле (57)

А

Iсз = 2×1,3 · 1145,5 = 2978,3 А

  (68)

по формуле (68)

А

по формуле (61)

≥2

11.6.1.Сравниваем уточненный и действительный ток срабатывания Iср.

11.7. Расчет защиты от симметричной перегрузки(защита устанавливается на стороне НН).

(69)

по формуле (69)

 А

 (70)

по формуле (70)

А РТ – 40/10

11.7.1.Защита от внешних междуфазных КЗ 1 и 2 комплект на 6 кВ.

 (71)

по формуле (71)

 А

по формуле (70)

 А РТ – 40/10

по формуле (61)

≥2          

11.8.Расчет 3 комплекта защит на ВН.

11.8.1.Реле тока.

 (72)

по формуле (72)

 А

(73)   

по формуле (73)

 А   РТ – 40/10     

по формуле (61)

≥1,5

11.8.2.Реле минимального напряжения.                  

 (74)   

по формуле (74)

 В

 (75)

=  (76)

по формуле (76)

=       

по формуле (75)

 В  РН – 54/160

Реле напряжения обратной последовательности.

11.8.3.Напряжение срабатывания защиты.

 (77)

по формуле (77)

 В

11.8.4.Напряжение срабатывания реле.

 (78)

по формуле (78)

 В     РНФ – 1М

 

 

12. ОПИСАНИЕ КОНСТРУКЦИИ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНОГО УСТРОЙСТВА

220 кВ .

 

Для широко распространенной схемы с двумя рабочими системами шин применяется типовая компоновка ОРУ разработанная институтом «Энергосетьпроект». В принятой компоновке все выключатели HPL-245 A2 размещаются в один ряд около второй системы шин, что облегчает их обслуживание. Такое ОРУ называется однорядным.

Каждый полюс шинных разъединителей РГ-220/2000 УХЛ1 второй сист мы шин расположен под проводами соответствующей фазы сборных шин. Такое расположение (килевое) позволяет выполнить соединение шинных разъединителей непосредственно под сборными шинами и на этом уровне присоединить выключатели.

Ошиновка ОРУ выполняется гибкими сталеалюминевыми проводами  в ячейке автотрансформатора связи  марки АС-300/ 39.

Линейные и шинные порталы и все опоры под аппаратами стандартные железобетонные.

Для защиты оборудования от прямых ударов молнии на линейных порталах устанавливаются молниеотводы.

Кабели проложены в лотках из железобетонных плит, которые служат одновременно пешеходными дорожками.

Шаг ячейки 15,4 метров.

Площадь ОРУ 14214,2 м²

 

 

13.ОПИСАНИЕ КОНСТРУКЦИИ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНОГО УСТРОЙСТВА

110 кВ .

Для широко распространенной схемы с двумя рабочими системами шин применяется типовая компоновка ОРУ разработанная институтом «Энергосетьпроект». В принятой компоновке все выключатели HPL-145 A2 размещаются в один ряд около второй системы шин, что облегчает их обслуживание. Такое ОРУ называется однорядным.

Каждый полюс шинных разъединителей РГ-110/1000 УХЛ1 второй системы шин расположен под проводами соответствующей фазы сборных шин. Такое расположение (килевое) позволяет выполнить соединение шинных разъединителей непосредственно под сборными шинами и на этом уровне присоединить выключатели.

Ошиновка ОРУ выполняется гибкими сталеалюминевыми проводами  в ячейке трансформатора связи  марки АС-300/ 39.

Линейные и шинные порталы и все опоры под аппаратами стандартные железобетонные.

Для защиты оборудования от прямых ударов молнии на линейных порталах устанавливаются молниеотводы.

Кабели проложены в лотках из железобетонных плит, которые служат одновременно пешеходными дорожками.

устанавливаются молниеотводы.

Шаг ячейки 9 метров.

Площадь ОРУ 4860 м²

 

 

 

 

.

14.Расчёт заземляющего устройства.

 Заземляющее устройство, которое выполняется с соблюдением требований предъявляемых к U_прик, должно обеспечивать в любое время, когда при стекании с него I_зам с на землю, значение U_прик, не превышающее нормированного.

В целях выравнивания электрического потенциала и обеспечения присоединения электрооборудования к заземлителю на территории занятой оборудованием, прокладываются продольные и поперечные горизонтальные заемлители, которые соединяются между собой в заземляющую сетку.

Продольные заземлители прокладываются вдоль осей электрического оборудования со стороны обслуживания на глубине 0,5…0,7 м от поверхности земли и на расстоянии 0,8…1,0 м от фундамента. Если расстояние между фундаментами оборудования не превышает 3 м, то можно прокладывать один заземлитель на два ряда оборудования.

Поперечные заземлители прокладываются в удобных местах между оборудованием на глубине 0,5…0,7 м. Расстояние между ними принимается увеличивающимся от периферии к центру заземляющей сетки: 4; 5; 6; 7,5; 9; 11; 13,5; 16; 20 м.

Расстояние между продольными и поперечными заземлителями не должно превышать 20 м.

В качестве продольных и поперечных заземлителей используется полосовая сталь размером 40×4 мм.

 

 

Рис.34

 

14.1 Определение сопротивления заземлителя типа сетки без вертикальных электродов

 ,Ом (79)

Где А- площадь сетки,

- удельное сопротивление верхнего слоя грунта, Ом/м

- удельное сопротивление нижнего слоя грунта, Ом/м

h=0,7м - глубина прокладки полос заземления

 

Н- толщина верхнего слоя, м

- общая длина всех полос проводников, м

 

по формуле (79)

 Ом

14.2.Определение сопротивления заземлителя, включая естественные заземлители.

 (80)

по формуле (80)

 

14.3 Определение напряжения приложенного к человеку

 (81)

Где - ток стекающий с заземлителя, А

- коэффициент напряжения прикосновения

- коэффициент, определяемый по сопротивлению тела человека и по сопротивлению растекания тока от ступней

 (82)

Где =1000 Ом, сопротивление человека

-удельное сопротивление верхнего слоя грунта

по формуле (82)

)

 (83)

Где:

- эквивалентное удельное сопротивление земли для определения напряжения прикосновения [12]

 

по формуле (83)

по формуле (81)

Вывод:заземлитель типа сетки без вертикальных электродов

не обеспечивает безопасности, следовательно, по контуру сетки забиваются вертикальные электроды длиной 5 метров на расстоянии 15 метров.

 

Р=(54+90)×2=288 м.

 шт.

14.4 Определение сопротивления заземлителя типа сетки с вертикальными электродами

 (84)

Рис.31

 

по формуле (84)

 

14.5 Определение сопротивления заземлителя, включая естественные заземлители

 

14.6 Определение напряжения приложенного к человеку

=0,87

 (85)

Где:

 

М=0,55

 

по формуле (85)

 

по формуле (81)

1723,55<400 В

 

В этом случае, когда безопасность прикосновения не обеспечена и после забивания вертикальных электродов у рабочих мест выполняется подсыпка щебня 0,1м.

=5000 Ом

=0,11

 В

 

243,06<400 В

 

Безопасность прикосновения обеспечена.

14.7 Определение сопротивления сетки без вертикальных электродов с подсыпкой щебня 0,1 м.

=0,11

 

по формуле (81)

 

342,5<400 В

Безопасность прикосновения обеспечена.

 

Принимаем к установке заземляющее устройство типа сетки без вертикальных электродов, но с подсыпкой щебня у рабочих мест.

 

15.ОХРАНА ТРУДА.

 

ОРГАНИЗАЦИОННЫЕ МЕРОПРИЯТИЯ, ОБЕСПЕЧИВАЮЩИЕ

БЕЗОПАСНОСТЬ РАБОТ

 

Организационными мероприятиями, обеспечивающими безопасность работ в электроустановках, являются:

-оформление работ нарядом, распоряжением или перечнем работ, выполняемых в порядке текущей эксплуатации;

-допуск к работе;

-надзор во время работы;

-оформление перерыва в работе, перевода на другое место, окончания работы.

Ответственными за безопасное ведение работ являются:

-выдающий наряд, отдающий распоряжение, утверждающий перечень работ, выполняемых в порядке текущей эксплуатации;

-ответственный руководитель работ;

-допускающий;

-производитель работ;

-наблюдающий;

-члены бригады.

 

Выдающий наряд, отдающий распоряжение, определяет необходимость и возможность безопасного выполнения работы. Он отвечает за достаточность и правильность указанных в наряде мер безопасности, за качественный и количественный состав бригады и назначение ответственных за безопасность, а также за соответствие выполняемой работе групп перечисленных в наряде работников, проведение целевого инструктажа ответственного руководителя работ (производителя работ, наблюдающего).

Ответственный руководитель работ назначается при работах в электроустановках напряжением выше 1000 В.

Допускающий отвечает за правильность и достаточность принятых мер безопасности и соответствие их мерам, указанным в наряде или распоряжении, характеру и месту работы, за правильный допуск к работе, а также за полноту и качество проводимого им целевого инструктажа.

Производитель работ отвечает:

за соответствие подготовленного рабочего места указаниям наряда, дополнительные меры безопасности, необходимые по условиям выполнения работ;

за четахлъ и полноту целевого инструктажа членов бригады;

за наличие, исправность и правильное применение необходимых средств защиты, инструмента, инвентаря и приспособлений;

за сохранность на рабочем месте ограждений, плакатов, заземлений, запирающих устройств;

за безопасное проведение работы и соблюдение настоящих Правил им самим и членами бригады;

за осуществление постоянного контроля за членами бригады.

Наблюдающий должен назначаться для надзора за бригадами, не имеющими права самостоятельно работать в электроустановках.

Он отвечает:

за соответствие подготовленного рабочего места указаниям, предусмотренным в наряде;

за четкость и полноту целевого инструктажа членов бригады;

за наличие и сохранность установленных на рабочем месте заземлений, ограждений, плакатов и знаков безопасности, запирающих устройств приводов;

за безопасность членов бригады в отношении поражения электрическим током электроустановки.

Члены бригады должны выполнять требования настоящих Правил и инструктивные указания, полученные при допуске к работе и во время работы, а также требования инструкций по охране труда соответствующих организаций.

 

Оформление работ нарядом, распоряжением или перечнем работ, выполняемых в порядке текущей эксплуатации.

Наряд выписывается в двух, а при передаче его по телефону, радио - в трех экземплярах. В последнем случае выдающий наряд выписывает один экземпляр, а работник, принимающий текст в виде телефоно-или радиограммы, факса или электронного письма, заполняет два экземпляра наряда и после обратной проверки указывает на месте подписи выдающего наряд его фамилию и инициалы, подтверждая правильность записи своей подписью. В зависимости от местных условий (расположения диспетчерского пункта) один экземпляр наряда может оставаться у работника, разрешающего подготовку рабочего места (диспетчера).

Распоряжение имеет разовый характер, срок его действия определяется продолжительностью рабочего дня исполнителей. При необходимости продолжения работы, при изменении условий работы или состава бригады распоряжение должно отдаваться заново.

Небольшие по объему виды работ, выполняемые в течение рабочей смены и разрешенные к производству в порядке текущей эксплуатации, должны содержаться в заранее разработанном и подписанном техническим руководителем или отве

 

16 СПЕЦИАЛЬНОЕ ЗАДАНИЕ

 

16.1 Влияние КЭС на окружающую среду.

  

Энергетика является одним из главных компонентов, определяющих загрязнение окружающей среды.

Тепловые электростанции и окружающая среда. ТЭС, потребляя энергоресурсы в виде твердого, жидкого и газообразного топлива, производят электрическую (до 75% общей выработки электроэнергии мира) и тепловую энергии, при этом вся материальная масса топлива превращается в отходы, поступающие в окружающую среду в виде газообразных и твердых продуктов сгорания (рис. 4.1.). Эти отходы в несколько раз (при сжигании газа в 5, а при сжигании антрацита в 4 раза) превышают массу использованного топлива.

Выбрасываемые в окружающую среду продукты сгорания определяются видом и качеством топлива, а также методом его сжигания. В настоящее время около 70% общего производства Электроэнергия ТЭС обеспечивается конденсационными электростанциями. Для примера приведем материальный баланс (без баланса воды) современной КЭС мощностью 2400 МВт, использующей в качестве топлива донецкий антрацитовый штыб. При сжигании 1060 т/ч этого топлива из топок котлоагрегатов, не доходя до дымовых труб, удаляется 34,5 т/ч и из бункеров электрофильтров, очищающих газы на 99%,-193,5 т/ч уловленной золы. Через дымовые трубы в атмосферный воздух выбрасывается 10 млн. м ¾ дымовых газов, содержащих помимо азота и остатков кислорода 2350 т/ч углекислого газа, 251 т/ч паров воды, 34 т/ч двуокиси серы (сернистого ангидрида), 9,34 т/ч окиси азота и 2,0 т/ч летучей золы, не уловленной в электрофильтрах.

Вся тепловая энергетика мира ежегодно выбрасывает в атмосферу Земли более 200 млн. т окиси углерода, более 50 млн. т различных углеводородов, почти 150 млн. т двуокиси серы, свыше 50 млн. т окислов азота, 250 млн. т мелкодисперсных аэрозолей. Производство электрической и тепловой энергии на базе органического топлива является, таким образом, уникальным по масштабам материального и энергетического обмена с окружающей средой. Ни у кого не вызывает сомнения, что подобная <<деятельность>> тепловой энергетики вносит существенный вклад в нарушение того баланса установившихся в биосфере круговых процессов, которое все отчетливее стало проявляться в последние годы. Нарушение баланса отмечается не только по вредным веществам (окислы серы и азота), но и по углекислому газу. Этот дисбаланс с увеличением масштабов производства электроэнергии на базе органического топлива может, как теперь многие считают, в отдаленной перспективе привести к значительным экологическим последствиям для всей нашей планеты.

Не меньшую тревогу вызывают и огромные безвозвратные потери кислорода из атмосферы.

Самоочищение атмосферы от выбросов сернистого ангидрида происходит в результате его окисления озоном или кислородом воздуха при воздействии ультрафиолетового излучения, поглощения растительностью некоторых других природных явлений. Эффект самоочищения атмосферы повышается по мере снижения концентрации выбросов. Для этого последние стремятся по возможности больше рассеять, что в известных пределах достигается путем использования высоких (До 350 м и более) дымовых труб. Однако в результате использования таких труб, естественно, не уменьшается общая масса вредоносных отходящих газов, и нередко вокруг ТЭС можно наблюдать последствия их воздействия на древесную растительность. Поэтому наравне с высокими дымовыми трубами, позволяющими уменьшить концентрацию сернистого ангидрида вблизи ТЭС, используются различные методы по уменьшению самой массы выбрасываемого вреднейшего вещества. В числе этих методов имеются такие, как предварительное извлечение серы в результате механического или химического обогащения топлив, связывание серы в процессе сжигания топлива, более глубокая очистка дымовых газов и др.

В результате сжигания топлива ТЭС улавливается только зола и шлак. В 1975 г. подобные отходы по электростанциям Минэнерго СССР составили 85 млн. т, из которых 72 млн. т-зола и 13 млн. т-шлак. Легко представить себе, каким источником загрязнения поверхности Земли они служат в глобальном масштабе.

В зависимости от вида топлива, метода его сжигания и способа удаления золы из топки котла последняя в ряде случаев представляет собой ценное сырье для промышленности, строительных материалов и сельского хозяйства (известкование кислых почв и удобрение). Такого рода зола получается, например, при сжигании углей Канско-Ачинского бассейна. Однако в Советском Союзе использование золошлаковых отходов пока еще не превышает 10%, в то время как во Франции, например, оно равно 78%.

Процессу производства электроэнергии на ТЭС сопутствует также появление различных загрязняющих стоков, связанных с процессом водоподготовки, консервацией и промывкой оборудования, гидротранспортном золошлаковых отходов и т.п. Эти стоки при сбросах в водоемы губительно влияют на их флору и фауну. В результате создания замкнутых систем водоснабжения снижается или устраняется это влияние.

Большое количество воды используется ТЭС в различных теплообменных устройствах для конденсации отработавшего пара, водо-, масло-, газо-, и воздухоохлаждения. Для этих целей вода забирается из какого-либо поверхностного источника (озера, водохранилища, реки) и при прямоточной схеме после использования в указанных устройствах возвращается обратно в те же источники. Эта вода вносит в используемый водоем большое количество теплоты и создает так называемое тепловое загрязнение его. Такого рода загрязнение воздействует на биологические и химические процессы, определяющие жизнедеятельность растительных и животных организмов, населяющих естественные водоемы, и нередко приводит к их гибели, интенсивному испарению воды с поверхностей водоемов, изменению гидрологических характеристик стока, повышению растворимости пород в ложах водоемов, ухудшению их санитарного состояния и к изменению микроклимата в отдельных районах.

Основными источниками теплового загрязнения водоемов являются конденсаторы турбин. Из них отводится приблизительно от половины до двух третей всего количества теплоты, получаемой от сгорания органического топлива, что эквивалентно 35-40% энергии используемого топлива.

Считается, что для конденсации пара на каждую турбину типа К-300-240 требуется до 10 м3/c воды, а для турбины К-800-240-уже 22 м3/c, и все это количество воды покидает конденсатор с температурой не менее 30 градусов Цельсия.

Агрессивность и вредное влияние на природу теплой и горячей воды значительно усиливаются одновременным ее отпариванием сбросами загрязненных стоков от других источников.

Следует, однако, отметить, что при использовании оборотной системы водоснабжения повышение температуры в водохранилищах-охладителях ТЭС в определенных условиях может оказаться для народного хозяйства экономически вполне оправданным. Известно, например, что в средней полосе СССР такие водохранилища можно заселять теплолюбивыми растительноядными рыбами, обеспечивающими питательную продукцию 25-30 ц/га в год. Подогретая вода может использоваться также для обогрева теплиц и т.п. Использование отходов теплоты позволяет в этом случае создавать так называемые энергобиологические комплексы, над развитием и совершествованием которых работает широкий круг ученых.

Вместе с тепловым загрязнением водоемов наблюдается аналогичное загрязнение и воздушного бассейна. Только примерно 30% потенциальной энергии топлива превращается сегодня на КЭС в электроэнергию, а 70% ее рассеивается в окружающей среде, из которых 10% приходится на горячие газы, выбрасываемые через дымовые трубы.

До последнего времени человечество не имело приемлемой альтернативы по устранению загрязнения биосферы тепловыми электростанции. Только при развитии атомной энергетики открылась реальная перспектива по сокращению вредного материального обмена с окружающей средой.

 

 

17.Экономическая часть

 

Расчет технико-экономических показателей КЭС 960 МВт

 

17.1 Капиталовложения в строительство КЭС.

17.1.1 Расчет по укрупненным показателям сметой стоимости блочной КЭС.

Капиталовложения в строительство КЭС определяются:

Кст = [Кбл + (nбл – 1)× Кбл] ×Крс×Кинф, млн.руб.                  (86)

где:

Кбл – капиталовложения в первый (головной) блок

Кбл - капиталовложения в каждый последующий блок

Крс – коэффициент, учитывающий район строительства

по формуле (86)

Кст = [62 + (3 – 1)× 33,6] ×1× 80 = 10336000 тыс. руб.

17.1.2 Удельные капиталовложения.

Удельные капиталовложения определяются:

Куд =  , руб./кВт (87)

где:

Кст – капиталовложения в строительство электростанции , руб.

Nу – установленная мощность станции, кВт

по формуле (87)

Куд = = 10766,6 руб./кВт

17.2 Энергетические показатели работы станции.

17.2.1 Годовая выработка электроэнергии КЭС.

Годовая выработка электроэнергии КЭС подсчитывается по формуле:

 = Nу ×hу, МВт×ч, (88)

где:

Nу – установленная мощность станции, МВт

hу – годовое число часов использования установленной мощности

по формуле (88)

 = 960 × 6150 = 5904000 МВт×ч.

17.2.2 Годовой расход электроэнергии на собственные нужды.

Годовой расход электроэнергии на собственные нужды определяется на основании энергетической характеристики:

 = Nсн ×nбл ×Тр + ρ× МВт×ч, (89)

где:

nбл – число блоков

Тр – число часов работы блока в течении года

 - годовая выработка электроэнергии , МВт×ч

по формуле (89)

 = 2,5×3×7600+0,013×5904000=133752 МВт×ч

17.2.3 Удельный расход электроэнергии на собственные нужды.

Удельный расход электроэнергии на собственные нужды определяется:

Ксн = ×100% (90)

по формуле (90)

Ксн = = 2,27%

17.2.4 Годовой отпуск электроэнергии с шин электростанции

Годовой отпуск электроэнергии с шин электростанции определяется:

=  -  , МВт×ч  (91)

где:

 - годовая выработка электроэнергии , МВт×ч

 – расход электроэнергии на собственные нужды, МВт×ч

по формуле (91)

=5904000–133752=5770248 МВт×ч

17.2.5 Годовой расход условного топлива.

 = ×nбл×Тр + β×Wв (92)

где:

 - часовой расход условного топлива на холостом ходу энергоблока, т/ч

Тр – число часов работы блока в течении года

β – средний относительный прирост расхода условного топлива, т/МВт×ч

 – выработка электроэнергии, МВт×ч

 – разность средних относительных приростов расхода топлива   при

нагрузках, превышающих критическую, по сравнению с допустимой

нагрузкой, т/МВт×ч

по формуле (92)

=7,3×3×7600+0,28×5904000=1831368 Тут×т

17.2.6 Годовой расход натурального топлива.

 = × × ( ) , тн.т/год (93)

где:

Qн – удельная теплота сгорания натурального топлива , кДж/кг

αпот – норма потерь топлива при перевозке вне территории  электростанции

по формуле (93)

= 1831368 ×  = 1564638,026 тн.т/год 

17.2.7 Удельный расход условного топлива по отпуску электроэнергии.

bотп = , т/кВт ч (94)

где:

– годовой расход условного топлива котлами, т

 – годовой отпуск электроэнергии с шин электростанции, МВт ч

по формуле (94)

bотп = = 317,38 гу.т/кВт ч

17.2.8 КПД станции по отпуску электроэнергии.

= 100% (95)

где:

bотп – удельный расход условного топлива по отпуску электроэнергии, гу.т/кВт ч

по формуле (95)

= 100% = 38,75 %

17.3 Проектная себестоимость электоэнергии, отпускаемой с шин КЭС

Проектные расчеты себестоимости электроэнергии на КЭС производятся в соответствии с принятой номенклатурой статей калькуляции.

17.3.1 Топливо на технологические цели

Для станции, сжигаемой газ, затраты определяются по формуле:

Цтоп = Цпр , тыс.руб./год (96)

где:

Цпр – оптовая цена одной тонны натурального топлива по прейскуранту в зависимости от вида топлива, тыс.руб./год

по формуле (96)

Цтоп = 1,5 ×1564638,026 = 2346957,04 тыс.руб./год

17.3.1 Цена одной тонны условного топлива.

,тыс.руб/ту.т (97)

по формуле (97)

 , тыс.руб/ту.т.

17.3.2 Вода на технологические цели

В этой статье учитываются следующие затраты по основным стадиям производства:

- по котельному отделению – на питание котлов;

- по турбинному отделению – для системы циркуляционного водоснабжения;

- по теплофикационному отделению – для пополнения системы теплофикации и отпуска горячей воды;

 - по электроцеху – для охлаждения генераторов и трансформаторов;

- затраты на химоводоочистку, включая стоимость химреакторов;

- заработная плата основная и дополнительная, начисления на нее по соцстраху и другие расходы, кроме амортизации.

Укрупненные затраты на воду на технические цели могут быть пределены :

Ив = (α2× )× + α3×Nу + ×nбл] ×Ки , тыс.руб./год (98)

где:

 –расход натурального топлива, тыс.тн.т/год

α2 = 40÷50 руб./год на одну тонну суммарной часовой производительности котлоагрегатов.

α3 = 0,4 руб./год на 1 кВт установленной мощности в зависимости от типа блока

 - суммарная номинальная производительность установленных котлов, тыс.т/ч

Nу – установленная номинальная мощность станции, МВт

 - годовая плата в бюджет за воду в зависимости от мощности блока и типа циркуляционной системы водоснабжения в расчете на один блок, тыс.руб./год

nбл – число установленных блоков, шт.

по формуле (98)

Ив= (50×3 × 1000 )+0,4×960 + 36,3×3]×80 = 51432 тыс.руб./год

17.3.3 Основная заработная плата производственных рабочих

В этой статье учитывается основная заработная плата за отработанное время персонала, непосредственно участвующего в технологическом процессе производства электроэнергии.

В статью входят выплаты: по установленным окладам и ставкам, доплата к тарифному фонду, премии производственным рабочим, выплачиваемые из фонда заработной платы, районные надбавки к заработной плате персонала.

В статье не учитывается заработная плата общецехового эксплуатационного персонала и ремонтных рабочих.

17.3.3.1 Для укрупнённых расчётов затраты на основную зарплату производственных рабочих определяются по формуле:

И  = αпр×чэкс×ЗП×Кр зп, тыс.руб./год (99)

где:

αпр = 0,6÷0,7 – доля производственных рабочих в общей численности эксплуатационного персонала,

чэкс - численность эксплуатационного персонала, чел

ЗП – среднегодовая зарплата одного производственного работника, она может быть принята ориентировочно равной 1,8÷2,3 тыс.руб./год чел

Кр зп – районный коэффициент, учитывающий надбавку к зарплате

по формуле (99)

И  = 0,7 × 265 × 240 × 1 = 44520 тыс.руб./год

17.3.3.2 Важным показателем, косвенно характеризующим уровень производительности труда на ГРЭС, является: удельная численность промышленно-производственного персонала; удельная численность эксплуатационного персонала.

ппп = ,чел/МВт (100)

где:

Чппп – численность промышленно-производственного персонала, чел

Nу – установленная номинальная мощность станции, МВт

по формуле (100)

ппп = = 1,16 чел/МВт

экс = ,чел/МВт (101)

где:

Чэкс – численность эксплуатационного персонала, чел

по формуле (101)

экс = = 0,22 чел/МВт

17.3.4 Дополнительная зарплата производственных рабочих.

В этой статье учитывается зарплата производственного персонала за неявочное время, оплата отпусков, времени исполнения общественных и государственных обязанностей.

Эти затраты ориентировочно могут быть определены в размере 7÷10% от основной зарплаты производственным рабочим.

И  = 0,1× И , тыс.руб./год (102)

по формуле (102)

И  = 0,1× 44520 = 4452 тыс.руб./год

17.3.5 Отчисления на социальное страхование с зарплаты производственных рабочих.

Отчисления на социальное страхование расходуются на оплату больничных листов, путевок в дома отдыха и санатории за счет соцстраха, выплату пенсий по инвалидности и старости.

Расходы на социальное страхование определяются по установленному для энергетики страховому коэффициенту, равному 35%

Исоц = 0,26× (И +И ), тыс.руб./год (103)

по формуле (103)

Исоц = 0,26× ( 44520 + 4452 ) = 12732,72 тыс.руб./год

17.3.6 Расходы по содержанию и эксплуатации оборудования.

В эту статью включаются расходы: по содержанию оборудования(обтирочные, смазочные и другие материалы, расходуемые в процессе эксплуатации); амортизационные отчисления силовых и рабочих машин и внутрицехового транспорта; по текущему ремонту оборудования и прочее.

17.3.6.1 Стоимость оборудования, являющегося частью капиталовложений определяется:

, тыс.руб. (104)

где:

m – коэффициент, зависящий от номинальной мощности блока

Kст – капитальные вложения в стоимость станции , млн.руб.

по формуле (104)

 0,43 × 1033600 = 4444480 тыс.руб.

17.3.6.2 Амортизационные отчисления для производственного оборудования.

, тыс.руб./год (105)

где:

Соб – стоимость оборудования, тыс.

 - средняя норма амортизации для производственного оборудования

по формуле (105)

 тыс.руб.год

17.3.6.3 Расходы по содержанию и эксплуатации оборудования.

, тыс.руб./год (106)

где:

 - коэффициент, учитывающий расходы на текущий ремонт и эксплуатацию оборудования

- амортизационные отчисления на производственное оборудование, тыс.руб./год

по формуле (106)

 тыс.руб./год

17.3.7 Цеховые расходы.

В эту статью включены затраты по обслуживанию цехов и управлению ими: заработная плата основная, дополнительная и отчисления; по социальному страхованию общецехового персонала; амортизация; затраты по содержанию и текущему ремонты зданий и инвентаря; общецехового значения: расходы по охране труда.

Приближенно эти расходы определяются долей от расходов га содержание и эксплуатацию оборудования.

, тыс.руб./год (107)

где:

- величина зависит в первую очередь от установленной мощности.

по формуле (107)

 тыс.руб./год

17.3.8 Общестанционные (общезаводские) расходы.

Общестанционные расходы связаны с управлением работой станции. В этой статье отражаются следующие расходы: заработная плата административно-управленческого персонала; прочие расходы по управлению (командировки, канцелярский и другие расходы).

Общепроизводственные расходы (содержание, текущий ремонт, амортизация заводских средств, испытания, опыты, рационализация, охрана труда и т.д.) составляют:

, тыс.руб. (108)

где:

 - среднегодовая заработная плата на 1 человека административно-управленческого персонала, тыс.руб./год

 - численность административно-управленческого персонала

 - районный коэффициент по оплате труда

- доля прочих затрат общестанционного характера, которые определяются через издержки  и и зависят от установленной мощности

по формуле (108)

 тыс.руб/год

17.3.9 Общие издержки производства

В общие издержки производства  включены все рассчитанные затраты.

, тыс.руб./год (109)

по формуле (109)

тыс.руб/год

17.4 Калькуляция себестоимости электрической энергии, отпущенной с шин КЭС.

17.4.1 Себестоимость отпущенной электрической энергии. Се

, коп/кВт ч (110)

по формуле (110)

= 52,31 коп/кВт ч

, коп/кВт ч и т.д. (111)

по формуле (111)

= 40,67 коп/кВт ч

17.5 Сводная таблица технико-экономических показателей КЭС.

Таблица 25 [8] c.

Номер статей

Наименование статей калькуляция

 

Годовые издержки

Затраты на кВт*ч : коп/кВт*ч

Структура себестоимости %

Топливо на технологические цели

2346957,04

40,7

77,8

Вода на технологические цели

0,9

1,7

Основная заработная плата производственных рабочих

0,77

1,47

Дополнительная заработная плата производственных рабочих

0,08

0,15

Отчисления на социальное страхование с заработной платы производственных рабочих

12732,72

0,22

0,42

Расходы по содержанию и эксплуатации оборудования

480003,84

8,3

15,6

Цеховые расходы

57600,46

1,9

Общестанционные расходы

20640,43

0,36

0,7

Итого

3018338,5

52,3

100 %