Произведем технико-экономическое сравнение двух вариантов структурных схем, приведенных на рис. 2.1 и 2.2. На угольной ГРЭС установлено:
1 вариант – 3 генератора ТВМ-300У3, работающие в блоке с трансформаторами ТДЦ-400000/220-73У1 (Рх =330 кВт, Рк = 880 кВт) и 2 генератора ТВВ-160-2ЕУ3, работающие в блоке с трансформаторами ТДЦ-200000/110 (Рх =170 кВт, Рк = 550 кВт). Связь между распределительными устройствами осуществляется двумя автотрансформаторами АТДЦТН-125000/220/110 (Рх = 65 кВт, РкВС = 290 кВт, РкВН = 235 кВт, РкСН = 230 кВт).
2 вариант – 5 генераторов ТГВ-200-2УЗ, работающие в блоке с трансформаторами ТДЦ-250000/220 (Рх =170 кВт, Рк = 550 кВт) и 2 генератора ТФВ-110-2ЕУЗ, работающие в блоке с трансформаторами ТДЦ-125000/110 (Рх =170 кВт, Рк = 550 кВт). Связь между распределительными устройствами осуществляется двумя автотрансформаторами АТДЦТН-63000/220/110 (Рх = 37 кВт, РкВС = 200 кВт, РкВН = 162 кВт, РкСН = 159 кВт).
Tуст = 7000 ч., Tмах = 6900 ч., cos φ = 0,89.
Составляем таблицу подсчета капитальных затрат, учитывая основное оборудование.
Таблица 4.1
Оборудование | Стоимость единицы, тыс. руб. | Варианты | |||
1 вариант (рис. 2.1.) | 2 вариант (рис. 2.2.) | ||||
Кол-во, шт. | Общая стоимость, тыс. руб. | Кол-во, шт. | Общая стоимость, тыс. руб. | ||
ТВМ-300У3 | 900 | 3 | 2700 | - | - |
ТВВ-160-2ЕУ3 | 650 | 2 | 1300 | - | - |
ТГВ-200-2УЗ | 593,4 | - | - | 5 | 2967 |
ТФВ-110-2ЕУЗ | 350 | - | - | 2 | 700 |
ТДЦ-400000/220-73У1 | 389 | 3 | 1167 | - | - |
ТДЦ-200000/110 | 253 | 2 | 506 | - | - |
АТДЦТН-125000/220/110 | 195 | 2 | 390 | - | - |
ТДЦ-250000/220 | 284 | - | - | 5 | 1420 |
ТДЦ-125000/110 | 140 | - | - | 2 | 280 |
АТДЦТН-63000/220/110 | 159 | - | - | 2 | 318 |
Ячейки ОРУ 110 кВ | 38 | 4 | 152 | 6 | 228 |
Ячейки ОРУ 220 кВ | 75 | 3 | 225 | 3 | 225 |
Итого: | 6440 | 6138 | |||
Итого с учетом удорожания: | 6440 х 26 | 6138 х 26 |
Для упрощения расчетов: повторяющиеся в вариантах элементы не учитываем.
Для определения годовых эксплуатационных издержек подсчитываем потери электроэнергии:
Вариант 1: Определяем потери в блочном трансформаторе, присоединенном к шинам 110 кВ, по
По графику определяем продолжительность максимальных потерь ч.
Максимальная нагрузка блочного трансформатора:
МВА
Для блоков с трансформаторами 400 МВА, присоединенных к шинам 220 кВ:
Определяем потери в блочном трансформаторе, присоединенном к шинам 110 кВ:
МВА
Потери электроэнергии в автотрансформаторе связи, с учетом того, что обмотка НН не нагружена:
где Т=8760 ч, так как автотрансформатор связи включен в течении всего года. Наибольшая загрузка обмоток будет в режиме минимальной нагрузки на 110 кВ(аварийный режим в расчете потерь не учитывается):
Время максимальных потерь = следовало определить по TMAX графика перетоков мощности через автотрансформатор, но график не задан, поэтому принимаем средним между TMAX генератора и нагрузки 110 кВ;
По этому значению находим = = по [3. §5.1., с. 396., (рис 5.6)]. Удельные потери в обмотках:
[3. §5.1., с. 397., (5.15)]
[3. §5.1., с. 397., (5.16)]
;
Определяем годовые потери:
Вариант 2: Определяем потери в блочном трансформаторе, присоединенном к шинам 220 кВ:
МВА
Определяем потери в блочном трансформаторе, присоединенном к шинам 110 кВ:
МВА
Потери электроэнергии в автотрансформаторе связи:
;
Определяем годовые потери:
Готовые эксплуатационные издержки определяются по формуле:
где Ра, Pо - отчисления на амортизацию и обслуживание, %; W - потери электроэнергии кВт ·ч; - стоимость 1 кВт ·ч потерь электроэнергии, (коп/кВт ч).
тыс. руб./год
тыс. руб./год
Экономическая целесообразность схемы определяется минимальными приведенными затратами (без учета ущерба):
где К - капиталовложение на сооружение электроустановки, тыс. руб.;
рн - нормативный коэффициент экономической эффективности, равный 0,12;
И - годовые эксплуатационные издержки, тыс.руб./ год.
тыс. руб./год
тыс. руб./год
Второй вариант экономичнее первого на 9,65 %. Принимаем второй вариант.