6.6. Основные меры защиты от воздействий электрического поля на население. Санитарно-защитные зоны. Экранирование. Заземление. Предупредительные знаки. Выбор трассы линии, прокладка воздушной линии электропередач

7. Экономическая часть

7.1. Расчет экономической эффективности инвестиций в инвестиционный проект

7.1.1. Введение

7.1.2.Расчет технико-экономических показателей КЭС

7.3. Экономическая оценка эффективности инвестиций

7.4. Составление бизнес-плана

7.4.1. Цели разработки проекта

7.4.2. Анализ рынка сбыта

7.4.3. Тарифы на электроэнергию

7.4.4. План производства

7.4.5. Организационный план

7.4.6. Юридический план

7.4.7. Экологическая информация

7.4.8. Социальная реакция на строительство КЭС

7.4.9. Финансовый план

7.4.10. Отчет о прибылях

7.4.11. Отчет о движении наличности

7.4.12. Баланс

7.4.13. Показатели оценки работы КЭС

7.4.14. Основные выводы

8. Расчетное определение уровня электрических и магнитных полей промыш

ленной частоты вблизи электроэнергетических объектов

8.1. Введение

8.2. Математическая модель расчета электромагнитных полей промышленной частоты на энергообъектах

8.3. Существующие численные методы и программные средства для расчета электрических и магнитных полей промышленной частоты вблизи электроэнергетических объектов

8.4. Разработка методик расчета электрических полей промышленной частоты

8.5. Программа FIELD для расчета электрических и магнитных полей промышленной частоты вблизи электроэнергетических объектов

8.6 Расчет электрического поля ячейки открытого распределительного устройства 220 кВ

9. Заключение

2. Паспорт станции

Общие данные.

1. Проектируемая конденсационная электрическая станция предназначена для выдачи мощности в энергосистему (на 500 кВ) и обеспечение электроэнергией промышленных потребителей (на 220 кВ).

2. Станция расположена в Западной Сибири.

3. Тип станции - конденсационная.

4. Установленная мощность 1800 МВт.

5. Основное топливо - природный газ, резервное - мазут.

6. Техническое водоснабжение производится от реки.

Котельная.

1. На проектируемой КЭС будет установлено шесть котлов типа Пп-1000-25-545-ГМ производительностью 1000 т/ч.

2. Технический минимум производительности котлов на основном топливе составляет 30 %.

Машинный зал.

1. На КЭС будет установлено шесть турбин типа К-300-240-3 ПОТ ЛМЗ номинальной мощностью Рном = 300 МВт.

2. Расход пара на турбину 259,906 кг/с. Параметры пара: р=24,5 МПа, t=545 oC. Параметры перегретого пара р=4 МПа, t=545 oC.

3. Расчетное давление в конденсаторе р=0,0036 МПа.

4. На КЭС будет установлено шесть насосов типа СВПТ-350-1350 и шесть резервных питательных насосов типа СВПЭ-320-550.

Основное электротехническое оборудование.

1. Шесть турбогенераторов типа ТГВ-300-2У3 с Рном = 300 МВт.

2. Четыре трансформатора типа ТДЦ-400000/500 с Sном =400 МВА; два

трансформатора типа ТДЦ-400000/220 с Sном =400 МВА; четыре автотрансформатор связи типа АОДЦТН-167000/500/220 с Sном =500 МВА.

3. Число, тип, мощность и напряжение трансформаторов собственных нужд:

7хТРДНС-25000/35 с Sном=25 МВА, 20/6,3-6,3;

1хТРНД-25000/220 с Sном=25 МВА, 220/6,3-6,3.

Распределительные устройства.

1. Выдача электроэнергии в энергосистему производится на напряжении 500 кВ, обеспечение электроэнергией промышленных потребителей производится на напряжении 220 кВ.

2. Распределительные устройства 500 и 220 кВ - открытые распределительные устройства (ОРУ).

3. ОРУ 500 кВ выполнено по схеме три присоединения на четыре выключателя с выключателями типа ВНВ-500Б-40/3150У1 , от него отходят три воздушных линии (ВЛ) 500 кВ, связывающие КЭС и энергосистему.

ОРУ 220 кВ выполнено по схеме одна секционнированая система сборных шин с обходной системой шин с выключателями типа ВВБ-220Б-31,5/2000У1, от него отходят четыре ВЛ 220 кВ, питающих потребителей.

4. Распределительные устройства собственных нужд 6 и 0.4 кВ выполнены по схеме с одной системой сборных шин.

Технико-экономические показатели проектируемой КЭС.

1. Годовая выработка электроэнергии:

ГВт×ч/год

2. Расход электроэнергии на собственные нужды:

3. Удельный расход условного топлива:

- на производство 1 кВт ч электроэнергии:

г.у.т./(кВт×ч)

- на отпуск электроэнергии:

г.у.т./(кВт×ч)

4. Капитальные вложения в КЭС:

5. Себестоимость производства электроэнергии:

руб/(кВт×ч)

6. Число часов использования установленной мощности:

ч/год

7. КПД станции по отпуску электроэнергии:

3. Тепловая часть

3.1. Принципиальная тепловая схема электрической станции и ее расчет

Принципиальная тепловая схема характеризует сущность основного технологического процесса преобразования и использования энергии рабочего тела электростанции. На паротурбинной электрической станции эта схема включает: котельный и турбинный агрегаты с электрическим генератором и конденсатором. Принципиальная тепловая схема включает также насосы для перекачки рабочего тела (теплоносителя), как-то: питательные насосы котлов, испарителей и паропреобразователей; конденсатные насосы турбин, регенеративных подогревателей.

Основное и вспомогательное тепловое оборудование объединяется в принципиальной тепловой схеме линиями трубопроводов для воды и пара в соответствии с последовательностью движения рабочего тела в установке.

В принципиальной тепловой схеме несколько одинаковых агрегатов и установок изображаются одним агрегатом или установкой; резервное оборудование в эту схему не включают; в ней показывают лишь принципиальные связи (коммуникации) между оборудованием и арматуру, необходимые для осуществления основного технологического процесса.

Блок 300 МВт используется с одноступенчатым промежуточным перегревом пара. Турбоагрегат К-300-240 ЛМЗ имеет три цилиндра; цилиндр среднего давления состоит из ЦСД и ЦНД, рассчитанной на пропуск одной трети расхода пара в конденсатор; цилиндр низкого давления - двухпоточный. Начальные параметры пара 24,5 МПа, 545 оC, промежуточный перегрев пара при давлении 4 МПа при температуре 545 оC, конечное давление 0,0036 МПа. Котел прямоточного типа. Предусмотрено восемь регенеративных отборов пара из турбины. В схему включены: три регенеративных подогревателя высокого давления; деаэратор 0.69 МПа, питаемый паром из четвертого отбора; два регенеративных подогревателя низкого давления поверхностного типа и два регенеративных подогревателя низкого давления смешивающего типа. Из ПВД дренаж сливается каскадно в деаэратор, из ПНД № 5 и 6 - в ПНД №7. Имеется подогреватель уплотнений. Паровоздушная смесь конденсатора турбины отсасывается пароструйным эжектором.

В этой установке применен турбинный привод рабочего питательного насоса с питанием приводной турбины паром из отбора №3 и с отводом отработавшего пара в конденсатор.

Пуско-резервный насос половинной производительности имеет привод от электродвигателя. Добавочная вода после глубокого химического обессоливания поступает в конденсатор турбины. Принятые параметры регенеративных отборов по ступеням турбоустановки приведены в табл. 3.1.

Расчет производиться в соответствии с методикой описанной в [1].

3.1.1. Процесс расширения пара в турбине с промежуточным перегревом

Определение энтальпии по заданным значениям давления и температуры свежего пара. В соответствии с [2] энтальпия свежего пара :

Потери давления в стопорных регулировочных клапанах составляют 5 %. Следовательно давление пара с учетом этих потерь:

где - давление свежего пара, МПа.

По заданному давлению промежуточного пара с помощью “ h,s - диаграммы для водяного пара “ [2] определена энтальпию пара на входе в промежуточный перегрев для идеального процесса в ЦВД:

Теплоперепад срабатываемый в ЦВД для этого случая:

где - энтальпия свежего пара, кДж/кг; - энтальпия пара на входе в промежуточный перегрев для идеального процесса в ЦВД, кДж/кг;

Итак:

Реальный теплоперепад (с учетом потерь):


¹	²	³	⁴	⁵	⁶	⁷	⁸	⁹	¹⁰	¹¹	¹²