Компановка и расчет главной электрической схемы ТЭЦ

t’п=( К22*tп)/ К2’2=(1,1,4922*18)/1,6352=14,99 ч

Допустимое значение коэффициента перегрузки с учетом системы охлаждения трансформатора (ДЦ), эквивалентной годовой температуры воздуха для г. Омска (+100С), времени перегрузки трансформатора (14,99 ч), коэффициентов начальной нагрузки и перегрузки определяем по (2):

К2доп=1,4

Так как не выполняется условие:

К2’< К2доп,

то условие работы трансформатора по перегрузочной способности не удовлетворяется и выбираем следующий трансформатор.

 

       Намечаем к установке два трансформатора связи ТРДЦН-100000/220.

1.  tп=7 ч

 

2.  Коэффициент максимальной  нагрузки:

Кmax=114,5/100=1,145

 

3.  Коэффициент недогрузки:

Где Sэк1 – эквивалентная мощность недогрузки

Тогда: К1=76,14/100=0,7614

4. Коэффициент перегрузки:

Где Sэк2 – эквивалентная мощность перегрузки

Тогда:

К2=107,73/100=1,0773

 

К2≥ 0,9*Кmax (1,0773≥1,0305)

Так как данное условие соблюдается, двухступенчатый график не требует кррекции, и трансформатор принимается к установке в данной схеме.

 

Аналогичный выбор трансформаторов произведем для схемы рис. 2б.

Выбор трансформаторов блока.

Sт.ном≥Sг.ном, Uт.вн=Uору, Uт.нн=Uг.ном

Из условия того, что:

Sг.ном=200 МВА

Uг.ном=15,75 кВ

Uору=220 кВ

Выбираем трансформатор: ТДЦ-200000/220

Выбор трансформатор связи.

Sт.ном≥

Намечаем к установке 2 трансформатора ТРДЦН-100000/220.

Аналогично с расчетами для первой схемы производим расчет коэффициентов:

 

  tп=24 ч

Расчет этого трансформатора прекратим.

 

 

Намечаем к установке 2 трансформатора ТРДЦН-160000/220.

 

1.  tп=10 ч

 

2.  Коэффициент максимальной  нагрузки:

Кmax=181,8/160=1,1362

 

3.  Коэффициент недогрузки:

Где Sэк1 – эквивалентная мощность недогрузки

Тогда: К1=139,65/160=0,8728

5. Коэффициент перегрузки:

Где Sэк2 – эквивалентная мощность перегрузки

Тогда:

К2=172,88/160=1,0805

 

К2≥ 0,9*Кmax (1,0805≥1,02258)

Так как данное условие соблюдается, двухступенчатый график не требует кррекции, и трансформатор принимается к установке в данной схеме.

 

 

5. Выбор схем распределительных устройств

 

Вид схем распределительных устройств ТЭЦ определяется функциями станции в энергосистеме и ее структурной схемой. К факторам, оказывающим большое влияние га схемы РУ, относятся: количество генераторов и наличие блоков; состав потребителей, планируемых к подключению к шинам станции; уровни напряжений.

Выбор схему ГРУ. Согласно требованиям ГРУ, как правило, выполняется с одной секционированной системой сборных шин. Эти схемы применяются при числе присоединений на секцию не более 8. Секционирование должно выполяться так, чтобы каждая секция имела источник энергии и примерно соответствующую нагрузку. Поэтому число секций ГРУ принимаем равным числу генераторов. Для ограничения токов КЗ в схему устанавливаются секционные и линейные реакторы и используются трансформаторы с расщепленной обмоткой.

Выбор схемы ОРУ. К РУ повышенного напряжения подключаются потребительские линии, линии связи с ситемой, трансформатры связи, блоки и резервные трансформаторы собственных нужд. Выбор схемы ОРУ зависит от: общего числа присоединений; уровня напряжений; режима работы связи с системой.

Количество цепей ЛЭП, присоединяемых к шинам станции, определяем по их пропускной способности (для семы рис. 2а):

• количестов цепей для связи с энергосистемой:

nc=Sобм.макс/Sл.220=79,5/80=1

• количество цепей для связи с потребителем:

nр2=S2.макс/Sл.220=485,8/80=6

общее число присоединений к шинам ОРУ:

nприс= nc+ nр2+ nтр.св+ nбл=1+6+2+2=11

 

Аналогичный расчет произведем для схемы рис. 2б:

• количестов цепей для связи с энергосистемой:

nc=Sобм.макс/Sл.220=44,81/80=1

• количество цепей для связи с потребителем:

nр2=S2.макс/Sл.220=485,8/80=6

общее число присоединений к шинам ОРУ:

nприс= nc+ nр2+ nтр.св+ nбл=1+6+2+2=11

 

а)

 

б)

 

Рис. 2. Главные электрические схемы ТЭЦ, принимаемые к проектированию.

 

6. Технико-экономический расчет

 

Технико-экономические расчеты обеспечивают предварительную экономическую экспертизу вариантов. В соответствии с «Методикой технико-экономических расчетов в энергетике», оптимальным из сравниваемых вариантов считается вариант, оюеспечивающий минимум приведенных затрат:

З=0,12*К+И

где 0,12 – нормативный коэффициент использования капитальных затрат; К – капиталловложения в установку; И – годовые издержки на эксплуатацию схемы.

Сначала произведем расчет для схемы рис. 2а.

Расчет капиталловложений. В капитальных вложениях учитываются только элементы главной схемы: генераторы, трансформатры связи и блоков, силовые выключатели на 10кВ и 220кВ. оценку выключателей проводят согласно следующим требованиям: на РУ 220кВ ставят воздушные выклюатели, а на РУ 10кВ – маломасляные.

Капиталловложения в установку определяются как:

К=∑Кген+∑Ктранс+∑Квыкл.220кВ+∑Квыкл.10кВ

Стоимость генераторов:

Кген=260*4+593*2=2226 тыс. руб

Стоимость трансформаторов:

Ктранс=269*2+253*2=1044 тыс. руб

Стоимость силовых выключателей на 220кВ. Количество выключателей на 220кВ определяется количеством присоединений к шинам ОРУ и выключателями, оюслуживающими схему ОРУ: 3 – секционный, 2 – шиносоединительных, 2 – обходных. Таким образом:

nвыкл.220=8+7=15,

их стоимость:              Квыкл.220кВ=33,76*15=506,4 тыс. руб

Стоимость выключателей на 10кВ. в расчет принимаются все выключатели ГРУ за исключением выключателей, присоединенных к потребителю S1, и выключателей на собственные нужды (с.н. в проекте не разрабатываются).

Квыкл.10кВ=17,6*16=281,6 тыс. руб

Полная стоимость основного оборудования:

К1=3270+788=4058 тыс. руб

Расчет эксплуатиационных издержек.

1. Потери в трансформаторах  связи. Расчет потерь ведем по графику перетока мощности через трансформаторы связи для нормального режима. Время использования максимума и время наибольших потерь:

Тmax=(2024,8)*365/114,5=6454,6 ч.

τ=f(Тmax )=4750 ч.

Потери в трансформаторах:

 

∆Wтр.св=2*8760*115+(360/2)*(114,5/100)2*4750=3135 МВт*ч.

2.  Потери в трансформаторах  блока. Расчет ведем по графику  нагрузки генератора (рис. 1.2). Время  использования максимума и время  наибольших потерь:

Тmax=(423,5*10+402,3*14)*365/423,5=8504,1 ч.

τ=f(Тmax )=8100 ч.

∆Wтр.бл=2*8760*200+(580/2)*(423,5/200)2*8100=14036 МВт*ч.

3.  Полные потери энергии  в трансформаторах станции:

∆W=∆Wтр.св+∆Wтр.бл=3135+14036=17171 МВт*ч.

4.  Эксплуатационные  издержки:

И1=ра*К1+рор.220*Коб.220+рор.10*Коб.10+сэ*∆W=0,064*4058+0,02*1482,8+0,04*2507,6+0,006*17171=492,6 тыс.руб.

Расчет приведенных затрат.

З1=0,12*К1+И1=0,12*4058+492,6=979,5 тыс.руб.

 

Теперь произведем расчет для схемы рис. 2б:

Расчет капиталловложений.

К2=∑Кген+∑Ктранс+∑Квыкл.220кВ+∑Квыкл.10кВ

Кген=260*5+2*650=2600 тыс. руб

Ктранс=284*2+269*2=1106 тыс. руб

nвыкл.220=8+7=15, Квыкл.220кВ=33,76*15=506,4 тыс. руб

Квыкл.10кВ=17,6*19=334,4 тыс. руб

К2=3706+840=4546 тыс. руб

Расчет эксплуатиационных издержек.

1. Потери в трансформаторах  связи.

Тmax=(3675)* 365/181,8=7378 ч.

τ=f(Тmax )=6200 ч.

 

Потери в трансформаторах:

∆Wтр.св=2*8760*167+(526/2)*(181,8/160)2*6200=5031 МВт*ч.

2.  Потери в трансформаторах  блока.

Тmax=(321,9*14+338,8*10)*365/338,8=8505,1 ч.

τ=f(Тmax )=8100 ч.

∆Wтр.бл=2*8760*200+(580/2)*(338,8/200)2*8100=10244 МВт*ч.

3.  Полные потери энергии в трансформаторах станции:

∆W=∆Wтр.св+∆Wтр.бл=5031+10244=15275 МВт*ч.

4.  Эксплуатационные  издержки:

И2=ра*К2+рор.220*Коб.220+рор.10*Коб.10+сэ*∆W=0,064*4546+0,02*1544,8+0,04*2507,6+

+0,006*15275=513,7 тыс.руб.

Расчет приведенных затрат.

З2=0,12*К2+И2=0,12*4546+513,7=1046,9 тыс.руб.

 

Вывод. Результаты расчетов обоих вариантов схем представлены в следующей таблице 6:

              Сводные данные технико-экономического  расчета                       Табл. 6.1

Схема	К, тыс.руб.	И, тыс.руб.	З, тыс.руб.
Рис. 3а	4058	492,6	979,5
Рис. 3б	4546	513,7	1059,2

Как следует из этих данных, приведенные затраты на строительство и эксплуатацию схем ТЭЦ по первому варианту (рис. 2а) на 7% меньше затрат по второму варианту (рис. 2б), поэтому принимаем для дальнейшей проектной разработки схему (рис. 2а). В табл. 2.1 и 6.2 приведены технические характеристики генераторов и трансформаторов этой схемы:

Каталожные данные трансформаторов Табл.6.2

 

 

Каталожные данные генераторов

Место установки	Тип	Кол-во	Sном,МВА	Pном,МВт	Uном, кВ	cosfн	x"d, о.е.
ГРУ	ТВФ-63-2У3	4	78,75	63	10,5	0,8	0,153
Блок	ТВВ-200-2АУ3	2	235,3	200	15,75	0,85	0,1805

 

Каталожные данные трансформаторов

Место установки	Тип	Кол-во	Sном,МВА	Uвн, кВ	Uнн, кВ	Pх, кВт	Pк, кВт	Uк, %
Тр-р связи	ТРДЦН-100000/220	2	100	230	11	102	340	12,5
Блок	ТДЦ-200000/220	2	200	242	15,7	130	660	11

 

 

 

7.  Расчет токов короткого замыкания

Предварительный выбор секционных реакторов. Сопротивление секционных реакторов должно быть достаточным для того, чтобы ограничить ток КЗ до значений, соответствующих параметрам намечаемых к установке выключателей. Номинальный ток секционного реактора должен соответствовать мощности, передаваемой от секции к секции при нарушениях нормального режима. Но так как точный расчет режима секционных реакторов затруднен из-за неопределенности возможных нарушений, то поступают так: ток реактора принимают по току генератора:

,

а сопротивление предварительно задают в пределах xр=0,1-0,4 Ом.

В соответствии с этими рекомендациями предварительно выбираем реактор с номинальным током не менее 0,5·Iг.ном=0,5·4,33=2165 А. Из существующей номенклатуры [2] выбираем реактор типа РБГ-10-2500-0,2У3 с номинальным током Iр.ном=2500 А и сопротивлением xр=0,2 Ом.

 

 

Рис. 1.7. Схема замещения для определения токов КЗ в точках К1 и К2

Задание базисных величин. В качестве базисных величин принимаем:

Sб=1000 МВА; Uб1=230 кВ; Uб2=10,5 кВ.

 кА; кА.

Расчет сопротивлений схемы замещения. Расчет сопротивлений выполняется в относительных единицах при базисных условиях (для упрощения “звёздочка” в индексах опущена).

1.Сопротивления энергосистем С1 и С2 соответственно:

 о.е.

 о.е.,

2.Сопротивления ЛЭП (результаты расчетов сведены в табл. 1.13):

,

где xуд – удельное сопротивление линии; nц – кол-во параллельных цепей; 
L – длина линии.

Таблица 1.13

ЛЭП	Uб1, кВ	xуд, Ом/км	nц	L, км	Сопротивление линии в схеме замещения, о. е.
W1	230	0,4	2	140	x3	0,556
W2	230	0,4	2	80	x4	0,318
W3	230	0,4	2	100	x5	0,397