 |
проектируемой электростанции
|
|
|
|
Таблица 2.1 Технические данные выбранных генераторов
| Типгенератора | P, МВт | S, МВА | U, кВ | 
| 
|
| ТВФ - 63-2УЗ | 78,75 | 10,5 | 0,8 | 0,153 | |
| ТВВ -200-2АУЗ | 235,3 | 15,75 | 0,85 | 0,1805 | |
| ТВВ -160-2EУЗ | 15,75 | 0,85 | 0,213 |
Генератор ТВФ-63-2УЗ: генератор с водородным форсированным охлаждением, 63- мощность в продолжительно допустимом режиме перегрузки, МВт, 2- количество полюсов, У- для работы в районах с умеренным климатом, З- для работы в закрытых помещениях с естественной изоляцией.
Генератор ТВВ-160-2ЕУЗ: генератор с водородно-водяным охлаждением обмоток, 160-номинальная мощность, МВт, 2- количество полюсов, Е-принадлежность к единой унифицированной серии, У- для работы в районах с умеренным климатом, З- для работы в закрытых помещениях с естественной изоляцией.
Выбор двух вариантов схем
проектируемой электростанции
Вариант 1
| Вариант 2 |
| Рисунок 2.2 |
| Рисунок 2.1 |
В первом варианте все линии питаются через ГРУ 10 кВ, а во втором два генератора подключается к РУ 330 кВ через блочные трансформаторы. ГРУ выполняется с одиночной секционированной системой шин.
Питание потребителей генераторного напряжения осуществляется через групповые реакторы.
В двух вариантах РУ 330 кВ выполняется полуторной.
Выбор трансформаторов на проектируемой ТЭЦ
Выбираем трансформаторы связи для первого варианта исходя из двух условий:
1)Выдача избыточной мощности в энергосистему в период минимума нагрузки на шинах генераторного напряжения:
, (2.1)
где Рг и cosφг – номинальная мощность и номинальный коэффициент мощности генераторов;
Рг.н. мин и cosφср – минимальная нагрузка шин генераторного напряжения и средний коэффициент мощности нагрузки;
|
|
|
Рс.н. и cosφсн - мощность потребляемая собственными нуждами и коэффициент мощности собственных нужд.
2)Пропуск от энергосистемы недостающей мощности на шинах генераторного напряжения в момент максимальной нагрузки и при отключении одного из наиболее мощных генераторов
, (2.2)
где Рг.н. макс и cosφср – максимальная нагрузка шин генераторного напряжения и средний коэффициент мощности нагрузки.
При аварийном отключении одного из двух параллельно работающих трансформаторов или при одновременном отключении одного генератора и одного трансформатора (наложение аварий), перегрузка оставшегося в работе трансформатора Sт ав не должна превышать 1,4.
В связи с обратимым режимом работы трансформаторов связи предусматриваем устройства для регулирования напряжения нагрузкой (РПН) на стороне высшего напряжения (ВН).
Sт = 
Блочный трансформатор рассчитываем по формуле
; 
По [3] табл. 3.6 стр.146 выбираем трансформаторы типа ТРДЦН-63000/330, блочный трансформатор типа ТДЦ-200000/330
Трансформаторы связи для второго варианта:
1. 
2. 
Sт = 
Блочный трансформатор рассчитываем по формуле
; 
По [3] табл. 3.6 стр.146 выбираем трансформаторы типа ТРДЦН-63000/330, а блочный трансформатор типа ТДЦ-250000/330.
Номинальные данные выбранных трансформаторов сводим в таблицу 2.2.
Трансформаторы собственных нужд выбираются по условию:
где 
-процент расхода мощности на собственные нужды.
Определяем мощности трансформаторов собственных нужд для первого варианта схемы:
Генераторы ТВФ-63-2У3:
МВ∙А.
Выбираем трансформатор ТДНС-10000/35 (таблица3.8.[2]).
Основные технические данные приведены в таблице 2.3.
Генераторы ТВВ-160-2ЕУ3:
МВ∙А.
Выбираем трансформатор ТРДНС-25000/35 (таблица3.8.[2]).
Выбираем резервный трансформатор:
МВ∙А.
Выбираем трансформатор ТРДНС-25000/330, которой изготавливаем на заказ.
|
|
|
Выбираем пускорезервный трансформатор:
МВ∙А.
Выбираем трансформатор ТРДНС-32000/330 (таблица3.8.[2]).
Определяем мощности трансформаторов собственных нужд для второго варианта схемы:
Генераторы ТВФ-63-2У3:
МВ∙А.
Выбираем трансформатор ТДНС-10000/35 (таблица3.8.[2]).
Генераторы ТВВ-200-2АУ3:
МВ∙А.
Выбираем трансформатор ТРДНС-25000/35 (таблица3.8.[2]).
Выбираем резервный трансформатор:
МВ∙А.
Выбираем трансформатор ТРДНС-25000/330, которой изготавливаем на заказ.
Выбираем пускорезервный трансформатор:
МВ∙А.
Выбираем трансформатор ТРДНС-40000/330 (таблица3.8.[2]).
Основные технические данные приведены в таблице 2.3.
Таблица 2.2 Номинальные данные выбранных трансформаторов
| Тип | Номинальное напряжение | Потери, кВт | Uкз% | Iхх% | ||
| ВН | НН | хх | кз | |||
| ТДЦ-200000/330 | 15,75 | 0,55 | ||||
| ТДЦ-250000/330 | 15,75 | 0,5 | ||||
| ТРДЦН-63000/330 | 10,5 | 0,8 |
Таблица 2.3 - Технические данные выбранных трансформаторов
| Тип трансформатора | Sном, МВА | Uвн, кВ | Uнн, кВ | Pх кВт | Pк кВт | Uк, % | Iх,% | |
| ТДНС-10000/35 | 10,5 | 6,3 | 0,75 | |||||
| ТРДНС-25000/35 | 15,75 | 6,3-10,5 | 10,5/30 | 0,65 | ||||
| ТРДНС-25000/330 | 6,3-10,5 | 10,5/30 | 0,65 | |||||
| ТРДНС-32000/15 | 15,75 | 6,3-10,5 | 12,7/40 | 0,6 | ||||
| ТРДНС - 40000/20 | 15,75 | 6,3-10,5 | 12,7/40 | 0,5 | ||||
3. ВЫБОР И ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ГЛАВНОЙ СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ
Экономически целесообразный вариант определяется минимумом приведенных затрат:
, (3.1)
где i = 1,2 – номера вариантов;
К – капиталовложения на сооружение электроустановки, тыс. у.е. (для облегчения исключим одинаковые капитальные вложения вариантов);
Рн – нормативный коэффициент экономической эффективности капиталовложений, равный 0,15;
И – годовые эксплуатационные издержки;
У – ущерб от недоотпуска энергии.
Капиталовложения определяем по укрупненным показателям стоимости элементов схем, результаты сводим в таблицу.3.1.
Таблица 3.1 Капиталовложения элементов схем
| Оборудование | Стоимость единицы, тыс. у.е. | Варианты | |||
| Первый | Второй | ||||
| к-во ед, шт. | общ. ст., тыс. у.е. | к-во ед, шт. | общ. ст., тыс. у.е. | ||
| ТВФ - 63-2УЗ | |||||
| ТВВ -200-2АУЗ | 593,4 | - | - | 593,4 | |
| ТВВ -160-2EУЗ | - | - | |||
| ТДЦ-200000/330 | - | - | |||
| ТДЦ-250000/330 | 305,6 | - | - | 305,6 | |
| ТРДЦН-63000/330 | |||||
| ТДНС-10000/35 | |||||
| ТРДНС-25000/35 | |||||
| ТРДНС-25000/330 | |||||
| ТРДНС-32000/15 | - | - | |||
| ТРДНС - 40000/20 | - | - | |||
| Ячейка ОРУ 330кВ | - | - | - | - | |
| Ячейка ГРУ 10 кВ | 38,3 | 38,3 | - | - | |
| Итого | 2341,3 |
|
|
|
Годовые эксплуатационные издержки, тыс. у.е.:
, (3.2)
где Ра и Ро – отчисления на амортизацию и обслуживание,%;
ΔЭ – потери энергии в кВт·час;
ß – стоимость 1 кВт·час потерянной энергии, равная 0,8 цента/(кВт·ч).
Потери энергии в двух обмоточном трансформаторе:
, (3.3)
где ΔРхх – потери холостого хода;
ΔРкз – потери короткого замыкания;
Sн – номинальная мощность трансформатора;
Sм – максимальная нагрузка трансформатора;
Т – число часов работы трансформатора;
t – число часов максимальных потерь, определяемое по [1] рис.5.6, в зависимости от Тmax = 5000 ч,t = 3600 ч;
Тmax – величина определяется по графикам нагрузки на шинах НН подстанции или по графику выдачи мощности энергосистемы через трансформатор связи. Если построение графиков не производится, то для трансформаторов на подстанциях величина Тmax принимается равной Тmax потребителей на шинах НН.
Потери в трансформаторе связи для 1-го варианта:
Для двух трансформаторов ΔЭ1= 2ּΔЭ = 27,2 ·10 5 кВт·ч.
Для блочного трансформатора: 
Всего для первого варианта: ΔЭ2 = 59,51 ·105 кВт·ч.
Потери в трансформаторах связи для 2-го варианта:
Для двух трансформаторов ΔЭтр= 2ּΔЭ = 23,76 ·10 5 кВт·ч.
Для блочного трансформатора:
Всего для второго варианта: ΔЭ2 = 61,8 ·105 кВт·ч.
Годовые эксплуатационные издержки для двух вариантов, тыс. у.е.
Определяем приведенные затраты:
Так как приведенные затраты 2 варианта меньше на 14,9%, то для дальнейшего рассмотрения принимаем этот вариант ТЭЦ.
Главную схему электрических соединений разрабатываем по составленной ранее структурной схеме выдачи мощности станции. Для принятой схемы выдачи мощности определяем число присоединений в каждом из РУ, которое рассчитывается как сумма числа отходящих к потребителям линий (n лэп), числа линий связи с системой (n св.) и числа трансформаторов связи или питающих трансформаторов (n т), подключенных к данному РУ:
|
|
|
N = n лэп + n св.+ n т.св + n т
Количество отходящих линий со стороны ГРУ определяем по формуле:
где Рмах – максимальная мощность;
Рл – наибольшая передаваемая мощность для одной линии. Для напряжения 10 кВ Рл = 4,25 МВА, для напряжения 330 кВ Рл = 300 МВА.
Количество отходящих линий от РУ 330 кВ
Реакторы выбираем по номинальному напряжению, току и индуктивному сопротивлению. Номинальный ток секционного реактора определяется из соотношения
Iр > 0,7·Iном. г, (3.4)
Iр > 
В соответствии с вышесказанным по [3] табл.5,14 стр.342 принимаем реакторы типа РБДГ-10 - 4000 - 0,18У3.
Линейные реакторы также выбираем по номинальному напряжению, току и индуктивному сопротивлению. Выбираем одинарные реакторы, к которым подключаем по 3 линии. Ток в реакторе:
(3.5)
По [3] табл.5,15 стр.350 принимаем реакторы типа РБУ-10- 1000 - 0,22У3.
4. Расчёт токов короткого замыкания для выбора аппаратов и токоведущих частей
Сопротивление элементов электрических цепей может быть задано в именованных величинах и в процентах или относительных величинах. Для того, чтобы схему замещения можно было преобразовать к простейшему виду, необходимо привести параметры элементов схемы к одной какой-либо ступени напряжения или выразить эти параметры в единых масштабах. Последнее в установках напряжением выше 1000 В удобнее всего производить с помощью системы относительных единиц (о.с.). Чтобы получить относительное значение какой-либо величины, нужно поделить ее на величину, принятую за единицу измерения. При этом за единицу измерения или, как принято называть, за базисную величину может быть принято любое количественное значение параметра соответствующей размерности.
Сущность системы о.е. заключается в том, что все фигурирующие в расчетах величины - сопротивления X, токи I, напряжения Uи мощность S - выражаются не в обычных единицах (Ом, А, кВ, МВА), а в долях от принятых за базисные единицы
.
Базисные величины связаны между собой законом Ома: 
и уравнением мощности
.
Из четырех базисных единиц только две выбираются произвольно, а две другие получаются из указанных соотношений.
Относительное значение любой величины при выбранных базисных условиях определяется по формуле:
(4.1)
где 
- значение величины в именованных единицах;
- базисное значение этой же величины.
Звездочка * указывает, что величина выражена в о.е., индекс б - что она приведена к базисным условиям.
|
|
|
Используя выражение (4.1) для определения сопротивления в о.е., получим:
(4.2)
где X - заданное индуктивное сопротивление, Ом на фазу.
Обычно относительные сопротивления элементов (генераторов, двигателей, трансформаторов и реакторов) задаются при номинальных условиях, т.е. за базисные величины прияты номинальные. Их величины определяются по выражению (4.2), где базисные величины заменяются соответствующими номинальными, т.е.
Чтобы вести расчет в о. е., необходимо все ЭДС и сопротивления элементов схемы выразить в о.е..
Для удобства расчетов за базисную мощность желательно принимать величину, кратную десяти или кратную установленной мощности генерирующих источников расчетной схемы.
За базисное напряжение при приближенном приведении принимают средненоминальные напряжения ступеней 
.
Расчётные выражения для определения приведённых значений сопротивлений:
генератор 
;
трансформатор 
;
реактор 
;
линия электропередачи 
;
, 
- базисная и номинальная мощность, МВА;
- базисный ток, кА;
, - относительные сопротивления элементов схемы;
- удельное сопротивление 1 км линии, для воздушных принимается равным О,4 Ом/км, для кабельных - 0,8 Ом/км;
- длина ЛЭП, км
- напряжение КЗ трансформатора в процентах;
- среднее номинальное напряжение, кВ
Сопротивления элементов схемы, приведенные к базисным условиям, наносим на схему замещения. Для этого каждый элемент в схеме замещения обозначаем дробью: в числителе ставим порядковый номер элемента, а в знаменателе - значение относительного индуктивного сопротивления. ЭДС элементов придаются порядковые номера, и указываем величину в о.е. Сверхпереходная ЭДС для практических расчетов находится по формуле: 
.
Составляем схему замещения (рис. 4.1) и определяем параметры её элементов.
Принимаем 
=340 кВ; =1000 МВА; 
;
Определяем сопротивление системы:
Определяем сопротивления линий:
Определяем сопротивления генераторов:
Определяем сопротивления трансформаторов:
Определяем сопротивления реакторов:
.
По [1] табл. 3.4 стр.130 определяем сверхпереходную ЭДС Ес”=1 Ег1,2”=1,09, Ег3”=1,095.
1) Преобразуем схему замещения для точки КЗ 1.
| X14/0,428 |
| X15 '/1,745 |
| X16/1,745 |
| КЗ 1 |
| X6/1,63 |
| X7/1,94 |
| X8/1,94 |
| Е//с = 1 |
| Е//1= 1,09 |
| Е//2= 1,09 |
| Е//3=1,095 |
Преобразуем треугольник в звезду:
| Е//с = 1 |
| X14/0,428 |
| КЗ 1 |
| X17/0,595 |
| X18/0,556 |
| X19/0,556 |
| X8/1,94 |
| X7/1,94 |
| Е//1= 1,09 |
| Е//2= 1,09 |
| Е//3=1,095 |
| X15/1,21 |
| X15/1,21 |
| Е//1,2= 1,09 |
| Е//с = 1 |
| X14/0,428 |
| X23/3,686 |
| КЗ 1 |
| X15/1,21 |
| Е//3=1,095 |
Схему преобразуем к виду
Преобразуем схему методом эквивалентирования:
; 
;
;
; 
;
;
(по формуле приведения 
)
Начальное значение периодической составляющей трехфазного тока КЗ в именованных единицах вычисляется по формуле 
:
кА; 
кА;
кА.
кА – начальное значение периодической составляющей тока КЗ.
Определим теперь ударный ток по формуле: 
Среднее значение ударного коэффициента на шинах 330 кВ 
.
кА; 
кА; 
кА;
=1,27+1,27 + 3,87 + 9,99 = 16,4 кА – суммарный ударный ток в точке КЗ 1.
2) Преобразуем схему замещения для точки КЗ 2.
Схему преобразуем к виду:
Принимаем =10,5 кВ; =1000 МВА;
;
Начальное значение периодической составляющей
трехфазного тока КЗ:
кА;
кА;
кА.
кА.
кА
Среднее значение ударного коэффициента на шинах 10 кВ 
.
кА; 
кА; 
кА; 
кА;
= 37,45 + 85,3 + 32,79 + 58,93 =214,47 кА – суммарный ударный ток в точке КЗ
3) Преобразуем схему замещения для точки КЗ 3.
Преобразуем схему методом эквивалентирования:
| X28/6,4 |
| X9/8 |
| КЗ 3 |
| X27/2,22 |
| X8/1,94 |
| Е//1 = 1,09 |
| Е//2 = 1,09 |
| Е//3 =1,095 |
| X29/2,256 |
| Е//С = 1 |
| X32/86,39 |
| КЗ 3 |
| X30/30 |
| X31/26,26 |
| Е//1 = 1,09 |
| Е//2 = 1,09 |
| Е//3 = 1,095 |
| X33/19,5 |
| Е//С = 1 |
;
; 
;
;
; 
; 
; 
;
Начальное значение периодической составляющей
трехфазного тока КЗ:
Принимаем =6,3 кВ; =1000 МВА;
;
кА; 
кА;
кА. 
кА.
Кроме того точка КЗ подпитывается двигателями собственных нужд.
кА.
кА.
Среднее значение ударного коэффициента за трансформатором собственных нужд 
.
кА; 
кА; 
кА; 
кА; 
кА;
=8,57 + 9,81 + 2,99 + 12,12+ 16,34 =49,83 кА – суммарный ударный ток в точке КЗ 3.
4) Преобразуем схему замещения для точки КЗ 4.
| X28/6,4 |
| XР10/2 |
| КЗ 4 |
| X27/2,22 |
| X8/1,94 |
| Е//1 = 1,09 |
| Е//2 = 1,09 |
| Е//3 =1,095 |
| X29/2,256 |
| Е//С = 1 |
Определяем сопротивление цепи КЗ без реактора:
Требуемое сопротивление цепи КЗ
определим исходя из условия обеспечения
отключающей способности выключателя.
Сопротивление реактора:
Окончательно выбираем реактор типа РБУ-10-1000 - 0,22У3 с параметрами
Uном=10,5 кВ Iном= 1000 А Xр= 0,22 Ом iу = 63кА Iт = 19,3 кА tт =8 с.
Начальное значение периодической составляющей трехфазного тока КЗ:
кА.
Среднее значение ударного коэффициента в ветвях реакторов 
.
кА – суммарный ударный ток в точке КЗ 4.
| X32/27 |
| КЗ 4 |
| X30/10 |
| X31/9 |
| Е//1 = 1,09 |
| Е//2 = 1,09 |
| Е//3 = 1,095 |
| X33/6 |
| Е//С = 1 |
;
; 
;
;
; 
; 
; 
;
Начальное значение периодической составляющей трехфазного тока КЗ:
Принимаем =10,5 кВ; =1000 МВА;
;
кА; 
кА;
кА. 
кА
кА.
Среднее значение ударного коэффициента за трансформатором собственных нужд 
.
кА; 
кА; 
кА; 
кА;
=16,1+ 18+ 3 + 24,84 = 61,9 кА – суммарный ударный ток в точке КЗ 4.
5) Преобразуем схему замещения для точки КЗ 5.
Преобразуем схему методом эквивалентирования
;
| Е//1,2= 1,09 |
| Е//с = 1 |
| X14/0,428 |
| X35,36/3,68 |
| КЗ 5 |
| X12/0,77 |
| Е//3=1,095 |
| X11/0,84 |
| X34/7,2 |
; 
;
;
; 
;
Еще раз методом эквивалентирования:
;
; 
; 
;
;
; 
; 
;
Еще раз методом эквивалентирования:
;
; 
; 
; 
| Е//1,2 = 1,09 |
| Е//С = 1 |
| Е//3 = 1,095 |
| X41/2,27 |
| КЗ 5 |
| X42,43/25,2 |
| X40/2,9 |
;
; 
; 
; 
Принимаем =6,3 кВ; =1000 МВА;
;
Начальное значение периодической составляющей
трехфазного тока КЗ:
кА; 
кА.
кА
Кроме того точка КЗ подпитывается двигателями собственных нужд.
кА.
кА.
Среднее значение ударного коэффициента за трансформатором собственных нужд .
кА; 
кА; 
кА; 
кА;
=10,22+10,22 +113,93+81,44 + 20,44= 236,2кА – суммарный ударный ток в точке КЗ 5.
6) Преобразуем схему замещения для точки КЗ 6.
Еще раз методом эквивалентирования:
;
; 
; 
; 
;
; 
; 
; 
Принимаем =6,3 кВ; =1000 МВА;
;
Начальное значение периодической составляющей трехфазного тока КЗ:
кА; 
кА.
кА
Кроме того точка КЗ подпитывается двигателями собственных нужд.
кА.
кА.
Среднее значение ударного коэффициента за трансформатором собственных нужд .
кА; 
кА; 
кА; кА;
= 2,52+2,52 + 7,62 + 19,92+ 20,44= 53 кА – суммарный ударный ток в точке КЗ 6.
7) Преобразуем схему замещения для точки КЗ 7.
Принимаем =15,75 кВ; =1000 МВА;
;
Начальное значение периодической составляющей трехфазного тока КЗ:
кА;
кА.
кА.
кА
Среднее значение ударного коэффициента 
.
кА; 
кА; 
кА;
= 14,36 + 14,36 + 144 + 102,1=274,8 кА – суммарный ударный ток в точке КЗ 7.
