Главная | Обратная связь | Поможем написать вашу работу!
МегаЛекции

Выбор схем электрических соединений и оборудования подстанции ГЭС и промежуточной подстанции

 

Натуральная мощность одной цепи линии 220 кВ равна 135 МВт, исходя из этого найдем примерное количество линий 220 кВ: РПС = 350 МВт, следовательно n = РПС / 135 = 2,6, следовательно, количество линий 220 кВ к потребителям равно 3 шт.

Предполагаем, что во всех вариантах потребители промежуточной подстанции должны получать питание по 3 линиям 220 кВ.

СХЕМА 1

Вследствие отсутствия значительного потребления энергии в районе сооружения ГЭС и ограниченности площадки для сооружения ОРУ, применяем блочное соединение генераторов и повышающих трансформаторов. При этом необходимо учесть, что мощность одного блока не должна превышать мощности оперативного резерва в приёмной системе (PРЕЗ = 200 МВт), поэтому выбираем 5 гидрогенераторов СВ – 855/235–32 [1, табл. 5.3]. Параметры:

PНОМ = 150 МВт; cosφ = 0,9; QНОМ = 72 МВАр; UНОМ = 13,8 кВ, Xd = 1,0 о.е.

Суммарная мощность генераторов ГЭС: РSГЕН. = 150×5 = 750 МВт. Считаем, что 750 – 700 = 50 МВт идут на покрытие собственных нужд станции и питание местной нагрузки (либо генераторы немного недогружены).

Один гидрогенератор будет подключаться к одному блочному трансформатору, тогда  МВА. Выбираем блочный трансформатор типа ТДЦ – 2000000/330 [1, табл. 5.19]. Параметры:

SНОМ = 200 МВА; UНОМ ВН = 347 кВ; UНОМ НН = 13,8 кВ; UК = 11%; ΔPК = 560 кВт; ΔPХ = 220 кВт; RТ = 1,68 Ом; XТ = 66,2 Ом.

При числе присоединений равном 7 (2×ВЛ 330 кВ и 5×БТ) и напряжении 330 кВ согласно [1, табл. 4.4] выбираем полуторную схему ОРУ ВН ГЭС (рис. 2).

 

Рис. 2. Схема электрических соединений ГЭС

 

Промежуточная подстанция будет иметь 2 ОРУ: 330 кВ и 220 кВ. Выберем схемы для всех ОРУ согласно [1, табл. 4.4]:

– ОРУ 330 кВ: количество присоединений = 5 (3×ВЛ 330 кВ + 2×АТ 330/220). Выбираем схему «трансформаторы – шины с присоединением линий через 2 выключателя»

– ОРУ 220 кВ: количество линий 220 кВ равно: шт., количество присоединений = 5 (3×ВЛ 220 кВ + 2×АТ 330/220). Выбираем схему «одна секционированная система шин с обходной с отдельными секционным и обходным выключателями». Схема ОРУ 220 кВ представлена на рис. 3.

 

Рис. 3. Схема ОРУ 220 кВ промежуточной подстанции

 

Выбор автотрансформаторов 330/220 кВ:

 

 МВА.

 

Выбираем 2 трехфазных автотрансформатора типа АТДЦТН – 240000/330/220. С учетом того, что у нас нет графиков нагрузок трансформаторов и в настоящее время кратковременная перегрузка трансформаторов доходит до 60–70%, выбираем автотрансформатор меньшей мощности – 240 МВА, чем расчетная – 255,1 МВА.

 


Рис. 4. Схема электрических соединений промежуточной подстанции

 

СХЕМА 2

Генераторы будут такими же, как и в варианте схемы №1 (СВ – 855/235–32), но, поскольку ОРУ ВН ГЭС в этом варианте имеет номинальное напряжение 500 кВ, то выберем блочные трансформаторы типа ТДЦ – 250000/500 [1, табл. 5.21]. Параметры:

SНОМ = 250 МВА; UНОМ ВН = 525 кВ; UНОМ НН = 15,75 кВ; UК = 13%; ΔPК = 600 кВт; ΔPХ = 250 кВт; RТ = 2,65 Ом; XТ = 143 Ом.

При числе присоединений равном 6 (1×ВЛ 500 кВ и 5×БТ) и напряжении 500 кВ согласно [1, табл. 4.4] выбираем полуторную схему ОРУ ВН ГЭС (рис. 5).

 

Рис. 5. Схема электрических соединений ГЭС


Поскольку номинальные напряжения участков электропередачи в этом варианте не совпадают, то промежуточная подстанция будет иметь 3 ОРУ: 500 кВ, 330 кВ и 220 кВ. Выберем схемы для всех ОРУ согласно [1, табл. 4.4]:

– ОРУ 500 кВ: количество присоединений = 5 (1×ВЛ 500 кВ + 2×АТ 500/330 + 2×АТ 500/220). Выбираем схему «трансформаторы – шины с полуторным присоединением линий»

– ОРУ 330 кВ: количество присоединений = 3 (1×ВЛ 330 кВ + 2×АТ 500/330).

«трансформаторы – шины с присоединением линий через два выключателя»

– ОРУ 220 кВ: количество присоединений = 5 (3×ВЛ 220 кВ + 2×АТ 500/220). Выбираем схему «одна секционированная система шин с обходной с отдельными секционным и обходным выключателем».

Схема ОРУ 220 кВ такая же как и в варианте 1 (рис. 3)

Выбор автотрансформаторов 500/330 кВ:

 

 МВА.

 

Выбираем 2 группы однофазных автотрансформаторов типа АОДЦТН – 167000/500/330.

Выбор автотрансформаторов 500/220 кВ:

 

 МВА.

 

Выбираем 2 группы однофазных автотрансформаторов типа АОДЦТН – 167000/500/220.

Схема электрических соединений промежуточной подстанции представлена на рис. 4.

 

Рис. 4. Схема электрических соединений промежуточной подстанции

 

1.4 Технико-экономическое сравнение вариантов выполнения электропередачи и выбор целесообразного

 

Технически возможные варианты выполнения электропередачи сопоставляются по приведенным народнохозяйственным затратам на её сооружение и эксплуатацию. При этом допускается сопоставление только в отличающихся частях вариантов, а также неучёт затрат на возмещение потерь энергии в трансформаторах, шунтирующих реакторах и конденсаторных батареях ввиду их малости по сравнению с такими затратами для участков ВЛ.

Одинаковым элементом для обоих вариантов является: схема ОРУ 220 кВ.

Экономически целесообразным принимается вариант, характеризуемый наименьшими приведенными затратами при условии, что затраты на другие варианты превышают наименьшие более чем на 5%.

Приведенные затраты:


 

EН = 0,12 – нормативный коэффициент сравнительной эффективности капиталовложений

 – суммарные капиталовложения,

 – суммарные издержки,

У – ущерб от недоотпуска электроэнергии

Технико-экономический расчёт для варианта №1:

Капиталовложения:

 тыс. руб.

 тыс. руб.

 тыс. руб. – стоимость ячейки с выключателем 330 кВ [1, табл. 7.16]

 тыс. руб. [1, табл. 7.18]

 тыс. руб. [1, табл. 7.28]

 тыс. руб.

 тыс. руб.

 тыс. руб.

К0 = 147 тыс. руб./км, 90 тыс. руб./км – стоимость сооружения 1 км. линии 330 кВ (для стальных двухцепных, одноцепных опор, район по гололёду II, провод 2´АС-400/51) [1, табл. 7.5]

КЗОН = 1,0 – зональный коэффициент (для Центра) [1, табл. 7.2]

 тыс. руб.

 тыс. руб. [1, табл. 7.16]

 тыс. руб. [1, табл. 7.18]

 тыс. руб. [1, табл. 7.28]

 тыс. руб.

Издержки:

 тыс. руб.

 тыс. руб.

,  – ежегодные издержки на обслуживание и ремонты силового оборудования, в долях от капиталовложений [1, табл. 6.2]

 тыс. руб.

 тыс. руб.

 – ежегодные издержки на обслуживание и ремонты линий, в долях от капиталовложений [1, табл. 6.2]

 тыс. руб.

 коп/кВт·ч – стоимость потерь электроэнергии (для Европейской части)

 МВт·ч/год

 МВт

 кВт/км – удельные потери на корону [1, табл. 3.10]

 

 ч/год

 

 МВт

 

 тыс. руб.

 тыс. руб.

 тыс. руб.

 МВт·ч/год

 МВт

 кВт/км

 

 МВт

 

 тыс. руб.

 тыс. руб.

, ущерб мы не рассматриваем, т. к. правая часть обоих вариантов – это одноцепная линия 330 кВ одного и того же сечения. Ущерб правой части так же не рассматриваем, из-за индивидуальности задания: во втором варианте правая часть схемы – это одноцепная линия 500 кВ, и при выходе её из стоя выходит из работы вся схема. Т.о. ни в одном варианте ущерб не рассматриваем.

Приведенные затраты:

 тыс. руб.

Технико-экономический расчёт для варианта №2:

Капиталовложения:

 тыс. руб.

 тыс. руб.

 тыс. руб. стоимость ячейки с выключателем 500 кВ [1, табл. 7.16]

 тыс. руб. [1, табл. 7.19]

 тыс. руб. [1, табл. 7.28]

 тыс. руб.

 тыс. руб.

 тыс. руб.

К0 = 125 тыс. руб./км, 90 тыс. руб./км – стоимость сооружения 1 км. линии 500 кВ, 330 (для стальных одноцепных опор с оттяжками, район по гололёду II, провод 3´АС-400/51) [1, табл. 7.5]

КЗОН = 1,0 – зональный коэффициент (для Центра) [1, табл. 7.2]

 тыс. руб.

 тыс. руб.

 тыс. руб. [1, табл. 7.16]

 тыс. руб. [1, табл. 7.16]

 тыс. руб. [1, табл. 7.18–7.19]

 тыс. руб. [1, табл. 7.28]

 тыс. руб.

Издержки:

 тыс. руб.

 тыс. руб.

,  – ежегодные издержки на обслуживание и ремонты силового оборудования, в долях от капиталовложений [1, табл. 6.2]

 тыс. руб.

 тыс. руб.

 – ежегодные издержки на обслуживание и ремонты линий, в долях от капиталовложений [1, табл. 6.2]

 тыс. руб.

 коп/кВт·ч – стоимость потерь электроэнергии (для Европейской части)

 МВт·ч/год

 МВт

 кВт/км – удельные потери на корону [1, табл. 3.10]

 

 ч/год


 МВт

 

 тыс. руб.

 тыс. руб.

 тыс. руб.

 МВт·ч/год

 МВт

 кВт/км – удельные потери на корону [1, табл. 3.10]

 

 МВт

 

 тыс. руб.

 тыс. руб.

Приведенные затраты:

 тыс. руб.

Итак, получили:

З1= 18986,8 тыс. руб.

З2= 19458,4 тыс. руб.

Найдём разницу в процентах:

 

.

 

Разница в процентах получилась менее 5%, что говорит о примерной равноценности вариантов, но исходя из того, что в схеме 1 левая часть схемы это двухцепная линия, соответственно более надежная, чем одноцепная во второй схеме, т.о. исходя из надежности, выбираем вариант схемы №1

 

 


Поделиться:





Воспользуйтесь поиском по сайту:



©2015 - 2024 megalektsii.ru Все авторские права принадлежат авторам лекционных материалов. Обратная связь с нами...