Выбор числа и мощности трансформаторов на электростанции и подстанции

На электростанции установлено восемь генераторов генератора ТВВ-200-2АУ3. Паспортные данные по [6,76] в таблице 4.1:

Таблица 4.1. – Параметры генератора

Марка
ТВВ-200-2АУ3		0,85	15,75

 

По [1, 9] электростанцию будем проектировать с укрупнёнными энергоблоками. Номинальную мощность повышающего трансформатора определим по [1, 9]:

где суммарная мощность выдаваемая генераторами в сеть;

число трансформаторов, исходя из паспортных данных стандартных трансформаторов и суммарной мощности генераторов примем для первого варианта однофазных трансформаторов, для второго - трехфазных.

номинальный коэффициент мощности генератора,примем из таблицы 4.1

Тогда

Выбираем по [6, 161] 12 однофазных трансформаторов ОРЦ – 417000/750 для варианта №1, паспортные данные приведены в таблице 4.2; 8 трансформаторов ТДЦ – 250000/500 для варианта №2, паспортные данные приведены в таблице 4.3;

Таблица 4.2.- Параметры трансформатора

Марка
ОРЦ – 417000/750

 

Таблица 4.3. - Параметры трансформатора

Марка
ТДЦ – 400000/500

 

Произведём выбор трансформаторов промежуточной подстанции. На промежуточной ПС рекомендуется [1,10] устанавливать два трансформатора. Рассчитаем полную мощность нагрузки промежуточной подстанции в режиме наибольших нагрузок.

Выбираем по [6, 161] на промежуточную ПС 6 однофазных автотрансформаторов АОДЦТН – 267000/750/220 для варианта №1, паспортные данные приведены в таблице 4.3; 2 автотрансформатора АТДЦТН – 250000/500/110 для варианта №2, паспортные данные приведены в таблице 4.4;

Таблица 4.3. - Параметры трансформатора

Марка
АОДЦТН – 267000/750/220				10,5

Таблица 4.4. - Параметры трансформатора

Марка
АТДЦТН – 250000/500/110

 

Произведём выбор трансформаторов на ПС приёмной энергосистемы. Рассчитаем полную мощность на втором участке электропередачи.

По [1, 10] номинальная мощность одного трансформатора:

Выбираем по [6, 161] на ПС приёмной энергосистемы 6 однофазных автотрансформаторов АОДЦТН – 267000/750/220 для варианта №1, паспортные данные приведены в таблице 4.5; 6 однофазных автотрансформаторов АОДЦТН – 267000/500/220 для варианта №2, паспортные данные приведены в таблице 4.4;

Таблица 4.5. - Параметры трансформатора

Марка
АОДЦТН – 267000/750/220				10,5

 

Таблица 4.6. - Параметры трансформатора

Марка
АОДЦТН – 267000/500/220				10,5

5. Разработка полных принципиальных схем вариантов электропередачи

На электростанции будем использовать укрупнённые энергоблоки, схему ОРУ станции принимаем по [1,10] трансформатор-шины с присоединением линий через два выключателя для первого варианта, для второго используем полуторную схему.

Схему ОРУ промежуточной ПС на 750 кВ выбираем трансформатор-шины с присоединением линий через два выключателя.

Схему ОРУ промежуточной ПС на 500 кВ выбираем по [1,10 ]полтора выключателя на присоединение.

Схему ОРУ ПС приёмной энергосистемы для первого варианта выбираем трансформатор-шины с присоединением линий через два выключателя, для второго варианта полуторную схему.

Число присоединений на стороне СН промежуточной подстанции для варианта №1:

Число присоединений на стороне СН промежуточной подстанции для варианта №2:

Число присоединений на стороне НН промежуточной подстанции:

Примеры принципиальных схем электропередач приведены для варианта №1 на рис.5.1, для варианта №2 - на рис.5.2

 

Рис. 5.1

Рис. 5.2

6. Технико-экономическое сравнение и выбор целесообразного варианта

Выбор целесообразного варианта выполнения электропередачи производится по критерию минимума приведенных затрат на передачу электрической энергии [1,11]:

где норма дисконта; – норма в долях от капитальных затрат на амортизацию и текущий ремонт для линий и соответственно; – норма в долях от капитальных затрат на амортизацию и текущий ремонт для электрооборудования 220 кВ и выше, принято по [4, 535], капитальные вложения на строительство электропередачи; поток мощност; активное сопротивление элемента электропередачи; длина участка линии; время наибольших потерь электрической энергии; удельная стоимость нагрузочных потерь и потерь холостого хода; потери энергии холостого хода ; вероятный ущерб от недоотпуска электроэнергии потребителям при аварийных и плановых ремонтах элементов электропередачи,

Из пункта 3:

Потери энергии в трансформаторах и линии рассчитаем по [1,12]:

где потери энергии в трансформаторах электростанции, промежуточной ПС и приёмной энергосиcтемы; потери на первом и втором участках линии электропередачи.

где соответственно количество трансформаторов, установленных на промежуточной электростанции, промежуточной ПС и приёмной системе; номинальные мощности соответственно обмоток ВН, СН, НН трансформаторов промежуточной ПС; то же трансформаторов системы; доли нагрузки, приходящейся на сторону среднего и низшего напряжения трансформаторов промежуточной ПС и приёмной системы; время работы трансформатора в году, 8760 ч; потери мощности холостого хода и короткого замыкания по [4,706], потери энергии в линии на корону, из [3,279].

Произведём расчёт потерь электрической энергии для варианта №1.

Для автотрансформаторов посчитаем только потери при перетоке мощности с обмотки высшего напряжения на обмотку среднего напряжения.

Нагрузочные потери , потери энергии холостого хода . Для варианта №2 расчёты аналогичные, приведём только результаты:

Нагрузочные потери , потери энергии холостого хода .

Найдём приведенные затраты в сооружение электропередачи по варианту №1 по [3,334].

Капитальные затраты в строительство электропередачи сведены в таблицу 6.1

Таблица 6.1. - Капитальные затраты в строительство электропередачи по варианту №1

Объект	Оборудование	Количество, шт	Стоимость единицы, т.руб.	Всего, т.руб.
ЭС	3xОРЦ-417000/750
Ячейка 750 кВ
ПС	3xАОДЦТН-267000
Ячейка 750 кВ
Ячейка 220 кВ
РУ 10 кВ
Система	3xАОДЦТН-267000
Ячейка 750 кВ
Всего
Объект	Оборудование	Количество, км	Стоимость единицы, т.руб. /км	Всего, т.руб.
Линия 1	5xАС 240/56	2x600
Линия 2	5xАС 300/66
Всего

 

Найдём приведенные затраты в сооружение электропередачи по варианту №2 по [3,334].

Капитальные затраты в строительство электропередачи сведены в таблицу 6.2

 

 

Таблица 6.2. - Капитальные затраты в строительство электропередачи по варианту №2

Объект	Оборудование	Количество, шт	Стоимость единицы, т.руб.	Всего, т.руб.
ЭС	ТДЦ-250000/500
Ячейка 500 кВ
ПС	АТДЦНТ-250000/500/110
Ячейка 500 кВ
Ячейка 110 кВ
РУ 10 кВ
Система	3xАОДЦТН-267000
Ячейка 500 кВ
Всего
Объект	Оборудование	Количество, км	Стоимость единицы, т.руб./км	Всего, т.руб.
Линия 1	3xАС 400/51	2x600
Линия 2	3xАС 400/51	2x650
Всего

 

Вероятный годовой ущерб от перерывов электроснабжения определится:

,

где , - вероятные ущербы от аварийных и плановых простоев.

Составляющие общего ущерба определяются по формулам:

где - максимальная нагрузка нормального режима; , - коэффициенты ограничения потребителей при аварийных (вынужденных) и плановых простоях в i-м режиме; , - коэффициенты вынужденного и планового простоя в i-м режиме; , - удельные ущербы от аварийных и плановых ограничений, тыс. руб./кВт. год; n- число рассматриваемых аварийных (плановых) режимов.

Коэффициенты ограничения потребителей:

где , - вынужденно отключаемая нагрузка в аварийных и плановых режимах.

Коэффициенты вынужденного и планового простоев:

где - параметр потока отказов i-го элемента электропередачи (табл. 8.4 /3/); - среднее время восстановления. i-го элемента электропередачи (табл. 8.6 /3/); - средняя частота плановых простоев i-го элемента (табл. 8.4 /3/); - средняя продолжительность планового простоя i-го элемента (табл. 8.3 /3/).

Учитывая малую вероятность одновременного отключения всех трансформаторов подстанции, в курсовом проекте можно ограничиться учетом только вероятностей отключения участков линии электропередачи.

Для вычисления ущербов необходимо рассмотреть все режимы, в которых возможны погашения (ограничения) потребителей.

Для первого варианта схемы могут быть рассмотрены следующие варианты:

1. Отключение одной цепи Л1. Здесь дефицит мощности будет связан с ограничениями в передаче мощности по другой параллельной цепи. Однако при расчете послеаварийного режима вторая цепь сможет пропустить всю мощность от электростанции.

2. Отключение Л2. В данном случае часть мощности в систему не выдается. Можно принять, что дефицит составляет 0,4…0,6 от мощности, передаваемой по линии Л2 в максимальном режиме. При плановом отключении дефицит мощности можно принять равным .

Для второго варианта схемы могут быть рассмотрены следующие варианты:

1. Отключение одной цепи Л1. Здесь дефицит мощности будет связан с ограничениями в передаче мощности по другой параллельной цепи. Однако при расчете послеаварийного режима вторая цепь сможет пропустить всю мощность от электростанции.

2. Отключение одной цепи Л2. Здесь дефицит мощности будет связан с ограничениями в передаче мощности по другой параллельной цепи. Однако при расчете послеаварийного режима вторая цепь сможет пропустить всю мощность от электростанции.

 

Найдём приведенные затраты в электропередачу по варианту №1:

 

Найдём приведенные затраты в электропередачу по варианту №2:

Наиболее выгодным вариантом оказывается второй вариант – электропередача на напряжении 500 кВ. В дальнейшем будем рассматривать только вариант схемы №2.