ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРОВ НА ПРОЕКТИРУЕМОЙ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ

ВЫБОР ГЕНЕРАТОРОВ

 

Согласно заданию, исходя из установленной мощности станции 720 МВт, к установке принимаем четыре генератора ТВФ-63-2, два ТВВ-200-2, для первого варианта схемы принимаем четыре генератора ТВФ-63-2, два генератора ТВВ-200-2 , для второго варианта принимаем к установке четыре генератора ТВФ-63-2, два генератора ТВФ-110-2 и один ТВВ-200-2..

Данные генераторов заносим в таблицу 1.1.

 

Таблица 1.1

ТИП  генератора	Частота вращения об/мин	Номинальные значения.				Индук- тивное сопротив- ление. x``d %	Система возбуждения.	Охлаждение
		Мощность Sном, МВА.	Напряжение статора, кВ.	Ток статора, кА.	cos j			Статора.	Ротора.
ТВВ-200-2	3000	235,3	15,75	8,625	0,85	0,191	ВЧ,ТН	НВ	НВР
ТВФ-110-2	3000	125	10,5	7,56	0,85	0,189	М	КВР	НВР
ТВФ-63-2	3000	78	10.5	4,33	0,8	0,203	М	КВР	НВР

 

ВЫБОР ДВУХ ВАРИАНТОВ СТРУКТУРНЫХ СХЕМ ПРОЕКТИРУЕМОЙ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ

 

Исходя из установленной мощности станции 720 МВт, выбираем для дальнейшего технико-экономического сравнения два варианта схем, связь с системой на напряжении 220 кВ.

В первом варианте (рис 2.1) к ГРУ 10 кВ присоединяем четыре генератора по 78 МВт, а к распределительному устройству 220 два генератора по 235 МВт работающих в блоках с трансформаторами. Связь между шинами ГРУ и РУ220 осуществляется двумя трансформаторами связи.

 

 

 

Рис. 2.1

 

Во втором варианте к РУ220кВ присоединено два генератора по 110 МВт и один мощностью 235 МВт, к ГРУ10 присоединяем четыре генератора по 78 МВт. Связь между ГРУ 10 Кв и РУ220 кВ осуществляется так же двумя автотрансформаторами связи.

 

 

 

Рис. 2.2

ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРОВ НА ПРОЕКТИРУЕМОЙ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ

 

Мощность, передаваемая через трансформатор, определяется с учётом различных значений cos j генераторов, нагрузки и потребителей собственных нужд.

 

 [ 3. c.325 (5.3)]

 

Рассчитывается в трех режимах: максимальном, минимальном и аварийном.

Минимальный режим - все оборудование в работе, нагрузка на шинах ГРУ минимальная,

Максимальный режим - все оборудование в работе, нагрузка на шинах ГРУ максимальная,

Аварийный режим - отключен наиболее мощный генератор, питающий шины ГРУ, нагрузка на шинах ГРУ оптимальная.

Определяем полную максимальную и полную минимальную мощности.

Определяем расход мощности на собственные нужды в неблочной части ТЭЦ.

Рассчитываем суммарную мощность генераторов G1-G4 работающих на ГРУ.

Определяем расчетную нагрузку трансформаторов в режиме минимальных нагрузок.

Определяем нагрузку в максимальном режиме работы.

Определяем расчетную нагрузку при отключении одного генератора(аварийный режим).

Выбираем трансформаторы связи по формуле:

 

К установке принимаем два трансформатора ТРДЦН-160000/220.

Выбираем для первого варианта два трансформатора по 250 МВа типа ТДЦ-250000/242.

Для второго варианта для генераторов мощностью 100 МВт определяем мощность блочного трансформатора, остальные трансформаторы имеют такую же мощность, как и в первом варианте.

Выбираем два трансформатора по 125 МВа типа ТДЦ-125000/242

Данные трансформаторов заносим в таблицы 3.1 и 3.2.

 

Таблица 3.1 - Для первого варианта

ТИП	Мощность, МВ∙А	Напряжение, кВ		Потери, кВт		Напряжение КЗ, Uк,%	Ток ХХ I0,%
		ВН	НН	х.х.	к.з.
ТРДЦН-160000/220	160	230	11	155	500	11,5	0,35
ТДЦ-250000/242	250	242	15,75	240	650	10,5	0,45

 

Таблица 3.2 - Для второго варианта

ТИП	Мощность, МВ∙А	Напряжение, кВ		Потери, кВт		Напряжение КЗ, Uк,%	Ток ХХ I0,%
		ВН	НН	х.х.	к.з.
ТДЦ-125000/242	125	242	10,5	135	380	11,5	0,45

 

ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ ВАРИАНТОВ СХЕМ ПРОЕКТИРУЕМОЙ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ

Экономическая целостность схемы определяется минимальными приведенными затратами

 

[3. c.327 (5.10)]

 

где К – капиталовложения на сооружение электроустановки, тыс. руб.;

p_н – нормативный коэффициент экономической эффективности, равный 0,12;

И – годовые эксплуатационные издержки, тыс. руб./год.;

У – ущерб от недоотпуска электроэнергии, тыс. руб./год.

Капиталовложения “К” при выборе оптимальных схем выдачи электроэнергии и выборе трансформаторов определяют по укрупненным показателям стоимости элементов схемы

Вторая составляющая расчетных затрат – годовые эксплуатационные издержки – определяется по формуле:

 

[3. c.327 (5.11)]

где P_a, P₀ – отчисления на амортизацию и обслуживание, %; ∆W – потери электроэнергии, кВт ∙ ч; β – стоимость 1 кВт ∙ ч потерь электроэнергии, коп/кВт ∙ ч

Технико-экономическое сравнение проводим по приведенным затратам, учитывая все основное оборудование.

 

[3. c.327 (5.12)]

 

где P_x - потери мощности холостого хода, кВт; P_К – потери мощности короткого замыкания, кВт; S_max – расчетная максимальная нагрузка трансформатора, МВ∙А; S_ном – номинальная мощность трансформатора, МВ∙А; T – продолжительность работы трансформатора; τ – продолжительность максимальных потерь.

 

Таблица 4.1

Оборудование	Стоимость единицы, тыс. руб.	Варианты
		первый		второй
		Количество единиц	Общая стоимость, тыс. руб.	Количество единиц	Общая стоимость, тыс. руб.
ТВФ-110-2	380	-	-	2	6400
ТВВ-200-2	500	2	1000	1	593,4
ОРУ-220 кВ	76	–	–	1	350
ТДЦ-250000/110	316	2	632	1	255
ТДЦ-125000/110	243	–	–	2	140
Итого			1632		2138
Итого с коэффициентом удорожания равным 30			48960		64140

 

Определяем потери в блочном трансформаторе типа ТРДЦН-160000/220:

τ принято от Т_мах=Т_уст=6000 часов.

Определяем потери в блочном трансформаторе типа ТДЦ-250000/242:

Определяем потери энергии в блочном трансформаторе, работающем с генератором ТВФ-110-2 .

Определяем потери энергии во втором варианте в двух трансформаторах связи и в трех блочных трансформаторах.

Определяем годовые эксплуатационные издержки, а первом варианте:

Определяем годовые эксплуатационные издержки во втором варианте:

Определяем минимальные приведённые затраты для двух вариантов:

Находим процент экономичности схем:

Т.к. процент экономичности равен 16,34%, то расчет веду по первому варианту, так как он экономичнее.