Компоновка и расчет главной электрической схемы ТЭЦ

44,4 МВА;

Коэффициент перегрузки:

1,05;

66,32 МВА;

Так как условие  ; 1,05 ≥ 1 выполняется, то коррекцию двухступенчатого графика проводить не требуется и проверку трансформатора на перегрузочную способность ведем по следующим данным:

Cистема охлаждения трансформатора: Д;

Эквивалентная годовая температура воздуха для г.Омска: +8,4 °С;

Время перегрузки трансформатора: 6 ч;

Коэффициент начальной нагрузки: 0,7;

Коэффициент перегрузки: 1,05.

Предельно допустимое значение коэффициентаперегрузки при 8,4°Cопределим методом экстраполяции. Предельно допустимое значение коэффициента перегрузки при 10°C: 1,29. Предельно допустимое значение коэффициента перегрузки при 0°C: 1,37. Тогда:

1,357;

Так как, то условие работы трансформатора по перегрузочной способности удовлетворяется, и поэтому трансформатор ТРДНС–63000/110 принимается к установке в данной схеме.

Выбор трансформатора связи. Схема 2.

Трансформаторы связи  обеспечивают энергетическую связь  шин низкого напряжения с шинами ОРУ и с энергосистемой, повышая  тем самым надежность работы станции  и надежность электроснабжения близко расположенных потребителей (в нашем  случае это потребитель P₁). При избытке мощности на шинах ГРУ эта мощность через трансформаторы связи передается в энергосистему, а при дефиците потребляется из энергосистемы.

Ввиду частого реверса  мощности и различных требований к регулированию напряжений на шинах  ГРУ и ОРУ трансформаторы связи  должны иметь устройство РПН.

На ТЭЦ устанавливают  не менее двух трансформаторов связи. Однако установка трех и более  трансформаторов требует серьезного экономического обоснования, поэтому  установку двух трансформаторов связи в учебном проекте следует считать наиболее целесообразной.

Сравнение таблиц мощности режимов для первой схемы показывает, что по максимальному перетоку мощности наиболее тяжелым является режимремонта генератора на ОРУ работы станции.

37,27 МВА;

Согласно ГОСТ 14209-85 для  трансформаторов допускается двухкратная перегрузка, поэтому при установке двух параллельно работающих трансформаторов их номинальная мощность выбирается по условию:

18,64 МВА;

Намечаем к установке  два трансформатора связи типа ТРДН–25000/110 и проверяем их по ГОСТ 14209-85.

Время перегрузки 8ч.

Коэффициент максимальной перегрузки:

1,49;

Коэффициент начальной нагрузки (недогрузки):

0,59;

14,86 МВА;

Коэффициент перегрузки:

1,18;

29,55МВА;

Таким образом, с помощью  коэффициентов К₁и К₂ реальный график нагрузки преобразован в эквивалентныйдвухступенчатый графикпо тепловому износу, который и используется для оценки перегрузочной способности трансформатора. При правильном преобразовании реального графика в двухступенчатый должно соблюдаться условие:

; 1,18 ≥ 1,34;

Так как данное условие  не соблюдается, двухступенчатый график требует коррекции, которую производим следующим образом. Вместо рассчитанного  значения К₂ принимаем новое значение 1,34 и пересчитываем реальное время перегрузки в эквивалентное:

6,2ч.

После этого определяем допустимое значение коэффициента перегрузки по таблицам ГОСТ по разделу "аварийные  перегрузки". Для этого используем следующие данные:

Cистема охлаждения трансформатора: Д;

Эквивалентная годовая температура воздуха для г.Омска: +8,4 °С;

Время перегрузки трансформатора: 6,2 ч;

Коэффициент начальной нагрузки: 0,59;

Коэффициент перегрузки: 1,18.

Предельно допустимое значение коэффициентаперегрузки при 8,4°Cопределим методом экстраполяции. Предельно допустимое значение коэффициента перегрузки при 10°C: 1,3. Предельно допустимое значение коэффициента перегрузки при 0°C: 1,38. Тогда:

1,367;

Так как, то условие работы трансформатора по перегрузочной способности удовлетворяется, и поэтому трансформатор ТРДН–25000/110 принимается к установке в данной схеме.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

5. Выбор схем  распределительных устройств.

Согласно требованиям, ГРУ, как правило, выполняется с одной  секционированной системой сборных  шин с различными модификациями. Эти схемы применяются при  числе присоединений на секцию не более 8. Секционирование должно выполняться  так, чтобы каждая секция имела источник энергии и примерно соответствующую  нагрузку. Поэтому число секций ГРУ  выбираем равным числу генераторов, работающих на шины этого распределительного устройства.

Количество цепей ЛЭП, присоединяемых к шинам станции, определяем по их пропускной способности.

Поскольку структурные схемы  отличаются между собой только количеством  и мощность генераторов, то и главные  электрические схемы между собой  так же будут отличаться лишь количеством  и мощностью генераторов. При  этом ГРУ и ОРУ для схем ничем  отличаться не будут.

Схема 1.

Количество цепей для связи с энергосистемой определяется максимумом обменной мощности станции с системой и пропускной способностью одной цепи воздушной линии при напряжении 110 кВ. Для воздушных линий 110кВ принимаем пропускную способность одной цепи 50 МВА.

 3

В соответствии с рис. 1.1. на станцию приходит две линии  присоединения станции к энергосистеме, а значит принимаем равным:

.

Количество присоединений для связи с потребителем определяется максимумом мощности этого потребителя:

1

Необходимо добавить еще  одно присоединение связи станции  с потребителем. Добавочное присоединение  будет использоваться в качестве резервного присоединения. В соответствии с этим принимаем:

Общее число присоединений на шины ОРУ:

12

Схема 2.

Количество цепей для связи с энергосистемой определяется максимумом обменной мощности станции с системой и пропускной способностью одной цепи воздушной линии при напряжении 35 кВ. Для воздушных линий 35кВ принимаем пропускную способность одной цепи 15 МВА.

3

В соответствии с рис. 1.1. на станцию приходит две линии  присоединения станции к энергосистеме, а значит принимаем равным:

.

Количество присоединений для связи с потребителем определяется максимумом мощности этого потребителя:

1

Необходимо добавить еще  одно присоединение связи станции  с потребителем. Добавочное присоединение  будет использоваться в качестве резервного присоединения. В соответствии с этим принимаем:

Общее число присоединений на шины ОРУ:

15

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

6. Технико-экономический  расчет.

Схема 1.

 

Затраты на строительство  установки:

,

Где И – Годовые издержки на эксплуатацию схемы; К – Капиталовложение в установку (Определяется по укрупненным показателям); ρ_Н – Нормативный коэффициент использования капитальных затрат, для энергетики .

 

Капиталовложения в оборудование описывается формулой:

,

Где – Суммарные капиталовложения в генераторы; - Суммарные капиталовложения в трансформаторы; – Суммарные капиталовложения в выключатели для напряжения 10 кВ; – Суммарные капиталовложения в выключатели для напряжения 110кВ.

 

Капиталовложения на генераторы:

Используя соотношение, рассчитанное во вступлении к разделу, получим  цены на генераторы в современном  эквиваленте. Полученные цены сведем для  удобства в таблицу (Табл. 6.1).

Таблица 6.1. – Цены на турбогенераторы  для схемы 1.

Тип турбогенератора	Цена турбогенератора  в советских рублях, тыс. руб.	Цена турбогенератора  в российских рублях, тыс. руб.
ТВС-32У3	250	15375
ТВФ-63-2У3	268	16482
Т-12-2У3	65	3997,5

 

Итак, суммарные капиталовложения на генераторы для первой схемы равны:

 52336.5 тыс. руб.

 

Капиталовложения на трансформаторы:

Используя соотношение, рассчитанное во вступлении к разделу, получим  цены на генераторы в современном  эквиваленте. Полученные цены сведем для  удобства в таблицу (Табл. 6.2).

Таблица 6.2. – Цены на трансформаторы для схемы 1.

Тип трансформатора	Цена трансформатора в  советских рублях, тыс. руб.	Цена трансформатора в  российских рублях, тыс. руб.
ТДН–16000/110	48	2952
ТРДНС–80000/110	128	7872

 

Итак, суммарные капиталовложения на трансформаторы для первой схемы  равны:

21648 тыс. руб.

 

Капиталовложения в выключатели 110кВ:

Количество выключателей на 110кВ определяется количеством присоединений к шинам ОРУ и выключателями, обслуживающими схему ОРУ: 2 - секционных 2 - шиносоединительных. Таким образом, количество выключателей в схеме ОРУ:

20 шт.

К установке намечаем выключатель ВГТ-110-50/3150 У1. Согласно [3] его цена 325 тыс. руб./шт.Таким образом, стоимость выключателей в схеме ОРУ:

6500 тыс. руб.

 

Капиталовложения в выключатели 10 кВ:

В расчет принимаются все  выключатели ГРУ за исключением выключателей на собственные нужды (Собственные нужды в проекте не разрабатываются). При этих условиях в расчетное число выключателей входят: 2 - генераторных, 4 - для трансформаторов связи с расщепленной обмоткой, 1 – секционных и 2 присоединения потребителяP1. К установке намечаем выключатель из [4] ,цена которого равна 724 тыс.руб./шт. Таким образом, стоимость выключателей в схеме ГРУ:

10136 тыс. руб.

 

Полная стоимость основного  оборудования:

90620,5 тыс. руб.

 

Эксплуатационные издержки:

,

Где – Норма амортизационных отчислений (); – Норма отчислений на обслуживание и ремонт (Для оборудования 35-150 кВ; Для оборудования до 20 кВ = 0,04); - стоимость потерь электроэнергии ( коп / кВт ч); - потери электроэнергии в трансформаторах за год, кВт∙ч / год.

 

Потери энергии в трансформаторах  за год:

,

Где - Потери энергии в трансформаторе связи; - Потери энергии в трансформаторах блоков.

,

Где , – Потери холостого хода и короткого замыкания трансформатора, кВт;– Число параллельно работающих трансформаторов; – Максимум мощности, протекающей через трансформатор,MBA;– Номинальная мощность трансформатора, МВА; ч – Число часов в году; – Время наибольших потерь, зависит от продолжительности использования максимальной нагрузки и нагрузки и определяется по графику в [5].

;

 

Потери энергии в трансформаторах  связи:

4423,8 ч.

 )²*8760= 2810

946,97 кВт ∙ ч.

 

Потери энергии в трансформаторах  блоков:

8419 ч.

 )²*8760 8172,8

2496.9 кВт ∙ ч.

 

 

 

Потери энергии в трансформаторах  за год:

 4867.07 кВт ∙ ч.

 

Эксплуатационные издержки:

6429.35 тыс. руб.

Итак, затраты на строительство  установки согласно первой схеме  равны:

17303.81 тыс.руб

Схема 2.

 

Капиталовложения в оборудование описывается формулой:

,

Где – Суммарные капиталовложения в генераторы; - Суммарные капиталовложения в трансформаторы; – Суммарные капиталовложения в выключатели для напряжения 10 кВ; – Суммарные капиталовложения в выключатели для напряжения 110кВ.

 

Капиталовложение на генераторы:

Используя соотношение, рассчитанное во вступлении к разделу, получим  цены на генераторы в современном  эквиваленте. Полученные цены сведем для  удобства в таблицу (Табл. 6.3).

Таблица 6.3. – Цены на турбогенераторы  для схемы 2.

Тип турбогенератора	Цена турбогенератора  в советских рублях, тыс. руб.	Цена турбогенератора  в российских рублях, тыс. руб.
ТВС-32-2У3	250	15375
Т-12-2У3	65	3997,5
ТВФ-63-2У3	268	16482

 

Итак, суммарные капиталовложения на генераторы для второй схемы равны:

85977 тыс. руб.

 

Капиталовложения на трансформаторы:

Используя соотношение, рассчитанное во вступлении к разделу, получим  цены на генераторы в современном  эквиваленте. Полученные цены сведем для  удобства в таблицу (Табл. 6.4).

Таблица 6.4. – Цены на трансформаторы для схемы 2.

Тип трансформатора	Цена трансформатора в  советских рублях, тыс. руб.	Цена трансформатора в  российских рублях, тыс. руб.
ТРДН–40000/110	88	5412
ТРДНС–80000/110	128	7872
ТРДН–25000/110	65,5	4028

 

Итак, суммарные капиталовложения на трансформаторы для второй схемы  равны:

21340 тыс. руб.

 

Капиталовложения в выключатели 110кВ:

Количество выключателей на 110кВ определяется количеством присоединений к шинам ОРУ и выключателями, обслуживающими схему ОРУ: 2 - секционных 2 - шиносоединительных. Таким образом, количество выключателей в схеме ОРУ:

16 шт.

К установке намечаем выключатель ВГТ-110-50/3150 У1. Согласно [3] его цена 325 тыс. руб./шт.Таким образом, стоимость выключателей в схеме ОРУ:

5200тыс. руб.

 

Капиталовложения в выключатели 10 кВ:

В расчет принимаются все  выключатели ГРУ. При этих условиях в расчетное число выключателей входят: 3 - генераторных, 4 - для трансформаторов связи с расщепленной обмоткой, 3 – секционных и 3 присоединения потребителя P1. К установке намечаем выключатель из [4] ,цена которого равна 724 тыс.руб./шт. Таким образом, стоимость выключателей в схеме ГРУ:

14480 тыс. руб.

 

Полная стоимость основного  оборудования:

126997 тыс. руб.

 

Эксплуатационные издержки:

,

Где – Норма амортизационных отчислений (); – Норма отчислений на обслуживание и ремонт (Для оборудования 35-150 кВ; Для оборудования до 20 кВ = 0,04); - стоимость потерь электроэнергии ( коп / кВт ч); - потери электроэнергии в трансформаторах за год, кВт∙ч / год.