Выбор генераторов, трансформаторов, главной схемы электрических соединений (стр. 2 )

, (12)

где (учитывая время ремонта блока);

– число часов максимальных потерь определяется по формуле:

(13)

РХ – потери мощности холостого хода, МВт;

РК – потери мощности короткого замыкания, МВт;

Smax – максимальная нагрузка трансформатора, МВА

Sном – номинальная мощность трансформатора, МВЧА;

Т – продолжительность работы трансформатора, равная 8760 ч;

Потери энергии в автотрансформаторах, МВт×ч:

(14)

где – автотрансформатор связи включен в течении всего года;

– время максимальных потерь определяется в зависимости от Тmax ;

; (15)

; (16)

; (17)

Вариант 1

Потери в блочных трансформаторах работающих на РУ 110 кВ, МВт×ч :

Sмах.= Sном. г –Sс. н, МВА; (18)

Sмах.=235,3-11,765=223,54

;

Потери в блочных трансформаторах работающих на РУ 220 кВ, МВт×ч :

;

Потери электроэнергии в автотрансформаторах АТ1,АТ2:

Для нахождения определим время максимальных потерь с помощью графиков перетоков мощности через автотрансформатор, расчет перетока мощности представлен виде таблицы 4 .

Таблица 4- Перетоки мощности через АТ3 и АТ4

Время, t.ч	Pг.МВт	PСН.МВт	Pн110.МВт	Pат= Pг - Pсн - Pн. МВт
2	400	20	189	191
1	400	20	176,4	203,6
1	400	20	196,5	183,5
1	400	20	214	166
1	400	20	202	178
1	400	20	206,6	173,4
1	400	20	214	166
1	400	20	202	178
1	400	20	196,5	183,5
1	400	20	227	153
1	400	20	214	166
1	400	20	252	128
1	400	20	214	166
2	400	20	252	128
2	400	20	214	166
1	400	20	227	153
1	400	20	239,4	140,6
1	400	20	176,4	203,6
1	400	20	239,4	140,6
1	400	20	214	166
1	400	20	206,6	173,4

, (19)

Продолжительность максимальных потерь, ч:

Потери электроэнергии в трансформаторах АТ1,АТ2:

ΔW = 0.105Ч8760 +0,215Ч(250/2 /200)2Ч6176,5= 1957,85 МВт*ч

Потери электроэнергии в трансформаторах связи Т3,Т4:

Для нахождения определим время максимальных потерь с помощью графиков перетоков мощности через автотрансформатор, расчет перетока мощности представлен виде таблицы 5 .

Таблица 5-Перетоки мощности через АТ1 и АТ2

Время, t.ч	PГ1сх.МВт	PГ2сх.МВт	PСН.МВт	Pн220.МВт	Pат1сх МВт	Pат2сх МВт
2	800	600	40	216	335	165
1	800	600	40	201,6	382	192
1	800	600	40	224,6	338,9	148,9
1	800	600	40	245	301	111
1	800	600	40	234	327,6	137,6
1	800	600	40	236	317,4	127,4
1	800	600	40	245	301	111
1	800	600	40	234	327,6	137,6
1	800	600	40	224,6	338,9	148,9
1	800	600	40	259,2	273,8	83,8
1	800	600	40	245	301	111
1	800	600	40	288	220	30
1	800	600	40	245	301	111
2	800	600	40	288	220	30
2	800	600	40	245	301	111
1	800	600	40	259,2	273,8	83,8
1	800	600	40	273,6	247	57
1	800	600	40	201,6	382	192
1	800	600	40	273,6	247	57
1	800	600	40	245	301	111
1	800	600	40	236	317,4	127,4

.

Продолжительность максимальных потерь, ч:

Потери электроэнергии в трансформаторах АТ3,АТ4:

ΔW = 0.22Ч8760 +0,525Ч()2Ч7155+

+0,525Ч()2Ч7155= 3651,4 МВт*ч

Суммарные годовые потери в первом варианте (2 энергоблока 220 кВ, 2 энергоблока 110 кВ,2 автотрансформатора связи на 500кВ и 2 автотрансформатора связи на 220кВ):

Вариант 2

Потери в блочном трансформаторе работающем на РУ 500 кВ:

,

Потери в блочном трансформаторе работающем на РУ 220 кВ, рассчитаны ранее и составляют:

Потери в блочном трансформаторах работающих на РУ 110 кВ, рассчитаны ранее и составляют:

Потери электроэнергии в трансформаторах связи Т1,Т2:

Для нахождения определим время максимальных потерь с помощью графиков перетоков мощности через автотрансформатор, расчет перетока мощности представлен в таблице 5 .

Продолжительность максимальных потерь, ч:

ΔW = 0.09Ч8760 +0,1575Ч()2Ч5570+0.09Ч8760 +0,1575Ч()2Ч5570= 903 МВт*ч

Потери в автотрансформаторах АТ3,4 работающих на РУ 220 кВ, рассчитаны ранее и составляют:

Суммарные годовые потери во втором варианте (энергоблока 500 кВ, энергоблока 220 кВ, 2 энергоблока 110 кВ, 2 автотрансформатора связи на 500кВ и 2 автотрансформатора связи на 220кВ ):

Определяются годовые эксплуатационные издержки:

а) издержки на обслуживание и ремонт, тыс. руб.,

, (20)

где – норматив отчислений на обслуживание и ремонт.

– для силового оборудования напряжением 110 кВ и выше;

– капиталовложения. где – норматив отчислений на обслуживание и ремонт.

Вариант 1

110 кВ:

220-500 кВ: .

∑ :

Вариант 2

110 кВ:

220-500 кВ: .

∑ :

б) потери электроэнергии () , тыс. руб.,

, (21)

Вариант 1:

.

Вариант 2:

.

Определяются дисконтированные
издержки () по формуле, тыс. руб. ,

, (22)

;

.

Для дальнейших расчетов принимается схема варианта 1.

1.5 Выбор трансформаторов собственных нужд

На каждый блок устанавливается один трансформатор собственных нужд. Мощность ТСН выбирается по условию:

, (23)

, (24)

выбирается трансформатор: ТДНС – 16000/20;

Мощность пускорезервного ТСН на блочных электростанциях без генераторного выключателя должна обеспечить замену рабочего трансформатора С. Н. одного энергоблока и одновременный пуск или останов(аварийный) второго энергоблока. Количество ПРТСН выбирается равным 2, присоединенным к среднему напряжению автотрансформаторов 500кВ и 220кВ.

Мощность резервных трансформаторов собственных нужд принимается на ступень выше максимального из рабочих. Параметры выбранных трансформаторов приведены в таблице 7.

Таблица 6 – Параметры ТСН и ПРТСН

Тип трансформатора	Кол - во, шт	Uном, кВ	Потери, кВт	Uк, В-Н, %	IХХ, %
ВН	НН	РХ	Рк, В-Н
ТСН: ТДНС – 16000/20	4	15,75	6,3	17	85	10	0,7
ПРТСН:ТРДНС-25000/110	1	115	6,3	25	120	10,5	0,65
ПРТСН:ТРДНС-25000/220	1	230	6,3	45	150	11,5	0,65

1.6 Выбор и обоснование схем РУ всех напряжений

Одним из важнейших требований к схемам на стороне высшего напряжения является создание условий для создания ревизий и опробований выключателей без перерыва работы. Этим требованиям отвечает схема с обходной системой шин.

Выбирается с двумя рабочими и одной обходной системами шин, так как она подходит по числу присоединений (более 6). Схема выполнена с однорядным расположением выключателей, что при ее эксплуатации дает следующие преимущества:

-  достаточно спроектировать только одну дорогу;

-  проще обеспечить работу системы пожаротушения, упрощается система слива трансформаторного масла;

-  уменьшается количество кабельных каналов.

Данная схема позволяет поочередно выводить системы шин в плановый ремонт без отключения потребителей.

Главная схема станции приведена на рисунке 3.

Рисунок 3- Главная схема станции