Электротехнический раздел (стр. 2 )

ИОР=НОР×К, тыс. руб; (2.14.)

где НОР – норматив отчислений на обслуживание и ремонт, %;

Стоимость потерь электроэнергии определяется по формуле:

ИПОТ=bПОТ× ΔW, тыс. руб; (2.15.)

где bПОТ – средний тариф на электроэнергию, принимается равным bПОТ=90 коп/кВтЧч

Потери электроэнергии в трансформаторе определяются по формуле:

ΔW = РхЧТ + Рк. Ч(Sмах. /Sном)2Чτ (2.16.)

где Рх – потери мощности холостого хода, кВт;

Рк– потери мощности короткого замыкания в обмотках, кВт;

Sмах.– расчетная(максимальная) нагрузка трансформатора, МВЧА;

Sном – номинальная мощность трансформатора, МВЧА;

Т – продолжительность работы трансформатора, равная 8760 ч;

τ- продолжительность максимальных, определяется в зависимости от числа часов использования максимальной нагрузки ТМ. ч;

Вариант 1

Т1:

(2.17.)

ΔW = 0.30 Ч8760 +0,790Ч(361,41/400)2Ч8760=8277,57 МВт∙ч

Sмах.= Sном. г –Sс. н (2.18.)

Sмах.=376,471-15,059=361,41

Т4,Т5,Т6:

ΔW = 0.330 Ч8760 +0,850 Ч(361,41/400)2Ч8760=10042,09 МВт∙ч

Потери электроэнергии в автотрансформаторе определяются по формуле:

ΔW = РхЧТ + Рк. в Ч(Sмах. в /Sном)2Чτв+ Рк. с Ч(Sмах. с /Sном)2Чτс (2.19.)

Т2,Т3. Для определения потери в автотрансформаторах строятся графики перетока мощности, расчет приведен в таблице 2.6.

Таблица 2.6. Потери электроэнергии в автотрансформаторе Т2,Т3.

Время, t. ч	2	2	2	4	3	1	4	4	1	1
Pг. МВт	960	960	960	960	960	960	960	960	960	960
Pсн. МВт	38,4	38,4	38,4	38,4	38,4	38,4	38,4	38,4	38,4	38,4
Pн110.МВт	60	58,8	58,2	57	56,4	54,6	54	52,8	48,6	45
Pн220.МВт	1050	1029	1018,5	997,5	987	955,5	945	924	850,5	787,5
Pт= Pг- Pсн - Pн. МВт	-188,4	-166,2	-155,1	-132,9	-121,8	-88,5	-77,4	-55,2	22,5	89,1

*знак минус показывает, что переток мощности идет от РУ 330 кВ в РУ 220 кВ

По таблице 2.6. определяется время числа использования часов максимальной нагрузки по формуле

Продолжительность максимальных потерь, ч:

ΔW = 0.15Ч8760 +0,375 Ч(117,201/ 399)2Ч 3552,32+0,375 Ч(117,201/ 399)2Ч 3552,32=1541,59

Pкв= Pкс= Pквс/2 (2.20.)

Pкв= Pкс= 750/2=375

S МАХ = МВА

Т7,Т8. Для определения потерь в автотрансформаторах строятся графики перетока мощности по мощности нагрузки на 110 кВ в таблице 2.7.

Таблица 2.7. Потери электроэнергии в автотрансформаторе Т7,Т8.

Время, t. ч	2	2	2	4	3	1	4	4	1	1
Pн110.МВт	60	58,8	58,2	57	56,4	54,6	54	52,8	48,6	45

По таблице 2.7. определяется время числа использования часов максимальной нагрузки по формуле

Продолжительность максимальных потерь, ч:

ΔW = 0.037Ч8760 +0,1 Ч(34,091/63)2Ч8070,15+0,1 Ч(34,091/63)2Ч8070,15= 768,798

Pкв= Pкс= Pквс/2 (2.20.)

Pкв= Pкс=200/2=100

S МАХ. = МВА

Вариант 2

Потери в трансформаторах установленных на РУ такие же, как и в первом варианте.

Потери в автотрансформаторах Т7,Т8 : продолжительность максимальных потерь для автотрансформаторов будут такими же, как первом варианте.

ΔW = 0.1Ч8760 +0,1725Ч(34,091/125)2Ч8070,15+0,1725Ч(34,091/125)2Ч8070,15= 1083,09

Pкв= Pкс= Pквс/2 (2.20.)

Pкв= Pкс=345/2=172,5

S МАХ. = МВА

Т4,Т5. Для определения потерь в автотрансформаторах строятся графики перетока мощности, расчет приведен в таблице 2.8.

Таблица 2.8. Потери электроэнергии в автотрансформаторе Т4,Т5.

Время, t. ч	2	2	2	4	3	1	4	4	1	1
Pг. МВт	960	960	960	960	960	960	960	960	960	960
Pсн. МВт	38,4	38,4	38,4	38,4	38,4	38,4	38,4	38,4	38,4	38,4
Pн220.МВт	1050	1029	1018,5	997,5	987	955,5	945	924	850,5	787,5
Pт= Pг- Pсн - Pн. МВт	-128,4	-107,4	-96,9	-75,9	-65,4	-33,9	-23,4	-2,4	71,1	134,1

*знак минус показывает, что переток мощности идет от РУ 330 кВ в РУ 220 кВ

По таблице 2.8. определяется время числа использования часов максимальной нагрузки по формуле

Продолжительность максимальных потерь, ч:

ΔW = 0.150Ч8760 +0,375Ч(105,53/399)2Ч2500,94+0,375Ч(105,53/399)2Ч2500,94=1443,91

Pкв= Pкс= Pквс/2 (2.20.)

Pкв= Pкс=750/2=375

S МАХ. = МВА

Суммарные потери, кВтЧч:

Вариант 1

SΔW =8277,57+10042,09Ч3+1541,59Ч2+768,798Ч2=43024,62 МВт∙ч

Вариант 2

SΔW =8277,57+10042,09Ч3+1083,09Ч2+1443,91Ч2=43457,84 МВт∙ч

Издержки на обслуживание и ремонт:

Вариант 1

ИОР1 = 0,059Ч0=11415,32 тыс. руб

Вариант 2

ИОР2 = 0,059Ч205520=12125,68 тыс. руб

Стоимость потерь электроэнергии:

Вариант 1

ИПОТ1 = 43024,62∙0,9 =38722,158 тыс. руб

Вариант 2

ИПОТ2 =43457,84 ∙0,9 =39112,056 тыс. руб

Окончательно дисконтированные
издержки для различных вариантов схем определятся:

=682 тыс. руб.

=945 тыс. руб.

Т. к. ДИ1<ДИ2, то наиболее экономически целесообразным является первый вариант структурной схемы ГРЭС рисунок 2.3.

2.1.6. Выбор и обоснование РУ всех напряжений.

Распределительное устройство 330 кВ.

Для РУ 330 кВ с общим числом присоединений равным 5 (2 линии связи с системой, 2 автотрансформатора связи, 1 блочный трансформатор) выбирается кольцевая схема три выключателя на две цепи.

Достоинством данной схемы является то, что при ревизии любого выключателя все присоединения остаются в работе. Данная схема является очень надежной.

Недостатки данной схемы : -отключение к. з. двумя выключателями, что увеличивает общее количество ревизий выключателей;

- удорожание конструкции РУ при нечетном числе присоединений, так как одна цепь должна присоединятся через два выключателя ;

- снижение надежности схемы , если количество линий не соответствует числу трансформаторов ;

- усложнение цепей релейной защиты ;

Распределительное устройство 220 кВ

Для РУ 220кВ с общим числом присоединений равнымлиний нагрузки, 4 автотрансформатора связи, 3 блочных трансформатора) рекомендуется схема электрических соединений с двумя основными и третьей обходной системами шин, причем одна система шин секционируется ( число присоединений более 12) с одним выключателем на цепь.

В нормальном режиме в этой схеме половина цепей (линий и трансформаторов) присоединяются к одной системе шин, а другая половина - ко второй. В таком режиме работы схемы при отказе выключателя любой из линий, релейная защита (РЗ) отключит шиносоединительный выключатель (ШСВ) и, таким образом, половина присоединений РУ сохранится в работе.

К достоинствам схемы относятся: достаточная гибкость и надежность; возможность поочередного ремонта сборных шин без перерыва работы присоединений; возможность ограничения токов короткого замыкания (шиносоединительный выключатель при КЗ следует держать отключенным).

К недостаткам схемы относят: большое количество разъединителей, частые переключения которых увеличивают вероятность повреждений в зоне сборных шин; при ремонте одной из систем шин нормальная работа на двух системах нарушается; сложность схемы.

Увеличения гибкости и надёжности схемы можно достичь секционированием одной или обеих систем шин и совмещением шиносоединительного и обходного выключателя.

Распределительное устройство 110 кВ. Необходимо учитывать количество присоединений к РУ 110 кВ – 5. Следует принять схему с одной рабочей и одной обходной системой шин. Данное РУ удовлетворяет перечисленным выше требованиям и особенностям варианта схемы.

2.1.7 Выбор трансформаторов собственных нужд.

Для ГРЭС на каждый блок устанавливается один трансформатор с. н. Мощность ТСН выбирается по мощности нагрузки на с. н:

SСН= РСН/cosφ (2.21.)

SСН=12,8/0,85=15,059 МВА

Выбирается трансформатор с. н ТДНС-16000/35

Мощность резервного ТСН выбирается на ступень выше(так как мощность резервного ТСН должна обеспечить замену рабочего ТСН и одновременный пуск или аварийный останов второго энергоблока, и, если неизвестен точный состав нагрузки, то выбирается на ступень выше), выбирается два трансформатора ТРДНС-25000/35 (присоединяются к РУ 110 кВ и отпайкой от шин идущих от автотрансформатора Т3 к РУ 110 кВ). На рисунке 2.5. представлена главная схема электрических соединений.

2.2.1 Выбор схемы с. н. на повышенном напряжении.

Питание собственных нужд на проектируемой ГРЭС осуществляется путём устрой­ства ответвлений от блоков генератор-трансформатор к рабочему источнику питания за­крытыми комплектными пофазно-экранированными токопроводами.

Распределительное устройство собственных нужд выполняется с одной системой сборных шин. Сборные шины 6 кВ разделяются на секции, количество которых выбира­ется по две на один блок, так мощность блоков более 160 МВт /1/.

При выборе мощности рабочих источников питания собственных нужд необходимо исходить из условий обеспечения питания всей присое­диненной к соответствующей секции нагрузки собственных нужд без перегрузки обмоток трансформаторов собственных нужд.

Количество ПРТСН (отсутствие генераторного выключателя) выбирается равным двум (при числе блоков от 2 до 6 и при отсут­ствии генераторных выключателей). Один ПРТСН1 (Т13) присоединяются к токоведущим частям обмотки СН Т12, второй ПРТСН2 (Т14) присое­диня­ется к РУ 110 кВ. Точка подключения ПРТСН1 к токоведущим частям обмотки СН автотрансформатора является точкой надежного питания, так как при аварии в автотрансформаторе Т8 ПРТСН1 будет получать питание от обходной системы сборных шин. При КЗ на сборных шинах ПРТСН1 получает питание от Т8. Аналогичная ситуация и с ПРТСН2 (Т12). При аварии в Т8 и отключении ПРТСН1 в работе останется ПРТСН2 (Т14). При к. з. на сборных шинах он будет получать питание от обходной системы сборных шин.