Рразработка и выбор структурной схемы станции


1 Рразработка  и выбор структурной схемы станции.

 

  1.1 Выбор генераторов.

Для заданной мощности в 200 МВт  выбираем генераторы ТВГ-200-2УЗ, характеристики которых снесены в таблицу 2.

 

Таблица 2 – Технические характеристики генераторов

 

Тип

Uг,кВ

Рг,МВт

cosj,о.е.

Iном,кА

Xd”,о.е.

ТГВ-200-2УЗ

15,75

200

0,85

8,625

0,19


 

Вид структурной схемы зависит от состава и числа оборудования, распределения генераторов и нагрузки между распределительными устройствами разного напряжения и связи между этими РУ.

Возможные варианты формируются  в соответствии с рекомендациями норм технологического проектирования (НТП). Разрабатываются 2 варианта структурной схемы станции.

 

1.2 Расчет перетоков мощности и выбор трансформаторов для схемы №1.

Предложенные варианты структурных схем:




Рисунок 1 – Вариант структурной схемы №1.


 

Рисунок 2 - Вариант структурной  схемы №2.

 

На схемах представлено блочное  исполнение, в качестве трансформаторов связи применены автотрансформаторы.

Для выбранных структурных  схем станции произведем расчет перетоков мощности через элементы схемы. Это необходимо для выбора трансформаторов и автотрансформаторов связи.

Расчет перетока мощности через блочные трансформаторы, МВА:

 

                                              

                                    (1.1)

 

где - активная мощность генератора, МВт;

      - активная мощность собственных нужд (СН), формула (1.3), МВт;

              - реактивная мощность генератора формула (2), МВар;

                    - реактивная мощность собственных нужд (СН) формула (1.4), МВар;

Реактивная мощность генератора:

 

                                                    (1.2)

 

Где tg - arcos -  cos   - коэфициент мощности генератора, о.е;

 

 

Активная мощность СН:

 

                                                  (1.3)

 

Реактивная мощность СН:

 

                                                                 (1.4)    

                                   

 

Переток мощности через трансформатор  по формуле (1.1):

 

 

Переток мощности через автотрансформатор  связи в режиме максимальной нагрузки, МВА:

 

               (1.5)

 

где   - количество генераторов на стороне среднего напряжения;

      - максимальная активная нагрузка потребителя (дана в задании), МВт;

        - максимальная реактивная нагрузка потребителя, МВар;


 

Максимальная реактивная нагрузка потребителя, МВар:

 

                                                 (1.6)

 

 

Переток мощности через автотрансформатор  связи, формула (1.5):

 

 

Переток мощности через автотрансформатор  связи в режиме минимальной нагрузки, МВА:

 

             (1.7)

 

где - минимальная активная нагрузка потребителя (дана в задании), МВт;

         - минимальная реактивная нагрузка потребителя, МВар;

 

                                                        (1.8)


 

 

Переток мощности через автотрансформатор  связи в режиме минимальной нагрузки, МВА:

 

 

Переток мощности через автотрансформатор  связи в аварийном режиме (отлючен 1 генератор), с максимальной нагрузкой, МВА:

 

,              (1.9)

 

 

Считая переток мощности для обмотки НН трансформатора связи  берем удвоенное значение мощности, т.к РТСН подключенный к обмотке  низкой стороны автотрансформатора расчитивается на мощность с резервом:

 

Переток мощности через обмотку  НН, МВт:

 

                                              (1.10)

 

 

Переток мощности через обмотки ВН, МВА:

 

                          (1.11)

По полученным данным выбираем трансформаторы:

Таблица 3 – Технические  характеристики блочных трансформаторов в схеме №1

 

Тип

трансформатора

SНОМ , МB×A

UBH,

кВ

UHH,

КB

РХ,

КВт

РK,

кВт

Цена, т.руб

3хТДЦ – 250000/242/15,75

250

242

15,75

207

600

284

2хТДЦ – 250000/121/15,75

125

121

15,75

200

640

255

АТДЦТН-200000/230/121/15,75

200

230

121

105

430

200

Итого:

          

1562


 

1.3 Определение потерь энергии в блочных трансформаторах и автотрансформаторах связи.

Потери в блочных трансформаторах  на стороне ОРУ-220, кВТ·ч:

 

                            (1.12)

 

где - потери холостого хода трансформатора, кВт;

         - число часов использования установленной мощности (1140ч);

         - потери короткого замыкания, кВт;

        - максимальный переток мощности через трансформатор, МВА;

         - номинальная мощность трансформатора, МВА;

        - число часов максимальных потерь (5380ч);

По формуле (12), кВт·ч:


 

Потери в блочных трансформаторах  на стороне ОРУ-110 расчитываются по формуле (1.2), кВТ·ч:

 

 

Потери в трансформаторах  связи, кВТ·ч:

 

 (1.13)

 

где , , - число часов максимальных потерь соотвецтвующих обмоток, ч;

         , , - потери короткого замыкания для соотвецвующих обмоток, ч;

 

Количество активной энергии  переданное за год через обмотки  автотрансформатора, МВт:

 

                                                                  (1.14)

 

   (1.15)

 

где - активная мощность генератора, МВт;

         - время работы на установленной мощности, ч;

       - максимальная мощность собственных нужд, МВт;

       - время использования максимальной мощности собственных нужд, ч;

     - максимальная активная мощность нагрузки, МВт;

      - время работы на максимальную мощность нагрузки, ч;

 

 

                                                   (1.16)


 

 

Определяем время максимальных потерь, ч:

 

                                                                (1.17)

 

 

Далее по графику зависимости  времени максимальных потерь определяем , , , ч:

=
=900,

=0;

 

По формуле (1.13) определяем:

Полные потери электроэнергии, МВт·ч:

 

                               (1.18)

 

 

Затраты на потери в трансформаторах  и автотрансформаторах, тыс.руб:

 

                                            (1.19)

где С – стоимость электроэнергии 3

 

 

Выбираем  трансформаторы собственных  нужд и резервные  трансформаторы собственых нужд:

 

Таблица 4 – Характеристики трансформаторов собственных нужд

 

Тип

трансформатора

SНОМ , МB×A

UBH,

кВ

UHH,

КB

РХ,

КВт

РK,

кВт

Цена, т.руб

5хТДНС – 16000/15,75/6,3

16

15,75

6,3

17

85

50

Итого:

          

250


 

 


Таблица 5 – Характеристики резервных трансформаторов собственных нужд

 

Тип

трансформатора

SНОМ , МB×A

UBH,

кВ

UHH,

КB

РХ,

КВт

РK,

кВт

Цена, т.руб

ТДНС – 25000/15,75/6,3

25

15,75

6,3

25

115

62

ТРДНС – 25000/110/6,3

25

110

6,3

25

120

70


 

1.4 Расчет перетоков мощности и выбор трансформаторов для схемы №2.

Результаты расчета перетока мощности через блочные трансформаторы и затраты на потери в них совпадают с предыдущим. Результаты выбора блочных трансформаторов сносим в таблицу 6.

 

Таблица 6 – Технические  характеристики блочных трансформаторов в схеме №2

 

Тип

трансформатора

SНОМ , МB×A

UBH,

кВ

UHH,

КB

РХ,

КВт

РK,

кВт

Цена, т.руб

2хТДЦ – 250000/242/15,75

250

242

15,75

207

600

248

3хТДЦ – 250000/121/15,75

125

121

15,75

200

640

255

2хАТДЦТН-200000/230/121/15,75

200

230

121

105

430

200

Итого:

          

1661


 

Переток мощности через автотрансформатор  связи в режиме максимальной нагрузки, формула (1.5) ,МВА:

 

 

Переток мощности через автотрансформатор  связи в режиме минимальной нагрузки, формула (1.7), МВА:

 

 

Переток мощности через автотрансформатор  связи в аварийном режиме (отлючен 1 генератор), с максимальной нагрузкой, формула,(1.9) МВА:

 

 

1.5 Определение потерь энергии в блочных трансформаторах и автотрансформаторах связи.

Потери электроэнергии в  блочных трансформаторах совпадают  с предыдущим вариантом.

Потери в трансформаторах  связи, формула (1.13):


 

Количество активной энергии  переданное за год через обмотки  автотрансформатора, формулы (1.14-1.16):

                    

 

 

Определяем время максимальных потерь, формула (1.17):

 

 

 

Далее по графику зависимости  времени максимальных потерь определяем , , , ч:

=
=2850,

 

=0;

 

Полные потери электроэнергии, формула (1.18):

 

 

Затраты на потери в трансформаторах  и автотрансформаторах, формула (1,19):

 

Трансформаторы собственных  нужд аналогичны предыдущему варианту.

Выбор резервных трансформаторов  собственных нужд:

 


Таблица 5 – Характеристики резервных трансформаторов собственных нужд

 

Тип

трансформатора

SНОМ , МB×A

UBH,

кВ

UHH,

КB

РХ,

КВт

РK,

кВт

2хТРДНС – 25000/10/6,3

25

10

6,3

25

115

Итого:

        

230


 

1.6 Предварительный выбор коммутационной аппаратуры для схемы №1.

 

Предварительный выбор выключателей нужен для определения экономических показателей вариантов структурной схемы т.к. стоимость выключателей играет существенную роль в формировании капиталовложений.

Предварительный выбор коммутационной аппаратуры произведем исходя из условий:

 


Максимальный рабочий  ток это ток проходящий по аппарату в нормальном режиме работы.

Максимальный рабочий  ток для генераторного выключателя, А:

 

                                     (1.20)

 

 

Максимальный рабочий  ток для выключателя ОРУ-110, А:

 

                                                          (1.21)

 

 

Максимальный рабочий  ток для выключателя на низкой стороне трансформатора собственных нужд, А:

 

                                                        (1.22)

 

 

Максимальный рабочий  ток для выключателя ОРУ-220, А:

 

                                                        (1.23)

 

 

Максимальный рабочий  ток для выключателя на высокой стороне резервного трансформатора собственных нужд, А:

 

                                                     (1.24)

 


Максимальный рабочий  ток для выключателя на низкой стороне резервного трансформатора собственных нужд, А:

 

                                                       (1.25)   

 

 

Максимальный рабочий  ток для выключателя на стороне среднего напряжения трансформатора связи, А:

 

 

На стороне  высокого напряжения, А:

 

 

Перечень  выбранных выключателей снесем в таблицу 6.

 

 

Таблица 6 – Количество и свойства выключателей в схеме №1

 

Тип

Uном,кВ

IHOM,A

tOB,c

Цена,т.руб

5 х ВГМ-15,75-90/11200

15,7

11200

0,2

30

ЯЭ-110Л-23(13У4)

110

1250

0,065

16,5

VD4-1716-31

15,7

1600

0,04

15

4 х ВВЭ-10-31,5/2500

10

2500

0,05

23

10 х ВВЭ-10-20/1600

10

1600

0,05

1,9

3 х ВВБМ-110Б

110

2000

0,07

19

4 х ВГБУ-220-40/2000

220

2000

0,07

23

Итого:

      

441,5


 

1.7 Предварительный выбор коммутационной аппаратуры для схемы №2.

Расчет  аналогичен предыдущему. Количество и свойство генераторных выключателей, выключателей собственных нужд, полностью аналогично схеме №1.

Выбранные выключатели снесем в таблицу 7.

 

Таблица 7 – Количество и свойства выключателей в схеме №2

Тип

Uном,кВ

IHOM,A

tOB,c

Цена,т.руб

5 х ВГМ-15,75-90/11200

15,7

11200

0,2

30

2 х VD4-1716-31

15,7

1600

0,04

15

4 х ВВЭ-10-31,5/2500

10

2500

0,05

23

10 х ВВЭ-10-20/1600

10

1600

0,05

1,9

5 х ВВБМ-110Б

110

2000

0,07

19

4 х ВГБУ-220-40/2000

220

2000

0,07

23

Итого:

      

478


 

1.8 Выбор числа воздушных линий.

Число линий к энергосистеме:

 

                                       (1.26)

где - избыточная мощность отдаваемая в энергосистему;


       - предельная пропускная способность линии для данного класса напряжения;    

Избыточная  мощность, МВА:

 

                 (1.27)

 

 

Предельная  пропускная способность  активной мощности линии  для напряжения 220 кВ МВт, найдем полную пропускную способность, МВА:

 

;                     (1.28)

 

Число линий к энергосистеме, формула (1.26):

 

 

Принимаем число линий =5.

 

Число линий к потребителю:

 

                                          (1.29)

 

где - максимальная полная мощность отдаваемая потребителю, МВА;

Предельная  пропускная способность  активной мощности линии  для напряжения 110 кВ МВт, найдем полную пропускную способность, МВА:

Полную  пропускную способность, формула (1.28):

         

 

Максимальная  полная мощность отдаваемая потребителю, МВА:

 

                                                   (1.30)

 

 

Число линий к потребителю, формула (1.29):

 

 

Принимаем число линий =9.


1.9 Расчет технико-экономических показателей структурных схем.

С помощью метода приведенных  затрат осуществим сравнение схем с  экономической точки зрения.

Капиталовложения в каждом варианте оцениваются по удельной стоимости одной ячейки РУ и стоимости трансформаторов. Также учитываются затраты на потери энергии трансформаторах и  автотрансформаторах для каждой схемы.

Приведенные затраты схемы  выдачи мощности, тыс.руб./год:

 

                                                   (1.31) 

  

где  Ен - коэффициент сравнительной эффективности капитальных вложений (ЕН=0,125 руб.год./руб.);

а - норма амортизационных отчислений на реновацию основных фондов (для э/т оборудования а=6,4%);

   -  коэффициент учитывающий издержки  на текущий и капитальный ремонт оборудования (в=2%);

К – капитальные вложения в станцию, т.руб;

ИПОТ  - издержки обусловленные потерями энергии в трансформаторах;

 

Капитальные вложения в станцию, т.руб:

 

                                                      (1.32)

 

где  ƩС – суммарные  затраты на оборудование, т.руб;

        КУД – коэффициент удорожания (КУД=84 о.е);

 

Капитальные вложения для  схемы №1, формула (1.32):

 

 

Приведенные затраты для  схемы №1, формула (1.31):

 

 

Капитальные вложения для  схемы №2, формула (1.32):

 

 

Приведенные затраты для  схемы №1, формула (1.31):


 

 

Разница затрат между вариантами схем в, %:

 

                                                    (1.33)

 

 

Для дальнейших расчетов принимаем  вариант структурной схемы №1. т.к. она имеет меньшие потери энергии и меньшие приведенные  затраты по сравнению со схемой №2.


Схема №1 более рациональна с точки зрения передачи мощности, т.к при расположении генератора №3 на стороне РУ-110 (см. рисунок 1;2) у потребителя возникает избыток мощности, который перетекает в систему через дополнительный трансформатор связи. При этом создаётся лишняя ступень трансформации на пути тока, что в свою очередь приводит к дополнительным потерям мощности и большему количеству аппаратуры.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2 Расчет токов короткого замыкания.

 

Расчет токов короткого замыкания, в данном курсовом проекте, производится для проверки выключателей на отключающую способность, для проверки всей коммутационной аппаратуры на термическую, динамическую стойкость при воздействии на них токов короткого замыкания. Трехфазное короткое замыкание один из наиболее тяжелых режимов для оборудования с точки зрения величины токов по фазам, поэтому мы принимаем его для наших расчетов.

Часть расчета будет произведена вручную, а другая на вычислительной машине с помощью специального программного обеспечения.

 

2.1 Составление эквивалентной  схемы замещения.


Составим схему  замещения  для расчетов токов короткого замыкания (ТКЗ).

 

Рисунок 3 – эквивалентная  схема замещения.

 

Расчет производится в  относительных единицах при базисных условиях:

Базисная мощность, о.е:

 

Sб = 1000;

 

Разобъем схему на 3 базисных напряжения, кВ:

,

 

Uб1=230,

 

Uб2=115,

 

Uб3=15,75,

 

 

Рассчитаем базисный ток  для каждой ступени напряжения, кА:

 

                                                   (2.1)

 

 

 

Сверхпереходное ЕДС для генераторов и системы, о.е:

Для генераторов:

 

Е1=Е2=Е3=Е4=1,13,

 

Для системы:

 

Ес=Е5=1;


Для определения начального значения периодической составляющей тока в месте короткого замыкания, рассчитаем  индуктивное сопротивление элементов схемы замещения.

Сопротивление генераторов, о.е:

 

                                                          (2.2)

 

где Хс – сопротивление системы при номинальных базисных условиях, току прямой последовательности (таблица 1), о.е;

       Sc - номинальная мощность системы (таблица 1), МВА;

 

 

Определяем сопротивления линий электропередач, о.е:

 

                      (2.3)

 

где l – длинна линии, (таблица 1), км;

       Х0 – удельное сопротивление линии, (0,4 Ом/км);