Проектирование станции ТЭЦ мощностью 90 МВт на базе трех турбогенераторов типа ТВС-32У3 мощностью по 32 МВт

2. Выбор основного оборудования и разработка двух вариантов схем выдачи энергии

2.1 Выбор генераторов

Для проектируемой станции мощностью 90 МВт выбираем три турбогенератора типа ТВС-32У3 мощностью по 32 МВт(табл.2.1,стр.76,[1]).

Технические данные  выбранных генераторов представим в таблице 2.1.

Таблица 2.1 -Технические данные генераторов.

Типгенератора	P, МВт	S, МВА	U, кВ		I, кА	КПД,%	n, об/мин
ТВС – 32УЗ	32	40	10,5	0,8	2,2	98,3	3000	0,153

2.2 Выбор двух вариантов схем

проектируемой электростанции

Варианты схем проектируемой станции представлены на рисунке 2.1.

                    Вариант 1                                                     Вариант 2

Рисунок 2.1-. Варианты схем проектируемой электростанции.

ГРУ 10кВ выполнено с секционированной системой шин. Питание потребителей генераторного напряжения осуществляется через групповые реакторы. ОРУ 110кВ выполнено с одной секционированной и обходной системами шин.

2.3 Выбор трансформаторов на проектируемой ТЭЦ

Трансформаторы связи для обоих вариантов выбираем исходя из двух условий:

-  Выдача избыточной мощности в энергосистему в период минимума нагрузки на шинах генераторного напряжения:

                                      ,                            (2.1)

где Р_г и cosφ_г – номинальная мощность и номинальный коэффициент мощности  генераторов, cosφ_г = 0,8;

        Р_{г.нн.мин} и cosφ_н.нн – минимальная нагрузка шин генераторного напряжения и средний коэффициент мощности нагрузки, cosφ_н.нн = 0,8…0,9;

Р_с.н. и cosφ_сн  - мощность потребляемая собственными нуждами и коэффициент мощности собственных нужд, принимается cosφ_сн = 0,8.

Определяем мощность собственных нужд:

                                МВт;

k_c- коэффициент спроса.

Минимальная нагрузка шин генераторного напряжения для обоих вариантов :

                            МВт.

Определяем мощность трансформаторов связи для первого варианта:

Для второго варианта:

- Пропуск от энергосистемы недостающей мощности на шинах генераторного в момент максимальной нагрузки и при отключении одного из наиболее мощных генераторов:

                                       ,                            (2.2)

где  Р_{г.н.макс} и cosφ_н.нн – максимальная нагрузка шин генераторного напряжения и средний коэффициент мощности нагрузки.

Определяем мощность трансформаторов связи по второму условию для первого варианта:

          Для второго варианта:

Для первого варианта принимаем

Для второго варианта принимаем

С учетом перегрузки в случае аварийного отключения одного из двух трансформаторов или при одновременном отключении одного генератора иодного трансформатора

                                       

По таблице 3.6, с.148 [1] выбираем трансформаторы связи типа ТРДН-63000/110 для перового варианта, ТРДН-25000/110 для второго варианта.

Технические данные выбранных трансформаторов сводим в таблицу 2.2.

Выбор блочного трансформатора для второго варианта осуществляем по номинальной мощности генератора. Выбираем трансформатор ТРДН-40000/110. Технические данные выбранного трансформатора сводим в таблицу 2.2.

Трансформаторы собственных нужд выбираем по условию:

                                               (2.3)

Выбираем трансформатор ТМ-4000/10.Резервный трансформатор собственных нужд выбираем аналогично. Технические данные выбранных трансформаторов сводим в таблицу 2.2.

Таблица 2.2-Технические  данные выбранных  трансформаторов

Тип	Номинальное напряжение		Потери, кВт		Uкз%	Iхх%	Sн,МВА
	ВН	НН	хх	кз
ТРДН-40000/110	115	10,5	34	170	10,5	0,55	40
ТРДН-63000/110	115	10,5	50	245	10,5	0,5	63
ТРДН-25000/110	115	10,5	25	120	10,5	0,65	25
ТМ-4000/10	115	6,3	34	170	10,5	0,55	4

Выбор секционных реакторов 

Секционные реакторы выбираем по номинальному напряжению, току и индуктивному сопротивлению. Номинальный ток секционного реактора определяется из соотношения

I_р > 0,7·I_{ном. г},                                                 (2.4)

I_р  

По [1] табл.5,14 стр.342 принимаем реакторы типа РБГ10 - 1600 - 0,2УЗ.

Выбор линейных реакторов 

Линейные реакторы выбираем по номинальному току, напряжению.

 кА

По [1] табл.5,14 стр.342 принимаем реакторы типа РБГ10 - 1600 - 0,2УЗ.

Количество отходящих линий со стороны ГРУ и ОРУ определяем по формуле:   

                                                                                                   (2.5)

где Р_мах – максимальная  нагрузка, МВА;

            Р_л – наибольшая передаваемая мощность для одной линии. Для напряжения 6..10 кВ Р_л = 3…5 МВА, для напряжения 110 кВ Р_л = 25…50 МВА . Получаем:

,

.

3. Выбор и технико-экономическое обоснование главной схемы электрических соединений

Для выбора главной схемы электрических соединений определяем минимум приведенных затрат:

                                      ,                              (3.1)

где i = 1,2 – номера вариантов;

     К_i – капиталовложения на сооружение i-ой электроустановки, тыс. уе;

     Р_н – нормативный коэффициент экономической эффективности капиталовложений, равный 0,12;

     И – годовые эксплуатационные издержки;

Капиталовложения определяем по укрупненным показателям стоимости элементов схем, результаты сводим в таблицу 3.1.

Таблица 3.1-Капиталовложения  элементов схем.

Оборудование	Стоимость единицы, тыс. руб.	Варианты
		Первый		Второй
		к-во ед, шт.	общ. ст., тыс. уе.	к-во ед, шт.	общ. ст., тыс. уе.
ТРДН-40000/110	88	-	-	1	88
ТРДН-63000/110	126	2	252	-	-
ТРДН-25000/110	65,5	-	-	2	131
ТМ-4000/10	8,4	4	33,6	4	33,6
ТВС-32-У3	250	3	750	3	750
Ячейка ОРУ 110 кВ с выключателем:	42	6	252	7	294
Ячейка с выключателем на вводе без реактора	17,6	5	88	5	88
Ячейка КРУ отходящая с выключателем	8,66	4	36,64	4	36,64
Ячейка с выключателем и частью группового реактора	4,23	10	42,3	10	42,3
Итого	-	-	1454,7	-	1483,5

Годовые эксплуатационные издержки, тыс. уе.:

                               ,                           (3.2)

где Ра и Ро – отчисления на амортизацию и обслуживание (Р_а = 6,4 %, 

          Р_о = 3 %);

         ΔЭ – потери энергии, кВт·ч;

         ß – стоимость 1 кВт·ч потерянной энергии, равная 0,8 коп/(кВт·ч).

Потери энергии в двух обмоточном трансформаторе:

,                                 (3.3)

где ΔР_хх – потери холостого хода, кВт;

      ΔР_кз – потери короткого замыкания, кВт;

S_н – номинальная мощность трансформатора, МВА;

S_м – максимальная нагрузка трансформатора, МВА;

      Т – число часов работы трансформатора;

       τ – число часов максимальных потерь, определяемое по рис.10.1, с. 546 [1], в зависимости от Т_max;

Потери в трансформаторе связи для первого варианта рассчитываются аналогично для двух вариантов:

Для двух трансформаторов ΔЭ₁ = 2ּΔЭ = 14,49ּ10⁵ кВт·ч.

Годовые эксплуатационные издержки для двух вариантов, тыс.уе.:

Определяем приведенные затраты:

Так как приведенные затраты для первого варианта меньше, то для дальнейшего рассмотрения принимаем именно этот вариант.

4. Расчет токов короткого замыкания для выбора аппаратов и токоведущих частей

Для расчета токов короткого замыкания составим схему замещения