Проект ТЭЦ. Выбор основного оборудования на проектируемой подстанции

ВЫБОР И ОБОСНОВАНИЕ ГЛАВНОЙ СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ

Технико-экономическое сравнение вариантов

На основании технико-экономического сопоставления  вариантов определяем оптимальное решение, причем основное внимание  уделяется методике их выполнения, а графики нагрузок и другие величины и коэффициенты принимаются по усредненным показателям.

В настоящее время ведут расчет по минимуму приведенных  затрат З, тыс.руб.год, которые определяются из выражения:

                                             З = p×K + И,                                                (2.1)

где  р - нормативный коэффициент эффективности, 1/год, принимаемый в расчетах 0,12;

       К - капиталовложения, тыс. руб.;

       И - годовые издержки, тыс. руб.год.

Годовые эксплуатационные расходы определяются по формуле, тыс.руб.:

             И = И_а + И_о + И_ΔW ,                                          (2.2)

где И_а- издержки на амортизацию подстанции, тыс.руб.;

      И_о- издержки на обслуживание, тыс.руб.;

      И_ΔW-издержки связанные с потерями электроэнергии в   

               трансформаторах, тыс.руб.

Издержки на амортизацию подстанции определяются по формуле, тыс.руб.:

                                                  И_а= α×К_пст,                                             (2.3)

где α - норма амортизационных отчислений, для силового оборудования   

            равна 6.4%, [2];

      К_пст- капитальные затраты на сооружение подстанции, тыс.руб.

Издержки на эксплуатацию подстанции определяются по формуле, тыс.руб.:

                                                  И_о = β×К_пст,                                             (2.4)

где β – затраты на эксплуатацию, принимаем  2%  для подстанций 220 кВ    

             и выше, [2].

Издержки связанные с потерями электроэнергии в трансформаторах определяются по формуле, тыс.руб.:

                                И_ΔW = ΔW_обм×З_э+ ΔW_хх×З_э,                                             (2.5)

где ΔW_обм и ΔW_хх – потери электроэнергии в обмотках и холостого хода

                                   соответственно, МВт×ч ;

       З_э- стоимость 1 кВт×ч потерянной энергии, принимаем  0.8  руб/кВт×ч.

Нагрузочные потери определяются по формуле:

                                               ,                                      (2.6)

 где τ – время наибольших потерь трансформаторов подстанции, ч ;

     ΔP_к- потери короткого замыкания, МВт;

     n - количество трансформаторов;

     S - номинальная мощность трансформатора, МВА;

     S_тр - максимальная нагрузка трансформатора, МВА.

Потери электроэнергии холостого хода трансформатора, МВт×ч:

                                          ΔW_хх = ΔP_хх ×8760,                                             (2.7)

где ΔP_хх – потери холостого хода трансформатора, МВт;

Время наибольших потерь определяется по формуле, ч:

                                   τ =(0.124+Т_м×10^-4)²×8760,                                             (2.8)

где Т_м× – время использования максимальной нагрузки, ч. Принимаем 4000 ч.

Стоимость трансформаторов определяем по [3], таблица 3.9

Стоимость трансформаторов на подстанции:

К_т1=2×450=900 тыс.руб.

Издержки на амортизацию подстанции определяются по формуле 2.3:

И_а= 0.064×900=57.6 тыс.руб.

Издержки на обслуживание подстанции определяются по формуле 2.4:

И_о=0.02×900=18 тыс.руб;

Определим потери электроэнергии в трансформаторе:

Потери холостого хода определим по формуле 2.7:

ΔW_хх = 2×0.32×8760=5606.4 МВт×ч;

Определим время наибольших потерь по 2.8:

τ =(0.124+4000×10^-4)²×8760=2405.3 ч.

Нагрузочные потери определяются по 2.6:

Издержки связанные с потерями электроэнергии в трансформаторах определяются по 2.5:

И_ΔW =(1688+5606.4)×0.8=5835.5 тыс.руб.

Годовые эксплуатационные расходы определяются по 2.2:

И = 57.6 +18+ 5835.5 =5911.2 тыс.руб.

Определим приведенные затраты на подстанцию по 2.1:

З=0.12×900+5911.2 =6019.2 тыс.руб.

Расчет технико-экономического сравнения для второго варианта аналогичен первому, результаты расчета сводим в таблицу 2.1

Таблица 2.1 Технико-экономическое сравнение вариантов подстанции.

Показатель		Вариант сравнения подстанции
		Первый вариант	Второй вариант
Мощность/ количество трансформаторов		533/2	417/3
Стоимость трансформаторов, тыс.руб.		900	1350
Издержки на амортизацию, тыс.руб.		57.6	86.4
Издержки на обслуживание, тыс.руб.		18	27
Потери электроэнергии в трансформаторе, МВт×ч	ΔWхх	5606.4	8409.6
	ΔWобм	1688	1838
Издержки на возмещение ИΔW, тыс.руб.		5835.5	8198.1
Годовые эксплуатационные расходы, тыс.руб.		5911.2	8311.49
Минимум приведенных затрат, тыс.руб.		6019.2	8473.494

Как видно из расчета наиболее экономичным является первый вариант подстанции. Поэтому для дальнейшего расчета принимаем его.

Исходя из выше приведенных расчетов, на стороне ВН выбираем полуторную схему распределительного устройства таблица 4.4 [5] .

Рис. 2.1 Схема электрических соединений

3. РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

Составление схемы замещения электрической сети.

 Расчет токов к.з. производится для выбора и проверки  электрооборудования, а также параметров электрических  аппаратов релейной защиты. Точки короткого замыкания выбираем в таких местах системы, чтобы выбираемые в последующих расчетах аппараты были поставлены  в  наиболее тяжелые условия. Наиболее практичными точками являются сборные шины всех напряжений.

Составляем расчетную схему проектируемой подстанции. В схему замещения все элементы (система, генератор, трансформатор, линия) входят своими индуктивными сопротивлениями. Особенностью составления схемы замещения является то, что силовые двухобмоточные трансформаторы на понижающей  подстанции  работают  на  шины низкого напряжения раздельно. Это принято для снижения уровней токов короткого замыкания в электрической сети. Схема замещения представ­лена на рис.3.1.

Рис. 3.1. Схема замещения электрической сети

За базисную мощность принимаем мощность  S_б1 = 500 МВА, S_б2 = 400 МВА.

Базисное напряжение : U_б1 = 787 кВ, U_б2 = 10.5 кВ. Принятые базисные напряжения вытекают  из точек к.з., которые намечаются в расчетной схеме, т.е.  К1 - на шинах высокого напряжения подстанции - 750 кВ , К2 – на шинах низкого напряжения- 10 кВ.

Базисные токи определяются по формуле:

                                        I_б =   , кА                                        (3.1.)

          
где   S_б - базисная мощность, МВА;

        U_б - базисное напряжение, кВ.

I_б1 =   , кА

I_б2 =   , кА

Определяются параметры  схемы замещения.

Сопротивление системы определяется по выражению:

где    - относительное сопротивление системы, =0,15 о. е.;

Хс =   , о.е.

Определяется сопротивление КЭС :

Принимаем 2xТГВ-200-2МУ3 Xd``=0.225

                     2xОРЦ-417000/750 Uk=14%

Сопротивление генераторов определяется по выражению:

где  – относительное сопротивление генератора, о. е.;

       – номинальная мощность генератора, МВА.

Хкэс =   , о.е.

Хг =   , о.е.

Сопротивление трансформаторов определяем по выражению:

где  - напряжение короткого замыкания, %;

 – номинальная мощность трансформатора, МВА.

Сопротивление линий определяется по выражению:

где   - удельное сопротивление 1 км линии, равное 0,308 [6], таблица 2.5.

 - протяженность линии, км.

Так как две линии включены параллельно друг другу, то сопротивление линий необходимо делить на два:

Сопротивление трансформаторов определяется по выражению (3.4):

Напряжения КЗ приведенные к номинальной мощности трансформатора