Расчет электрической части ТЭЦ с установленной мощностью 120 МВт

генератор подключается к РУ 220 кВ через блочный трансформатор. В двух вариантах РУ 220 кВ выполняется по схеме с двумя рабочими и  одной обходной системами шин.               

2.3 ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРОВ НА ПРОЕКТИРУЕМОЙТЭЦ

Выбираем трансформаторы связи для первого варианта исходя из двух условий:

1.                                         ,                              (2.1)

где Р_г и cosφ_г – номинальная мощность и номинальный коэффициент мощности  генераторов;

Р_{г.н. мин} и cosφ_ср – минимальная нагрузка шин генераторного напряжения и средний коэффициент мощности нагрузки;

Р_с.н. и cosφ_сн  - мощность потребляемая собственными нуждами и коэффициент мощности собственных нужд.

                                           ,                                 (2.2)

где Р_{г.н. мин} и cosφ_ср – максимальная нагрузка шин генераторного напряжения и средний коэффициент мощности нагрузки.

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

По [1] табл. 3.8 выбираем трансформаторы типа ТД-80000/220.

Трансформаторы связи для второго варианта:

1.                                   

2.                                 

S_т=

По [1] табл. 3.8 выбираем трансформаторы.

Для второго варианта блочный трансформатор выбираем  исходя из мощности генератора: два трансформатора ТРДНС-40000/220 и трансформатор для связи генератора со сборными шинами ТРДН-63000/220

Номинальные данные выбранных трансформаторов сводим в таблицу 2.2.

       Таблица 2.2 Номинальные данные выбранных трансформаторов

Количество отходящих линий со стороны ОРУ определяем по формуле:   

                                                                                                        (2.3)

где Р_мах – максимальная  мощность;

Р_л – наибольшая передаваемая мощность для одной линии. Для напряжения 10 кВ Р_л=3-5 МВА.

2.4. ВЫБОР СОБСТВЕННЫХ НУЖД

Питание собственных нужд будем осуществлять с напряжения 6 кВ, т.к. оно  не совпадает с генераторным, то собственные нужды запитываются трансформатором.

Выбираем трансформатор собственных нужд

Выбираем трансформатор ТДНС – 16000/10

3.  ВЫБОР И ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНАВАНИЕ ГЛАВНОЙ СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ

Экономически целесообразный вариант определяется минимумом приведенных затрат:

,                                            (3.1)

где i = 1,2 – номера вариантов;

К – капиталовложения на сооружение электроустановки, тыс. руб (для облегчения исключим одинаковые капитальные вложения вариантов);

Р_н – нормативный коэффициент экономической эффективности капиталовложений, равный 0,15;

И – годовые эксплуатационные издержки;

У – ущерб от недоотпуска энергии.

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

Таблица 3.1

Капиталовложения  элементов схем

Годовые эксплуатационные издержки, тыс. руб:

,                         (3.2)

где Р_а  и Р_о – отчисления на амортизацию и обслуживание ,%;

ΔЭ – потери энергии в кВт·час;

ß – стоимость 1 кВт·час потерянной энергии, равная 0,06 у.е./(кВт·ч).

Потери энергии в двухобмоточном трансформаторе:

,                                          (3.3)

где ΔР_хх – потери холостого хода;

ΔР_кз – потери короткого замыкания;

S_н – номинальная мощность трансформатора;

S_м – максимальная нагрузка трансформатора;

Т – число часов работы трансформатора;

τ –число часов максимальных потерь, определяемое по [1] рис.5.6, в зависимости от Т_max;

Т_max – величина определяется по графикам нагрузки на шинах НН подстанции или по графику выдачи мощности энергосистемы через трансформатор связи. Если построение графиков не производится, то для трансформаторов на подстанциях величина  Т_max принимается равной Т_max потребителей на шинах НН.

Потери в трансформаторе связи для 1-го варианта:

Для двух трансформаторов ΔЭ₁=2ּΔЭ=22,8 ּ10⁵ кВт·ч.

Потери в трансформаторе связи для 2-го варианта:

Для двух трансформаторов ΔЭ_тр=2ּΔЭ=10,34 ּ10⁵ кВт·ч.

Для блочного трансформатора:       

Всего для второго варианта: ΔЭ₂=25,6 ּ10⁵ кВт·ч.

Годовые эксплуатационные издержки для двух вариантов, тыс. руб

Определяем приведенные затраты:

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

4. РАСЧЁТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ ДЛЯ ВЫБОРА АППАРАТОВ И ТОКОВЕДУЩИХ ЧАСТЕЙ 

Составляем схему замещения (рис. 4.1) и определяем параметры её элементов.

Принимаем S_б=1000мВ·А; U_б=230кВ.

Так как система задана мощностью КЭС-3200 МВА, то для расчёта сопротивления системы примем 11 блоков генератор-трансформатор. Мощность генераторов 300 МВт(353 МВА) и трансформаторов 400 МВА. Определяем сопротивление системы:

Определяем сопротивления линий:

Принимаем на ТЭЦ-120 установку блоков генератор-трансформатор, где генераторы типов ТВФ-63-2ЕУ3, трансформаторы типов ТД-80000/220.

Определяем сопротивления генераторов:

Определяем сопротивления трансформаторов:

Определяем сопротивление трансформаторов собственных нужд:

Нагрузка на стороне 10кВ питается через сдвоенные реакторы, предварительно примем РБСД 10-2*1600-0,25 У3. Рассчитаем сопротивление реактора:

Предварительно примем секционный реактор РБДГ 10-4000-0,18 У3. Рассчитаем сопротивление реактора:

Рассчитаем базисный ток для напряжения 10кВ и 220 кВ:

ЭДС системы примем Е_*с=1, ЭДС генераторов