ГРЭС-2200МВт

1. Выбор генераторов

Исходя из установленной мощности ГРЭС-2200МВт принимаем установку генераторного типа ТГВ-500–2У3; ТГВ-200–2У3. Данные генераторов записываем в таблицу 1.1.

Таблица 1.1.

2. Выбор двух вариантов схем на проектируемой электростанции

В первом варианте рисунок 2.1 к шинам высокого напряжения 500кВ присоединено четыре генератора ТГВ-500–2У3 через блоки. К шинам среднего напряжения 110кВ присоединен через блок генератор ТГВ-200–2У3. Во втором варианте рисунок 2.2 к шинам высокого напряжения 500кВ присоединено 3 генератора ТГВ-500–2У3 через блоки. К шинам среднего напряжения 110кВ присоединены через блоки генератор ТГВ-500–2У3 и генератор ТГВ-200–2У3.

3. Выбор трансформаторов на проектируемой электростанции

1. При выборе блочных трансформаторов для генератора ТГВ-200–2Д надо учесть, что вся мощность генератора должна быть передана в сеть высокого напряжения, гдеSном, Рном.г, cosφ – соответственно активная, полная мощность и коэффициент мощности генератора (см. Таблица 1.1.).

Sном.г=235.3=100% Sс.н ==16.73 МВ·А; [3.с. 8. (1.1)]

Определяем номинальную мощность трансформатора, МВ·А;

Sном.тSном.г–Sс.н = 235.3. – 16.73 = 218.57 МВ·А;

2. Выбираем трансформатор для генератора ТВМ-300-У3.

Sном.г = 353 = 100% Sс.н= = 25.13 МВ·А;

Определяем номинальную мощность трансформатора, МВ·А;

Sном.тSном.г–Sс.н = 353 – 25.13 = 327.87 МВ·А;

3. Выбираем трансформатор для генератора ТВФ-120–2У3.

Sном.г = 125 = 100% Sс.н = = 8.9 МВ·А;

Определяем номинальную Sном.тSном.г – Sс.н = 125 – 8.9 = 133.9 МВ·А;

мощность трансформатора, МВ·А;

По справочной литературе выбираем трансформаторы, и все данные вносим в таблицу 3.1.

Таблица 3.1.

Согласно задания, связь с системой осуществляется на высшем напряжении, а автотрансформаторы должны обеспечить питание потребителей среднего напряжения, а также выдачу избыточной мощности в распределительные устройства в режимах нагрузки на среднем напряжении. При аварийном отключении одного из автотрансформаторов связи, другой может быть перегружен на 40 процентов.

Расчетный переток мощности через автотрансформатор связи определяют по формуле

Sрасч =; [3.с. 13. (1.4)]

Выбираем автотрансформаторы связи на ГРЭС, структурные схемы вариантов I и II показаны на рисунке 2.1. и 2.2. на станции установлен генератор по 100 МВт, cosφ =0.8, нагрузка на среднем напряжении 110кВ Pmax = 150 MBт; Pmin = 120 MBт; cosφ = 0.93. Вся остальная мощность выдается в сеть 220 кВ.

Подсчитываем реактивные составляющие мощностей.

Qc.max = Pc.max · tgφ = 150 · 0.394 = 59.1 МВар;

Qc.min = Pc.min · tgφ = 120 · 0.394 = 47.28 МВар;

Qном.г = Pном.г · tgφ = 100 · 0.75 = 75 МВар;

Расход на собственные нужды

Pс.н.max = = 8 МВт;

Qс.н.max =Pс.н.max · tgφ = 8 · 0.75 = 6 МВар;

Определяем расчетный переток мощности через автотрансформатор связи.

I вариант (рис. 2.1.)

Sрасч 1 = = 58.83 МВ·А;

Sрасч 2 = = 35.44 МВ·А;

Рассчитываем нагрузку при отключении одного из блоков, присоединенных к шинам 110кВ.

Sав. = = 161.22 МВ·А;

Выбираем номинальную мощность автотрансформатора по формуле.

Sном.АТ МВ·А; Sном.АТ = 115.15 МВ·А

Подсчитываем реактивные составляющие мощностей для II варианта.

Qном.г = Pном.г · tgφ = 200 · 0.62 = 124 МВар;

Определяем расчетный переток мощности через автотрансформатор связи.

II вариант (рис. 2.2.)

Sрасч 1 = = 35.12 МВ·А;

Sрасч 2 = = 100.92 МВ·А;

Рассчитываем нагрузку при отключении одного из блоков, присоединенных к шинам 110кВ.

Sав. = = 161.22 МВ·А;

Выбираем номинальную мощность автотрансформатора по формуле.

Sном.АТ = 115.15 МВ·А

В первом и втором случае выбираем два автотрансформатора по 125МВ·А –

2 125000/220/110. По справочной литературе выбираем автотрансформаторы, и все данные вносим в (Таблицу 3.2).

Таблица 3.2

4. Технико-экономическое сравнение вариантов схем проектируемой станции

Экономическая целесообразность схемы определяется минимальными приведенными затратами:

З = pн · К + И

где pн – нормативный коэффициент экономической эффективности, равный 0.12;

К – капиталовложения на сооружения электроустановки, тыс. р; И – годовые эксплутационные издержки, тыс. р.год.

Вторая составляющая расчетных затрат – годовые и эксплутационные издержки – определяется по формуле: И = [4.§ 5.1.7.с. 327 (5.11)] где pa, po – отчисления на амортизацию и обслуживание, %; β – стоимость 1 кВт · ч.

Произведем технико-экономическое сравнение структурных схем ГРЭС, приведенных на рисунке 2.1 и 2.2.

На ГРЭС установлены (рис. 2.1) 6 генераторов 5 ТГВ-200–2Д; 1 ТВФ-120–2У3; на (рис. 2.2) 3 ТВМ-300-У3; 1 ТГВ-200–2Д; в блоке с трансформаторами

ТДЦ-250000/220 (Pхх = 130 кВт. Pкз = 660 кВт.) ТДЦ-250000/110 (Pхх = 170 кВт. Pкз = 550 кВт.) ТДЦ-400000/220 (Pхх = 280кВт. Pкз = 870 кВт.) ТДЦ-200000/110 (Pхх = 170 кВт. Pкз = 550 кВт.) Тмах = 8234 ч.

Вся остальная мощность выдается в систему по линиям 220кВ. Связь между РУ осуществляется с помощью автотрансформаторов: I вариант (рис. 2.1)

АТДЦТН-125000/220/110 (Pх =65 кВт. Pк = 315кВт.). II вариант (рис 2.2) АТДЦТН-125000/220/110 (Pх =65 кВт. Pк = 315кВт.). Составляем таблицу подсчета капитальных затрат, учитывая основное оборудование.

Таблица 4.1.

Для определения времени максимальных потерь используем годовой график. (Рис. 4.1.)

Рис. 4.1.

Определяем продолжительность каждой ступени.

Т1 = 365·3 = 1095 ч. Т2 = 365·10 = 3650 ч. Т3 = 365·5 = 1825 ч. Т4 = 365·1 = 365 ч.

Т5 = 365·5 = 1825 ч.

Определяем мощность каждой ступени при Pмах = 150 МВт.

P = ; P1 = =150 МВт; P2 = =144 МВт;

P3 = =138 МВт; P4 = =136.5 МВт; P5 = =133.5 МВт.

Определяем продолжительность использования максимальной нагрузки.

Тмах = = = 8234 ч.

Находим время максимальных потерь по графику [4.с. 328. (рис. 5.5)].

при cosφ = 0.93; τв = τс= τн = 8000 ч.

Определяем потери в блочных трансформаторах для первого варианта.

; [4.с. 328 (5.13)] = 5.07·106 кВт·ч.

= 3.35·106 кВт·ч.

Так как трансформаторов несколько необходимо найти общие потери.

; = 5 · 5.07 = 25.35·106; = (25.35+ 3.35)· 106 = 28.7 · 106 кВт·ч.

Определяем потери в автотрансформаторе.

; [4.с. 328. (рис. 5.14)].

= 4.56·106 кВт·ч.

Так как автотрансформатора два, тогда =2 ·=2 · 4.56·106 = 9.12·106 кВт·ч.

Определяем суммарные годовые потери.

= (9.12+28.7)·106 = 37.82·106 кВт·ч.

Определяем годовые эксплутационные издержки Pа = 6.4%; Pо = 2%;

β = 65 коп/кВт·ч.

И1 = ·26·6243+68 (37.82·106)·10-5 = 39352.4 тыс. руб.

Определяем приведенные затраты.

З1 = 0.12 · 26 · 6243+39352.4 = 58830.56 тыс. руб.

Определяем потери в блочных трансформаторах для второго варианта.

= 4.68·106 кВт·ч.

= 6.94·106

Так как трансформаторов несколько необходимо найти общие потери.

; = 3 · 6.94 = 20.82·106; = (20.82+ 4.68)· 106 = 25.5 · 106 кВт·ч.

Определяем потери в автотрансформаторе.

= 4.56·106 кВт·ч.

Так как автотрансформатора два, тогда =2 ·=2 · 4.56·106 = 9.12·106 кВт·ч.

Определяем суммарные годовые потери.

= (9.12+25.5)·106 = 34.62 кВт·ч.

Определяем годовые эксплутационные издержки Pа = 6.4%; Pо = 2%;

β = 65 коп/кВт·ч.

И2 = ·26·5714.4+68 (34.62·106)·10-5 = 36021.84 тыс. руб.

Определяем приведенные затраты.

З2 = 0.12 · 26 · 5714.4+36021.84 = 53850.74 тыс. руб.

ЗI > ЗII ;

Вариант II Рис. 2.2. экономичнее первого на значит, выбираем II вариант.

5. Расчёт токов короткого замыкания

Выполняем расчет токов к.з. для выбора электрических аппаратов и токоведущих частей, и проверке их на термическую и динамическую стойкость.

1. Составляем расчетную схему.

Рис. 5.1.

Параметры отдельных элементов:

Система: Sс1 = 2280 МВ·А; Хс* = 0.02; L1–4 – 270 км;

Генераторы: G1 = G2 = G3 – ТВМ-300-У3 Sном = 353 МВ·А;

Х˝d = 0.203; G4 – ТГВ-200–2Д; Sном = 235.3 МВ·А; Х˝d = 0.185;

Трансформаторы: Т1 = Т2 = Т3 – ТДЦ-400000/220; Sном = 400МВ·А;

Uк% = 11; Т4 – ТДЦ-250000/110; Sном = 250 МВ·А; Uк% = 10,5;

Автотрансформаторы: АТ1 = АТ2 – АТДЦТН – 125000/220/110;

Sном = 125 МВ·А; Uк.в-с% = 11; Uк.в-н% = 45; Uк.с-н% = 28;

Расчёт ведём в относительных единицах. Для дальнейших расчётов принимаем Sб = 1000 МВ·А. Знак (*) опускаем для упрощения записи.

Сопротивление генераторов вычисляем по формуле:

; [4. с. 104 (Т.3.4.)]

Сопротивление трансформаторов вычисляем по формуле:

; [4. с. 104 (Т.3.4.)]

; ;

Так как сопротивление автотрансформаторов Х12, Х14, примерно равны нулю, то можно их не учитывать.

[4. с. 100 (Т.3.3.)]

Определяем сопротивление каждой обмотки:

;

Определяем сопротивление линии по формуле;

; [4. с. 104 (Т.3.4.)]

;

Определяем сопротивление энергосистемы по формуле:

; [4. с. 104 (Т.3.4.)]

;

Сводим данные и дальнейшие расчёты в таблицу 5.1.

Проводим расчёт токов короткого замыкания для точки К2 используя рис. 5.5. и рис. 5.6.

Дальнейший расчёт ведём в таблице 5.1.

Таблица 5.1.

Составляем сводную таблицу результатов из таблицы 5.1. в таблицу 5.2. и определяем суммарные токи короткого замыкания;

Таблица 5.2.

6. Выбор электрических аппаратов и токоведущих частей для цепи 220 кВ

Выбор выключателей и разъединителей:

Определяем расчётные токи продолжительного режима в цепи блока генератора – трансформатора определяется по наибольшей электрической мощности ТВМ-300-У3

(Sном = 353 МВ·А);

; [8. с. 223. (4–3)]

А;

Расчётные токи короткого замыкания принимаем по таблице 5.2., с учётом того, что все цепи проверяются по суммарному току короткого замыкания. Термическая стойкость определяется по формуле кА2∙с; [8. с. 225. (4–8)]

Выбираем выключатель серии ВМТ – 220Б – 20/1000 и разъединитель серии РДЗ – 220/1000.

Дальнейший расчёт проводим в таблице 6.1.

Таблица 6.1.

Выбор шин:

Выбираем сборные шины 220 кВ и токоведущие части по наибольшей электрической мощности ТВМ-300-У3; А.

Принимаем провод серии АС 500/27; д = 500мм2; Iдоп = 960 А. Фазы расположены горизонтально с расстоянием между фазами 500 см.

Токоведущие части выполняются гибким проводниками, сечение выбираем по экономической плотности тока jэ=1 [А/мм2].

qэ = мм2; Принимаем 2ЧАС 500/27; d = 29.4мм2;

Iдоп = 2∙960 = 1920 А; Iмах = 887 А < Iдоп = 1920 А;

Выбор изоляторов:

На стороне 220 кВ согласно ПУЭ [5.с. 45 (Т.2–4)] принимаем к установке подвесные изоляторы типа ПС12 – А по 12 изоляторов в гирлянде.

Выбор трансформаторов тока и напряжения:

Сборные шины 220 кВ выполняются гибкими проводами, поэтому трансформаторы тока и напряжения устанавливаются открыто. Предварительно принимаем к установке трансформаторы тока типа ТФЗМ – 220 – У1. Составляем таблицу вторичной нагрузки.

Таблица 6.2.

Из таблицы видно, что наиболее загружены фазы А и С. Рассчитываем общее сопротивление

; ОМ; Ом;

Допустимое сопротивление проводов: RПР = R2НОМ-Rприб-RК=1.2–0.26–0.1=0.84 Ом;

Предварительно принимаем трансформатор напряжения типа НКФ – 58 – У1. Составляем таблицу вторичной нагрузки трансформатора напряжения (Таблица 6.3.)

Таблица 6.3.

Определяем вторичную нагрузку трансформатора напряжения НКФ – 58 – У1.

В∙А; S2=202.25 В∙А < SНОМ=400 В∙А.

Принимаем к установке трансформатор напряжения НКФ220 – 58 – У1.

7. Выбор схемы собственных нужд и трансформаторов собственных нужд

В проектируемой электростанции генераторы соединяются в блоки. На блочных электростанциях трансформаторы собственных нужд присоединяются отпайкой от энергоблока. Исходя из количества блоков на станции выбираем к установке четыре рабочих и два резервных трансформатора собственных нужд.

1. Мощность рабочих трансформаторов собственных нужд присоединенных к блокам 353 МВт. Sт.сн =

Sт.сн=