1. Выбор основного оборудования электростанции. Технико-экономический расчёт главной схемы кэс.

1. Выбор генераторов, повышающих трансформаторов, автотрансформаторов связи.

Согласно исходным данным в составе станции 4 агрегата мощностью 800 МВт каждый, поэтому, согласно справочнику [1], выбираем турбогенератор со следующими характеристиками:

Тип	ТВВ-800-2У3
Номинальная частота вращения, оборотов/мин	3000
Номинальная полная мощность, МВ∙А	941
Номинальная активная мощность, МВт	800
Номинальное напряжение, кВ	24
Номинальный cosφ	0,85
Цена, тыс.руб.	65000

Указанная цена на турбогенератор ТВВ-800-2У3 в справочнике [1] – 2600 тыс.руб., это цена на 1989 год, для расчёта цены на 2000 год взят коэффициент инфляции 25 (данный коэффициент используется при всех последующих расчётах).

Повышающий трансформатор для блока генератор-трансформатор выбирается, согласно [2], исходя из условия:

таким образом, для РУ 220 кВ и 500 кВ выбраны, из каталога [1], трансформаторы со следующими характеристиками:

Характеристика	РУ 220 кВ	РУ 500 кВ
Тип	ТНЦ-1000000/220	ТНЦ-1000000/500
Номинальная полная мощность, МВ∙А	1000	1000
Напряжение обмотки ВН, кВ	242	525
Напряжение обмотки НН, кВ	24	24
Напряжение короткого замыкания, %	11,5	14,5
Мощность потерь холостого хода, кВт	480	570
Мощность потерь короткого замыкания, кВт	3200	1800
Цены, тыс.руб.	48480	64800

После выбора турбогенератора и повышающего трансформатора необходимо рассмотреть возможные варианты компоновки структурной схемы электрических соединений станции. Далее представлены два конкурентоспособных варианта и технико-экономическое сравнение.

В ариант структурной схемы КЭС №1.

Рис.1.1. Вариант №1

Для выбора автотрансформатора связи необходимо рассчитать переток мощности.

Нормальный режим:

Из каталога [1] выбираем подходящий автотрансформатор с характеристиками:

Тип	АТДЦН-500000/500/220
Номинальная полная мощность, МВ∙А	500
Напряжение обмотки ВН, кВ	500
Напряжение обмотки НН, кВ	220
Напряжение короткого замыкания, %	12
Мощность потерь холостого хода, кВт	220
Мощность потерь короткого замыкания ВН-СН, кВт	1050
Цена, тыс.руб.	44000

Вариант структурной схемы КЭС №2.

Рис.1.2. Вариант №2

Для выбора автотрансформатора связи необходимо рассчитать переток мощности.

Нормальный режим:

Аварийный режим (отключение генератора, присоединенного к РУ 220 кВ):

Наибольший переток мощности происходит при аварийном режиме S_A=470,6 МВ∙А, эта мощность равна мощности нормального режима, рассчитанного для предыдущего варианта главной схемы, поэтому выбираем тот же автотрансформатор связи АТДЦН-500000/500/220.

2. Технико-экономический расчёт и сравнение выбранных структурных схем для КЭС.

После выбора основного оборудования и компоновки главной схемы необходимо произвести технико-экономический расчёт схем и сравнить итоговые результаты. Цены на оборудование взяты из справочной литературы [1,2]. Количество ячеек РУ выбирается по количеству присоединений.

Расчёт капиталовложений по оборудованию сведен в следующую таблицу:

Оборудование	Стоимость 1 единицы, тыс.руб.		Вариант №1			Вариант №2
			Количество	Сумма			Количество	Сумма
Генератор
ТВВ-800-2У3	65000		4	260000			4	260000
Повышающий трансформатор
ТНЦ-1000000/220	48480		-	-			1	48480
ТНЦ-1000000/500	64800		4	259200			3	194400
Автотрансформатор связи
АТДЦН-500000/500/220	44000		1	44000			1	44000
Ячейка ОРУ (элегазовая)
220 кВ	15000		7	105000			8	120000
500 кВ	23400		10	234000			9	210600
Итог		К1=902200 тыс.руб.			К2=837900 тыс.руб.

Экономическая целесообразность схемы определяется минимальными приведенными затратами:

Здесь:

– нормативный коэффициент экономической эффективности для КЭС.

К – капиталовложения на сооружение электроустановки, тыс.руб.

У- ущерб от недоотпуска электроэнергии, тыс.руб./год. В курсовом проекте варианты структурной схемы сравниваются без учёта ущерба от недоотпуска электроэнергии.

И – годовые эксплуатационные издержки.

- отчисления на обслуживание

- тариф на электроэнергию.

– годовые потери в электроустановке, кВт∙час.

Годовые потери в электроустановке складываются из потерь в каждом элементе схемы, согласно формулам из [2] эти потери вычисляются следующем образом:

1. Потери электроэнергии в двухобмоточном трансформаторе.

Здесь:

Т=8760-Т_{ремонта}=[время ремонта блока 600 часов]=8760-600=8160 часов – продолжительность работы блочного трансформатора в году.

Р_х и Р_К – потери мощностей холостого хода и короткого замыкания, кВт.

– расчётная максимальная нагрузка трансформатора, МВ∙А.

S_ном – номинальная мощность трансформатора, МВ∙А.

- продолжительность максимальных потерь для блочного трансформатора.

- продолжительность максимальных потерь для трансформатора связи.

2. Потери электроэнергии в автотрансформаторе.

Обмотку низкого напряжения не учитываем, так как к ней ничего не подключено. Примем следующие допущения: , , формула примет следующий вид:

Рассчитаем годовые эксплуатационные издержки для каждой схемы:

1. Схема №1.

Трансформаторов, подключенных к РУ 220 кВ нет.

Потери в трансформаторе, подключенном к РУ 500 кВ:

Трансформатор связи:

Издержки:

Приведенные затраты:

2. Схема №2.

Потери в трансформаторе, подключенном к РУ 220 кВ:

Потери в трансформаторе, подключенном к РУ 500 кВ:

Трансформатор связи:

Издержки:

Приведенные затраты:

Сравним приведенные затраты на каждую из схем:

З₁=2,449∙10⁵ тыс.руб.

З₂=2,3∙10⁵ тыс.руб.

Таким образом, экономически выгоднее реализовывать схему №2 где к РУ 220 кВ подключён один турбогенератор, а к РУ 500 кВ подключено 3 турбогенератора, связь между РУ осуществляется одним автотрансформатором.