20

Задачи работы:

• Выбор типа и мощности силовых трансформаторов;

• Технико-экономическое сравнение вариантов структурных схем;

• Выбор схем распределительных устройств на напряжение 10 кВ;

• Расчёт токов короткого замыкания;

• Выполнение принципиальной схемы станции.

Таблица 1 – Исходные данные к выполнению работы

Теплоэлектроцентрали
Тип топлива	Газ
Число и мощность генераторов, МВт	3/63
Количество и мощность линий нагрузки на генераторном напряжении, МВт	20/4
Расход на с.н., % от Руст. Ген	10
Номинальное напряжение РУСН, кВ	35
Количество линий и мощность нагрузок РУСН, МВт	4/10
Продолжит. нагрузок, зима – лето	160/205
Номинальное напряжение линий связи с системой, кВ	110
Количество линий и их длина, км	2/96

Таблица 2 – Основные технические данные турбогенераторов

Тип турбо генератора

Ном. частота вращ., об/мин

Ном. мощность

Номинальное напряжение, КВ

cos φ ном

Номинальный ток, КА

Возбудитель

Охлаждение

КПД

Полная МВ А

Активная МВт

Тип

Uв ном, В

Iв ном, А

Обмотки статора

Стали статора

Обмотки ротора

ТВФ-63-2У3

3000

78,75

63

10,5

0,8

4,33

ВТД- 490 -3000У

КВ

НВ

КВ

98,4

Рисунок1-Вариант 1

Таблица 1 – Баланс мощностей для варианта 1

Определяемый параметр	Часы Период года	0-8	8-18	18-24
1. Выработка мощности Г1 и Г2, МВт	Зима	113,4	126	113,4
	лето	88,2	100,8	88,2
2. Нагрузка с.н. Г1 и Г2, МВт	зима	11,34	12,6	11,34
	лето	8,82	10,08	8,82
3. Нагрузка на 10 кВ, МВт	зима	80
	лето	56
4. Загрузка Т1 и Т2, МВт (суммарная)	зима	22,06	33,4	22,06
	лето	23,38	34,72	23,38
5. Загрузка каждого из трансформаторов Т1 и Т2, МВт	зима	11,03	16,7	11,03
	лето	11,69	17,36	11,69
6. Нагрузка на 35 кВ, МВт	зима	32	40	32
	лето	24	28	24
7. Переток мощности с 110 кВ каждого из трансформаторов Т1 и Т2 на 35 кВ, МВт	зима	4,97	3,3	4,97
	лето	0,31	3,36	0,31
8. Загрузка обмоток 35 кВ каждого из Т1 и Т2, МВт	зима	16	20	16
	лето	12	14	12
9 Загрузка обмоток 110 кВ Т-3, МВт	зима	51,03	56,7	51,03
	лето	39,69	45,36	39,69

Рисунок 2 – Вариант 2

Таблица 2 – Баланс мощностей для варианта 2

Определяемый параметр	Часы Период года	0-8	8-18	18-24
1. Выработка мощности Г1и Г2, МВт	зима	113,4	126	113,4
	лето	88,2	100,8	88,2
2. Нагрузка с.н. Г1 и Г2, МВт	зима	11,34	12,6	11,34
	лето	8,82	10,08	8,82
3. Нагрузка с.н. Г3, МВт	зима	5,67	6,3	5,67
	лето	4,41	5,04	4,41
4. Нагрузка на 10 кВ, МВт	зима	80
	лето	56
5. Загрузка Т1 и Т2, МВт (суммарная)	зима	22,06	33,4	22,06
	лето	23,38	34,72	23,38
6. Загрузка каждого из Т1 и Т2, МВт	зима	11,03	16,7	11,03
	лето	11,69	17,36	11,69
7. Нагрузка на 35 кВ, МВт	зима	32	40	32
	Лето	24	28	24
8. Загрузка обмоток 10 кВ Т3, МВт	зима	57,33	56,7	57,33
	лето	39,69	45,36	39,69
9. Загрузка обмоток 35 кВ Т3, МВт	зима	9,94	6,6	9,94
	лето	0,62	3,36	0,62
10. Загрузка обмоток 110 кВ трансформатора Т3, МВт	зима	47,39	50,1	47,39
	лето	39,07	42	39,07

Выбор трансформаторов на электростанции

Номинальная мощность трансформатора

Номинальная мощность автотрансформатора блока

На электростанции со сборными шинами генераторного напряжения суммарная мощность трансформаторов в нормальном режиме с учетом определяется из выражения

,

Учет аварийных перегрузок дает следующее выражение для определения мощности трансформаторов

В работе принять .

Число трансформаторов связи на ТЭЦ со сборными шинами генераторного напряжения обычно не превышает двух. При блочных схемах число трансформаторов соответствует числу генераторов.

Технико-экономическое сравнение структурных схем электростанций

Экономическая целесообразность схемы определяется минимальными затратами

,

где К – капиталовложение на сооружение электроустановки, у.е;

= 0,12 – нормативный коэффициент экономической эффективности;

И – годовые эксплуатационные издержки, у.е/год;

У – ущерб от недоотпуска электроэнергии, у.е/год;

Стоимость трансформаторов можно определить по выражению

Годовые эксплуатационные издержки определяются по формуле

где - издержки на амортизацию и обслуживание

,

где стоимость 1кВт∙ч потерь электроэнергии, у.е/кВт∙ч;

- потери электроэнергии в элементах схемы, кВт∙ч

При выполнении работы допускается принять у.е/кВт∙ч в соответствии с данными.

Аварийные режимы

Расчёт для варианта 1

1.Отключение Т-1 в зимний максимум.

При этом загрузка обмоток 10 кВ Т-2 составит

А загрузка обмотки 110 кВ составит:

Загрузка обмотки 35 кВ Т-2 составит 40 МВт.

2. Отключение Г-1 в зимний максимум

Обмотка 10 кВ каждого из трансформаторов Т-1 и Т-2 будет загружена мощностью:

А загрузка обмотки 110 кВ составит:

Загрузка обмотки 35 кВ Т-2 составит 40 МВт.

Определение режима выдачи наибольшей мощности Г-1 и Г-2 в период летнего минимума нагрузок

В этом случае нагрузки на 10 кВ Т-1 и Т-2 составит

Нагрузка обмоток 35 кВ Т-1 и Т-2 составит

.

Нагрузка обмоток 110 кВ каждого из Т-1 и Т-2

.

Выбор трансформаторов для варианта 1

Мощность трансформаторов Т-1 и Т-2 по условию нормального режима

По условию аварийного отключения Т-1

.

По условию выдачи наибольшей мощности

.

Принимаем к установке трансформаторы типа ТДТН-40000/110.

Мощность трансформатора Т-3 определяется из условий нормального и наиболее загруженного режимов:

Принят к установке трансформатор типа ТРДЦН-63000/110.

Расчет для варианта 2

Расчет нормального режима для варианта 2 соответствует балансу мощностей для варианта 2.

Аварийные режимы

1.Отключение Т-1 в зимний максимум

В этом случае через Т-2 будет передаваться максимальная мощность 33,4 МВт.

2. Отключение Г-1 в зимний максимум

Через Т- 1 и Т- 2 будет передаваться мощность для снабжения потребителей

3.Режимы выдачи наибольшей мощности генераторов

а). В период летнего минимума нагрузок (такой режим может возникнуть по заданию диспетчера энергосистемы) нагрузка на Т-1 и Т-2 составит:

Суммарная передаваемая мощность 23,38 МВт. Мощность, передаваемая через обмотку 35 кВт трансформатора Т-3 в сеть 110 кВ, составит

В этом режиме загрузка обмоток 110 кВ трансформатора