В ведение

В топливном балансе электростанций около 30% составляет твёрдое топливо. Перспективы развития тепловой энергетики в разных странах связывают в основном с использованием на ТЭС угля, запасы которого весьма велики. В настоящее время на КЭС используются угли, сильно различающиеся по качеству. Примерно из 125 млн. т угля, сжигаемого в год на электростанциях, более 25 % имеют зольность выше 40%. Одной из основных проблем, которые сейчас стоят перед угольщиками, является повышение качества электрических углей. В интересах национальной экономики следует расширить применение малозольных и малосернистых углей. При сжигании углей на тепловых электростанциях необходимо применять технологии, позволяющие эффективно вырабатывать энергию и тепло с минимальными издержками и строгим соблюдением экологических требований. Для снижения выбросов оксидов азота на пылеугольных котлах уже многие годы используются метод двух ступенчатого сжигания топлива. Сущность метода состоит в подаче части воздуха, необходимого для полного сгорания, в промежуточную зону факела, где кислород воздуха, поступивший в месте с топливом через горелки, в значительной степени уже израсходован. На КЭС отработанный пар в конденсаторах превращается в воду (конденсат), который направляется обратно в котлы для повторного использования. Конденсационные электростанции сооружаются непосредственно у источников водоснабжения – озер, рек. Теплота, отбираемая конденсаторами от отработанного пара выводится охлаждающей водой и безвозвратно теряется.

1 Выбор генераторов

Согласно задания для КЭС-1000МВт заданы генераторы 5x200МВт. Выбираем типы генераторов из табл. П2.1[1] и заносим их номинальные параметры в таблицу 1.1.

Таблица 1.1 Номинальные параметры генератора.

Тип т/г

n. об/мин

Номинальное значение

Х"d отн. ед.

Система возбуж- дения

Охлаждение обмоток

S. МВА

Cos 

I статора, кА

U ста­тора кВ

Кпд, %

Статора

Ротора

ТВВ- 200-2

3000

117,5

0,85

6,475

10,5

98,7

0,183

М

КВР

НВР

ТВВ- генератор с непосредственным охлаждением статора водой и ротора водородом, с бесщёточной сис­темой возбуждения или с тиристорным независимым возбуждением.

2 Выбор двух вариантов схем проектируемой электростанции

Для КЭС-1000МВт принимаем две схемы выдач мощности.

Согласно задания связь с энергосистемой осуществляется на высшем напряжении 330кВ. От шин 110кВ по 7 воздушным ЛЭП получают питание потребители подстанции.

Для связи двух РУ 330 и 110кВ предусматриваем установку двух автотрансформаторов связи. Генераторы присоединяются по схеме блоков к шинам РУ. В первом варианте (рисунок 2.1) четыре генератора присоединяются к РУ 330кВ и один генератор 200МВт к РУ 110кВ. Во втором варианте (рисунок 2.2) три генератора 200МВт к РУ 330кВ и два генератор 200МВт к РУ 110кВ.

W1

W7

W2

W1

W2

W1

W7

РУ 330 кВ

РУ 110 кВ

Т5

ВариантI

Т3

Т2

Т1

Т4

АТ1









АТ2



4x200 МВт

200 МВт

рисунок 2.1 Cхема выдачи мощноcти

W1

РУ 330 кВ

РУ 110 кВ

Т4

Т3

Т2

Т5

ВариантII

АТ1

Т1











АТ2

3x200 МВт

2x200 МВт

рисунок 2.2 Cхема выдачи мощноcти

3 Выбор трансформаторов на проектируемой электростанции

Расход на собственные нужды принимаем равным 5% от установленной мощности.

Мощность блочных трансформаторов выбираем по формуле:

S_т ≥ S_г. – S_с.н

Sг- номинальная мощность генераторов, МВ*А;

Sс.н - нагрузка на собственные нужды, МВ*А;

Для 1 варианта выбираем из табл. П2.7[1] четыре трансформатора типа ТДЦ-250000/330кВ и один трансформатор типа ТДЦ-250000/110кВ

Для II варианта выбираем три трансформатора ТДЦ-250000/330кВ и два трансформатор типа ТДЦ-250000/110кВ.

Номинальные параметры трансформаторов заносим в таблицу 3.1

Таблица 3.1 Номинальные параметры трансформаторов

Тип трансформатора	Sном, МВ*А	Напряжение обмотки, кВ		Потери, кВт		Uк, %	Iх, %
		ВН	НН	Рх	Рк
ТДЦ-250000/330	250	347	15,75	214	605	11	0,5
ТДЦ-250000/110	250	121	15,75	200	640	10,5	0,5

Выбор мощности автотрансформаторов (АТ) связи производится по максимальному перетоку мощности в наиболее тяжелом режиме.

Определяем расчетную нагрузку на АТ связи для I варианта:

Выбираем по [1] таблица П2.10 два автотрансформатора типа 3хАОДЦТН-133000/330/110кВ.

Определяем расчетную нагрузку на АТ связи для II варианта:

Выбираем по [1] таблица П2.10 два автотрансформатора типа АТДЦТН-200000/330/110кВ.

Н

Таблица 3.2 Номинальные параметры автотрансформатора

оминальные параметры автотрансформаторов приведены в таблице 3.2

Тип авто­транcфор- матора	S ном, МВА	Обмо тки НН	Напряжение обмотки, кВ			Потери, кВт					Uк, %
			ВН	СН	НН		Рх	Рк
								В-С	В-Н	С-Н		В-С	В-Н	С-Н
3хАОДЦТН-133000/330/ 110	133	33	330/	121	38,5		50	250	125	105		9	60	48
АТДЦТН-200000/330/ 110	200	80	330	115	38,5		155	560	300	210		10,5	38	25

4 Технико-экономическое сравнение вариантов схем проектируемой электростанции

Экономически целесообразный вариант определяется минимумом приведенных затрат:

3 = Рн*К+И

где Рн=0,12 - нормативный коэффициент экономической эффективности;

К - капитальные вложения на сооружения электроустановки;

И - годовые эксплуатационные расходы;

Годовые эксплуатационные расходы складываются из расходов на амортизацию и потерь энергии.

процентные отчисления на амортизацию и техническое обслуживание оборудования. В данном случае = 8,4%.

стоимость одного кВтч потерянной электроэнергии, принимаем

β=1,7(коп/кВтч).

Потери энергии в блочных трансформаторах

где: потери электроэнергии в трансформаторах (кВтч).

потери х.х. и к.з. в трансформаторах (кВт).

Т =8760 – продолжительность работы оборудования в течение года (ч) (постоянная).

наибольшее значение мощности, с которой работает данный трансформатор (МВА).

номинальная мощность трансформатора (МВА).

- продолжительность максимальных потерь

Результаты подсчета капиталовложений приводим в таблице 4.1

Таблица 4.1 Результаты подсчета капиталовложений в первом и втором вариантах

Оборудование	Стоимость едини­цы, тыс.уе	1 вариант		2 вариант
		Количество единиц, шт	Общая стои­мость, уе		Коли­чество единиц, шт	Общая стои­мость, уе
Блочные трансформаторы
ТДЦ-250000/330	330	4	1320		3	990
ТДЦ-250000/110	257	1	257		2	514
Автотрансформаторы связи
3хАОДЦТН-133000/330/ 110	495	2	990		-	-
АТДЦТН-200000/330/110кВ	320	-	-		2	640
Ячейки ОРУ
330кВ	170	12	2040		11	1870
110 кВ	32	12	384		13	416
Итого			4991			4430

При Тmах.=4900ч

Потери энергии в трансформаторах связи

Вариант 1

Рассчитаем потери мощности при коротком замыкании в АТ

т.к. мощность обмотки НН , то вместо в формулу для определения потерь мощности для отдельных обмоток следует подставить

Потери энергии в АТ

Вариант 2

Рассчитаем потери мощности при коротком замыкании в АТ

т.к. мощность обмотки НН , то вместо в формулу для определения потерь мощности для отдельных обмоток следует подставить

Потери энергии в АТ

Рассчитаем приведенные затраты для первого варианта:

тыс,руб

Рассчитаем приведенные затраты для второго варианта:

тыс,уе

Так как 3₁ > З₂ на 7,5 %, то выбираем 2 вариант и используем его в дальнейших расчетах.

5 Выбор и обоснования упрощенных схем РУ разных напряжений

5.1Распределительное устройство 330 кВ

Подсчитываем количество присоединений в РУ 330 кВ:

Вариант 1

Вариант 2

Для схемы РУ 330 кВ при восьми присоединениях принимаем полуторную схему, которая обладает рядом достоинств, таких как небольшое количество разъединителей и почти полное отсутствие оперативных переключений ими, возможность вывода в ремонт любого выключателя без перестройки схемы, характеризуется большой простотой поэтапного развития.

5.2. Распределительное устройство 110 кВ

Вариант1

Число присоединений к РУ-110кВ

Вариант2

Число присоединений к РУ-110кВ

где n_св – число линий связи (по заданию)

n_т – число трансформаторов, присоединенных к РУ-110 кВ

Исходя из числа присоединений и напряжения согласно нормам технического проектирования, принимаем для РУ-110кВ также схему с двумя рабочими системами шин и обходной. Эта схема обеспечивает вывод в ремонт любого выключателями без отключения присоединений

Недостатки: отказ одного выключателя при аварии приводит к отключению всех источников питания и линий, присоединенных к данной системе шин, а если в работе находится одна система шин, отключаются все присоединения; повреждение шиносоединительного выключателя равноценно КЗ на обеих системах шин,т.е. приводит к отключению всех присоединений;большое количество операций разъединителями при выводе в ревизию и ремонт выключателей усложняет эксплуатацию РУ.Необходимость установки шиносоединительного, обходного выключателей и большого количества разъединителей увеличивает затраты на сооружение РУ.

Некоторого увеличения гибкости и надежности схемы можно достичь секционированием одной или обеих систем шин.Если сборные шины секционированы, то для уменьшения капитальных затрат возможно применение совмещенных шиносоединительного и обходного выключателей. В схеме с секционированными шинами при повреждении на шинах или при КЗ в линии и отказе выключателя теряется только 25% присоединений, однако при повреждении в секционном выключателе теряется 50% присоединений.