ИЭ / 6 сем (станции+реле) / Наиважнейшие методические пособия / Учебное пособие_Производство электроэнергии_2012 г

Т а б ли ц а 1 6

Стоимость ячейки одного комплекта выключателя, тыс. руб. (цены 2000 г.)

Т а б ли ц а 1 7

Стоимость токоограничивающих реакторов 6-10 кВ, тыс. руб. (комплект – три фазы, цены 2000 г.)

91

Приложение 2. Потери в автотрансформаторах

Автотрансформаторы однофазные мощностью до 667000 кВ·А,

напряжением 500, 750, 1150 кВ, ГОСТ 17544-85

Автотрансформаторы мощностью до 250000 кВ·А, напряжением 220-

500 кВ, ГОСТ 17544-85

РПН на стороне СН в линии ±12% ±6 ступеней

92

Приложение 4. Примеры выбора структурных схем

Выбор структурной схемы КЭС

Проектируем пылеугольную КЭС с четырьмя генераторами по 100 МВТ (Uном г =10,5 кВ). Мощность выдается в сеть 110кВ (нагрузка условно составляет Sмин =100 МВ·А, Sмакс =150 МВ·А, связь с системой на напряжении 220 кВ.

Возможные варианты структурной схемы приведены на рис. П4.1. На КЭС устанавливаем четыре блока Г-Т, мощность потребителей

собственных нужд блока 7,5 МВ·А, необходимая мощность рабочего и резервного ТСН составляет 10 МВ·А. В соответствии с нагрузкой распределяем блоки между повышенными напряжениями. В схеме рис. П4.1, 1) автотрансформатор используют только для связи между сетями повышенных напряжений, обмотку НН – для подключения резервного трансформатора СН. Расчетная мощность АТ определена в режимах:

минимальных нагрузок

Sрасч1 = 2(Sг − Sсн) − Sмин = 2(120 − 7,5) −100 =125МВ А,

максимальных нагрузок

Sрасч2 = 2(Sг − Sсн ) − Sмакс = 2(120 − 7,5) −150 = 75МВ А,

отключения одного из блоков, присоединенных к РУ 110 кВ,

Sрасч3 = 2(Sг − Sсн ) − Sмакс = (120 − 7,5) −150 = −37,5МВ А.

По максимальной расчетной мощности в нормальном режиме к установке может быть принят один АТ мощностью 125 МВ·А, но по условию надежности выбираем два по 63 МВА, и тогда в режиме максимальных нагрузок в сети 110 кВ при выходе из строя одного АТ второй с учетом допустимой аварийной перегрузки обеспечивает передачу необходимой мощности в сеть 220 кВ: 1,4Sном т > Sрасч1.

Блочные трансформаторы выбираем мощностью 125 MB·А на соответствующие напряжения. При четырех блоках (без генераторных выключателей) необходимо установить два резервных трансформатора собственных нужд: один подключаем к РУ 110 кВ, другой – к третьей обмотке AT связи.

94

В схеме рис. П4.1, 2) мощность AT, включенного в блок с генератором, выбрана по условию Sном т > Sг / k тип, где k тип =1–1 / k ат= 1–1/2 = 0,5.

Выбран AT мощностью 250 MB·A.

Проверка загрузки AT в минимальном и максимальном режимах показывает, что из сети СH в сеть ВН передается от 75 до 125 МВ·А, из сети НН в сеть ВН – 112,5 МВ·А, т.е. режимы допустимы и выгодны по потерям в АТ.

В данном варианте схемы оба резервных ТСН приходится присоединять к РУ 110 кВ, так как свободной обмотки AT нет, а на напряжение 220 кВ минимальная мощность изготавливаемых трансформаторов 40 МВ·А.

Результаты сравнения вариантов по капитальным затратам приведены в табл. П4.1, где учтены расчетные стоимости трансформаторов и ячеек выключателей с поправочным коэффициентом 2,6 [4], П1.

96

Число ячеек 110 и 220 кВ равно числу присоединений трансформаторов. Выключатель 35 кВ установлен между AT и резервным ТСН, генераторный выключатель - между Г и AT блока. Как видно из табл. П4.1, по капитальным затратам экономичнее второй вариант. Расчет приведенных затрат без учета ущерба также подтверждает, что второй вариант является более экономичным.

Экономическую целесообразность схемы определяют минимальными приведенными затратами З = рн К + И + У. Определение З подробно описано в разделе 1.2.

При расчете потерь в трансформаторах время максимальных потерь τ определяем по графику из [Л5] для типичного графика в зависимости от числа часов максимальной нагрузки Тмакс. Для блочной КЭС принимаем Тмакс =7000 ч., тогда τ = 6000 ч. (для блочных трансформаторов). При расчете потерь в трансформаторах связи Тмакс трансформатора (автотрансформатора) принимают как среднее значение между Тмакс генератора и Тмакс нагрузки на шинах (на шинах РУ повышенных напряжений 60007000 ч). Принимаем также Тмакс = 7000 ч и τ= 6000 ч.

Рассчитаем потери в трансформаторах и определим приведенные за-

траты.

Вариант 1.

Трансформаторы ТДЦ 125000/110 (Рх =120 кВт, Рк=400 кВт), потери:

W=РхТ+Рк(Sмакс/Sном)2τ=120·8160+400·(112,5/125)2 ·6000= =292,3·104 кВт·ч.

Здесь Sмакс = Sном г – Sсн =120 - 7,5=112,5 МВ·А, Т =Тгод –Трем.блока

=8760 600 =8160 ч.

Для ТДЦ 125000/220 (Рх=120кВт, Рк=380кВт) аналогично

W=Рх Т+Рк (Sмакс/Sном)2·τ=120·8160+380·(112,5/125)2·6000= =282,6·104 кВт·ч.

К третьей обмотке автотрансформатора АТДЦТН 63000/220 (Рх = 65 кВт, Рк в-с =315 кВт) ничего не подключено в нормальном режиме, поэтому потери рассчитываем так же, как для двухобмоточного трансформатора. Принимаем Т =Тгод =8760 ч., Sмакс = Sрасч1 /2 (два автотрансформатора),

Тмакс = 7000 ч., τ = 6000 ч. Тогда потери :

ΔW= 65·8760 +315·(62,5/63)2 ·6000 = 245,9 ·104 кВт· ч .

97

Суммарные потери в трансформаторах первого варианта

W=(2·292,3+ 2·282,6+ 2·245,9)· 104 = 1641,6·104 кВт·ч.

Приведенные затраты для первого варианта

З1 = рнК+аК/100+β·ΔW = (0,12+0,08)·405262 + 5·10-4·1641,6·104 = =(81052,4+8208) = 89260,4 тыс. руб./год.

Здесь β– тариф на электроэнергию, зависит от рынка электроэнергии, напряжения сети, района размещения потребителя [4]. В наших расчетах примем β= 0,5 руб./кВт· ч.

Во втором варианте структурной схемы имеется АТДЦТН250000/220, к третьей обмотке которого подключен генератор. Потери рассчитываем отдельно по всем обмоткам.

По заданным в [Л5] и П2 значениям Рк в-с (520кВт), Рк в-н(410 кВт), Рк с-н (400 кВт) и значению kтип = 1–1/kат =1–1/2= 0,5 определим потери

Рк в, Рк с, Рк н:

Рк в= 0,5 (520 + 410/0,52 – 400/0,52) =260 кВт, Рк с=0,5 (520 + 400/0,52 – 410/0,52) = 260 кВт, Рк н =0,5 (410/0,52 + 400/0,52 –520) = 1340 кВт.

Определим максимальную загрузку обмоток автотрансформатора:

Sмакс н = S г – Sсн =120 –7,5= 112,5 МВ·А,

Sмакс с =Sрасч1 = 125 МВ·А,

Sмакс в =112,5 + 125= 237,5 МВ·А.

Потери в автотрансформаторе

W= 120·8760+260 (237,5/ 250)2 ·6000+260 (125 /250)2 ·6000 + +1340 ·(112,5 / 220)2 ·6000 = 447,7·104 кВт·ч.

Суммарные потери второго варианта

W = (2·292,3 +1·282,6+ 1·447,7)104 = 1315·104 кВт·ч.

Приведенные затраты второго варианта З2 = (0,12+0,08)·349750 +5·10-4 ·1315·104 = 76525 тыс. руб. /год

Разница в приведенных затратах составляет 14,26 %. Рекомендуем второй вариант структурной схемы.

Порядок выбора структурных схем блочного типа для разных типов электростанций АЭС, ТЭЦ, ГЭС одинаковый. Необходимо только помнить о разных значениях Тмакс (соответственно для АЭС 7000 ч., для ТЭЦ –

(5000 – 6000) ч., для ГЭС– (4000 – 5000) ч.

98

Выбор структурной схемы ТЭЦ .

Проектируем ТЭЦ с тремя турбогенераторами ( Рном г =63 МВт, Uном г =10,5 кВ, соsφ = 0,8). Нагрузка на генераторном напряжении:

Рмин н =50 МВт, Рмакс н =65 МВт, соsφ = 0,8. Остальная мощность выдается в энергосистему по ЛЭП 110 кВ. Расход на собственные нужды принят около 10 %, т.е. примем мощность одного источника с.н. 6 МВт (число источников примем равным числу генераторов), соsφ =0,8.

1 вариант. Нагрузка 10 кВ обеспечивается двумя генераторами, поэтому намечаем структурную схему по рис. П4.2, 1): два генератора присоединены к РУ ГН, третий – в блоке с повышающим трансформатором к РУ

110 кВ.

Определим расчетную мощность трансформаторов связи РУ ГН и РУ

110кВ:

врежиме минимальных нагрузок

Sрасч1 =( 2Рг – Рмин н –2Рсн) /соsφ = (2·63 –50–2·6) / 0,8 = 80 МВА,

в режиме максимальных нагрузок

Sрасч2 = (2Рг–Рмакс н –2Рсн) /соs φ = (2·63 –65 –2·6) / 0,8= 61,25 МВА,

в аварийном режиме – при отключении одного из генераторов

Sрасч3 = ( Рг –Рмакс н –Рсн ) / соsφ= (63 –65 –6) / 0,8 = –10 МВА.

Знак минус указывает на то, что в этом режиме мощность передается от шин 110 кВ к РУ ГН.

Мощность трансформаторов принимаем по Sрасч1 с учетом возможной перегруки в 1,4 раза: Sт = S расч1 / 1,4 = 80 / 1,4 = 56 МВА.

Принимаем два трансформатора ТРДН-63000 /110.

Мощность блочного трансформатора принимаем по мощности генератора, выбран ТДЦ80000 / 110.

Вариант 2 (рис. П4.2, 2): три генератора подключены к РУ ГН. Выбираем трансформаторы связи в аналогичных режимах:

Sрасч1 = ( 3·Рг –Рмин н –3·Рсн ) /соsφ = (3·63 –503·6) / 0,8 =151 МВА, Sрасч2 =(3·Рг–Рмакс н – 3·Рсн) / соsφ = (3·63 –65 –3·6) / 0,8 =132,5МВА, Sрасч3 =(2·Рг- Рмин н –2·Рсн) / соsφ = (2·63 –50-2·6) / 0.8 = 80 МВА.

99