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

Мощность трансформаторов выбираем по Sрасч1.

В случае выбора двух трансформаторов связи Sт=0,7·Sрасч1= =0,7·151= 105,7 МВА, т.е. нужно выбрать трансформаторы связи 125 МВ·А, что нецелесообразно по многим причинам, прежде всего по условиям надежности.

При трех трансформаторах связи Sт = 0,7·Sрасч1/ (n–1) = =0,7·151 / (3–1) =53 МВА.

Выбираем три трансформатора ТРДН63000/ 110.

Сравнение вариантов по капитальным затратам приведено в таблице П4.2. Учтена не только стоимость трансформаторов, но и стоимость ячеек с выключателями. На данном этапе проектирования число выключателей ОРУ 110 принимается условно: один выключатель на присоединение, при этом присоединения отходящих линий можно не учитывать, т.к. число ЛЭП одинаково в вариантах.

В РУ ГН принята схема с одной секционированной системой шин, поэтому учтены не только выключатели в цепях генераторов и трансформаторов, но и секционные выключатели и реакторы. При различии в схемах вариантов питания собственных нужд также учитываем число выключателей СН (в 1 варианте к РУ ГН подключено два рабочих и один резервный ТСН, во 2 варианте – три рабочих и один резервный). Трансформаторы СН одинаковы в вариантах, их стоимость не учитываем. Число линий ГН также одинаково, поэтому на данном этапе эти присоединения не учитываем.

Цены на оборудование взяты из [4] или П1 (цены 2000 г умножаем на 2,6)

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 [5] для типичного графика в зависимости от числа часов максимальной нагрузки Тмакс.

Для ТЭЦ Тмакс – (5000 –6000) ч. При расчете потерь в трансформаторах (автотрансформаторах) связи Тмакс т принимают как среднее значение между Тмакс г и Тмакс нагрузки на шинах (Тмакс н на шинах РУ ГН составляет 3000 5000 ч., а на шинах повышенных напряжений 6000 7000 ч.).

101

W = (2·81,3+ 162,7)· 10000= 3250000 кВт. ч.

Приведенные затраты по первому варианту без учета ущерба З1 = рн К + а К/100 + β ·ΔW = (0,12+ 0,08)К + β · W.

З1 = 0,20·146670 + 5·10-4 · 325·104 = 30959 тыс. руб./ год.

Вариант 2.

Установлены три трансформатора ТРДН-63000 /110 (Рх = 50 кВт,

Рк=245 кВт). Sмакс = 151/3 =50,3 МВ·А

W = 3· 50·8760 +245· (50,3/63)2 · 3800 = 3094434 кВт. ч. З2 =0,2·152880 +5·10-4 ·309·10 4 = 32121 тыс. руб. /год.

Разница в затратах менее 5 %. Это означает, что варианты равноэкономичны. Можно оценить надежность схем, удобство эксплуатации, однотипность оборудования и т.д. и сделать окончательный выбор.

Выбор структурной схемы подстанции.

Выбрать структурную схему подстанции 110/35/10 кВ. Питание от сети 110 кВ по двум ЛЭП. Нагрузка на напряжении 35 кВ –32 МВА (Sсн), Т макс год =5800 ч. Нагрузка на напряжении 10 кВ – 28 МВА (Sнн),

Тмакс год = 4000 ч. (обычно для нагрузки в РУ 6-10 кВ Тмакс = 3000 5000 ч, а для нагрузки на повышенных напряжениях 5000 6000 ч.).

Определим ориентировочно число ЛЭП по [4, 5]: в РУ 35 кВ – две, в РУ 10 кВ – шесть.

Суммарная максимальная нагрузка подстанции 60 МВА (Sвн), поэтому можно выбрать:

Вариант 1.

Два трансформатора , мощность каждого Sт =0,7· Sвн = 42 МВА. Выбираем два трехобмоточных трансформатора ТДТН-40000/110/35/10.

Вариант 2.

Обеспечиваем раздельное питание нагрузки на 35 и 10 кВ. Выбираем трансформаторы ТДН-40000/110/10 и ТДН-40000/110/35.

Вариант 3.

Устанавливаем один трехобмоточный трансформатор ТДТН80000/110/35/10.

Варианты схем приведены на рис. П4.3. В РУ 110 кВ предварительно принята схема с одним выключателем на цепь (например, схема квадрата,

103

или схема с одной секционированной СШ), в РУ 35 кВ – схема мостика (вариант 1) и схемы блока трансформатор –2ЛЭП с двумя выключателями (варианты 2 и 3), в РУ 10 кВ схема с одной секционированной системой шин. При расчете капиталовложений будем учитывать не только стоимость трансформаторов, но и ячеек с выключателями (табл. П4.3).

Цены на оборудование взяты из [4] или П1 (цены 2000 г умножаем на 2,6) .

В варианте 3) получаются значительно большие токи к. з. в сети 10 кВ, поэтому приняты ячейки с более мощными выключателями. 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 [5] для типичного графика в зависимости от числа часов максимальной нагрузки Тмакс. В нашем расчете для нагрузки

35 кВ Тмакс =5800 ч, τ=4500 ч, для нагрузки в РУ 10 кВ Тмакс= 4000 ч, τ =2800 ч.

Проводим расчет по вариантам: Вариант 1.

Установлены два ТДТН-40000/110 ( Рх =39 кВт, Рк в-с = 200 кВт).

104

Для трехобмоточных трансформаторов при отсутствии других данных можно принять Рк в = Рк с=Р к н = 0,5·Рк в-с =100 кВт. Вычисляем

Тмакс в =(Тмакс с·Sсн +Тмакс н ·Sнн ) /Sвн= =(5800·32+4000·8) /60=4960 ч. и

определяем τ = 3500 ч.

Т а б ли ц а 2 1

Капитальные затраты

105

Потери энергии в одном трансформаторе

W=Рх·Т+Рк в·(Sвн/Sном)2 ·τ в + Рк с·(Sсн/Sном)2 ·τ с +

+Рк н· (Sнн/Sном)2 · τ н =39·8760 +100·(30/40)2· 3500 +100 ·(16/40)2 ·4500+ +100·(14/40)2 ·2800 =953515 кВт. ч / год

Здесь Т =Т год =8760 час (трансформаторы включены в течение года). Потери в 1 варианте W = 2·953515 = 1907030 кВт. ч/ год Приведенные затраты без учета ущерба

З1= рн К + а К/100 + β *ΔW =0,2·83440 +5·10-4 ·190,7 ·104 =17641,2

тыс. руб./год Вариант 2.

Потери в трансформаторе ТДН-40000/110/35 (Рх =25 кВт, Рк =120 кВт)

W =25·8760 + 120·(32 /40)2 ·4500 = 413400 кВт·ч/год.

Потери в трансформаторе ТДН-40000/110/10 (Рх =34 кВт, Рк =120 кВт)

W = 34·8760+ 170· (28 /40)2 ·2800 = 531080 кВт·ч/год Суммарные потери второго варианта W = 944480 кВт·ч/год Приведенные затраты З2 =0,2· 84708+5·10-4 ·94,45 · 104 =17414тыс. руб. /год Вариант 3.

Потери в трансформаторе ТДТН-80000/110 (Рх =64 кВт, Рк в-с =365 кВт)

Рк в= Рк с= Рк н= 0,5·365 = 182,5 кВт

W =64·8760 + 182,5· (60/80)2·3500 +182,5·(32/80)2 ·4500 + +182,5 ·(28/80)2 ·2800 = 1113934,4 кВт·ч /год Приведенные затраты З3 = 0,2·103480+5·10-4 · 111,4 ·104 =21253 тыс. руб. /год Вывод:

Вариант 3 с одним трансформатором самый ненадежный и самый дорогой, от него отказываемся. Можно принять 2-ой вариант с наименьшими затратами, если потребители 35 и 10 кВ допускают питание через один трансформатор (хотя и раздельное). Если требуется повышенная надежность, то предпочтительнее 1-ый вариант.

106

Приложение 5. Технические данные коммутационных аппаратов

Т а б л и ц а 2 2

Выключатели вакуумные генераторные, 35, 110 кВ.

Все выключатели отечественных производителей.

Выключатели генераторные ВГГ-10 и ВГГм-10 производства ЗАО «Высоковольтный Союз» предназначены для замены находящихся в эксплуатации маломасляных выключателей МГГ-10 а также для установки в новых распределительных устройствах.

ВБН-35 11, ВБНТ-35, ВБУ-110 и ВБЭ-110 –для наружной установки.

107

108

П р о д о л ж е н и е т а б л . 2 3

109

О к о н ч а н и е та б л . 2 3

Обозначения:

ВГ[*][**]-110-40/2000[***]

ВГ – выключатель элегазовый; [*] – условное обозначение конструктивного исполнения (Б, К, Т или У): Б – баковый, К – колонковый, У – полюс имеет Y-образную компоновку (кроме ВГУ-110).

110