53

2. РАЗРАБОТКА ГЛАВНОЙ СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ КОНДЕНСАЦИОННОЙ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ

1. Выбор структурной схемы КЭС

Структурная схема электрической части электростанции определяет распределение генераторов между распределительными устройствами (РУ) разных напряжений и выполнение электромагнитных связей (трансформаторных, автотрансформаторных) между ними. При проектировании структурной схемы электростанции районного типа определяется, кроме того, вид исполнения блоков генератор – трансформатор.

Порядок выбора структурной схемы, основанный на технико-экономическом обосновании, следующий: 1) составляется ряд технически возможных вариантов структурной схемы; 2) для каждого варианта выбирается трансформаторы и автотрансформаторы; 3) повариантно определяются технико-экономические показатели и итоговая целевая функция – приведенные затраты; 4) на основании анализа результатов расчёта, а также качеств, не вошедших в приведенные затраты, выбирается наилучшее решение.

Использованы следующие расчетные режимы: 1) нормальный - все оборудование включено; 2) ремонтные – один или более элементов при последовательном соединении выведены из работы для планового ремонта; 3) послеаварийные - связаны с последствиями отказов оборудования электростанции. Нормальные и ремонтные режимы продолжительные, именно по ним выбирается основное оборудование станции и схемы его присоединения. По послеаварийным режимам уточняются выбранные параметры оборудования.

Требования к КЭС в различных режимах: 1) в нормальном режиме электростанция должна полностью обеспечивать выдачу мощности в энергосистему и электроснабжение потребителей; 2) в ремонтных режимах она должна полностью обеспечивать электроснабжение потребителей; при наличии соответствующего технико-экономического обоснования допускается ограничение выдачи мощности в энергосистему; 3) в послеаварийных режимах при наличии технико-экономического обоснования допускается как ограничение выдачи мощности в энергосистему, так и ограничение электроснабжения потребителей.

Под расчетной аварией при обосновании и выборе схем считают единичные отказы элементов станции (трансформатора, блока, автотрансформатора). Отказ одного элемента при плановом ремонте другого и одновременный отказ двух и более элементов не учитываются, поскольку вероятность этих событий не велика. При расчетных авариях одновременный сброс генерирующей мощности на электростанции не должен превышать допустимое значение по условию сохранения устойчивости параллельной работы энергосистемы по межсистемным связям.

При обосновании и выборе схем нежелательно накладывать сезонные ограничения на время проведения плановых ремонтов. В противном случае издержки на обслуживание рассмотренного оборудования должны быть увеличены.

За критерий выбора схемы электрических соединений принят минимум приведенных затрат, остальные факторы учитываются только как ограничения к данной схеме.

1. Основные параметры работы кэс

Графики нагрузки генератора в летний и зимний периоды, а также графики нагрузки собственных нужд блока, определенные в П2, представлены на рис. 2.1 и 2.2. График нагрузки промышленного района, получающего энергию от шин распределительного устройства среднего напряжения (РУСН), в соответствии с заданием представлен на рис. 2.3. Продолжительность зимнего графика нагрузки составляет 210 суток, летнего – 155 суток.

Р ис. 2.1. Графики нагрузки генератора в летний ( ) и зимний ( ) периоды

Рис. 2.2. Графики нагрузки собственных нужд блока в летний ( ) и зимний ( ) периоды

Р ис. 2.3. График нагрузки промышленного района, получающего энергию от шин РУСН в летний ( ) и зимний ( ) периоды

2. Варианты структурной схемы кэс

Конденсационная электростанция сооружается в Западной Сибири (Тюменская область) для электроснабжения крупного промышленного района (нефтеперабатывающий комплекс) с распределительного устройства 220 кВ и выдачи мощности в энергосистему с РУ 500 кВ. В качестве топлива используется местный природный газ.

Рассмотрено девять возможных и целесообразных вариантов структурной схемы КЭС, приведенных на рис. 2.4 – 2.12. Допустимый сброс мощности по условию устойчивой работы энергосистемы принят равным 550 МВт. Поэтому варианты структурной схемы с укрупненными блоками не рассматриваются. Варианты отличаются друг от друга количеством блоков, подключенных к РУ 500 и 220 кВ; количеством ячеек выключателей в РУ 500 и 220 кВ для присоединения блочных трансформаторов (БТ) и резервных трансформаторов собственных нужд (РТСН); количеством, типом и мощностью автотрансформаторов связи (АТС) между РУ 500 и 220 кВ; типом РТСН и различной надежностью.

Применяются блоки с генераторными выключателями. В этом случае схема электроснабжения СН обладает преимуществами перед схемой с блоками без генераторных выключателей. Уменьшается число коммутаций в распределительных устройствах повышенных напряжений, что особенно важно для кольцевых схем. Это приводит к увеличению надежности всей станции. Отпадает необходимость переключений системы собственных нужд в процессе пуска и останова блока. Кроме того, вместо пускорезервного трансформатора с большей мощностью применяется резервный трансформатор собственных нужд такой же мощности, что и рабочего; более низкий уровень токов КЗ в системе собственных нужд позволяет снизить стоимость РУ СН. Все это вместе взятое перекрывает снижение надежности цепи генератор-трансформатор и удорожание, связанное с установкой генераторных выключателей.

Рис. 2.4. Вариант 1 схемы КЭС с одним блоком, подключенным к РУСН, и двумя группами из трех однофазных АТС

Рис. 2.5. Вариант 2 схемы КЭС с двумя блоками, подключенными к РУСН, и двумя группами из трех однофазных АТС

Количество блоков, подключенных к РУ 220 кВ, определено по условию минимального перетока мощности между распредустройствами в нормальном режиме (так как в этом случае потери в АТС будут наименьшими). Это условие соблюдается при подключении одного блока к РУСН. Однако целесообразно рассмотреть также варианты с подключением к РУСН двух блоков, так как в этом случае уменьшаются капиталовложения в реализацию проекта.

Рис. 2.6. Вариант 3 схемы КЭС с двумя блоками, подключенными к РУСН, одной группой из трех однофазных АТС и резервной бесперекатной фазой

Рис. 2.7. Вариант 4 схемы КЭС с одним блоком, подключенным к РУСН, и двумя АТС, не имеющими обмотки НН

Рис. 2.8. Вариант 5 схемы КЭС с двумя блоками, подключенными к РУСН, и двумя АТС, не имеющими обмотки НН

Рис. 2.9. Вариант 6 схемы КЭС с двумя блоками, подключенными к РУСН, и одним АТС, не имеющим обмотки НН

Рис. 2.10. Вариант 7 схемы КЭС с одним блоком, подключенным к РУСН, и двумя блочными автотрансформаторами (две группы по три однофазных АТ)

Рис. 2.11. Вариант 8 схемы КЭС с двумя блоками, подключенными к РУСН, и двумя блочными автотрансформаторами (две группы по три однофазных АТ)

Рис. 2.12. Вариант 9 схемы КЭС с двумя блоками, подключенными к РУСН, и одним блочным автотрансформатором (группа из трех однофазных АТ и резервной бесперекатной фазой)

График нагрузки блочных трансформаторов определен как разница значений ординат графиков нагрузки генератора (рис. 2.1) и нагрузки потребителей собственных нужд (рис. 2.2) и представлен на рис. 2.13. В соответствии с этим графиком выбраны по /5/ блочные трансформаторы типа ТДЦ-400000/220 и ТДЦ-400000/500 с номинальной мощностью 400 МВА. Установка трансформатора меньшей мощностью 250 МВА недопустима, так как такой трансформатор будет систематически перегружен в течении 24 часов. При питании собственных нужд блока от резервного трансформатора собственных нужд (РТСН) блочные трансформаторы выдают всю мощность генераторов 320 М Вт (376 МВА) без перегрузки.

Рис. 2.13. График нагрузки блочных трансформаторов в летний ( ) и зимний ( ) период

В качестве рабочих трансформаторов собственных нужд (ТСН) в 3.2 выбраны трансформаторы типа ТРДНС-25000/35 с номинальным напряжением на стороне высшего напряжения (ВН) 20 кВ и номинальной мощностью 25 МВА. Для резервировании питания потребителей собственных нужд станции используется один подключенный резервный трансформатор (см. 3.3). Тип РТСН зависит от варианта схемы: при питании от обмотки низшего напряжения (НН) АТС выбран РТСН типа ТРДНС-25000/35; при питании от шин РУСН выбран РТСН типа ТРДНС-32000/220.

Выбор АТС и БАТ осуществляется в зависимости от графиков перетока мощности между РУВН и РУСН, рассчитанных в П2 и представленных на рис. П2.1 и рис. П2.2. Для вариантов схемы 1, 2 и 3 выбраны группы из однофазных автотрансформаторов типа АОДЦТН-167000/500/220. Для вариантов схемы 4, 5 и 6 приняты автотрансформаторы без обмотки НН типа АТДЦН-500000/500/220. В качестве блочных автотрансформаторов в схемах 7, 8 и 9 по мощности обмотки низшего напряжения проходит только группа из трех однофазных автотрансформаторов типа АОДЦТН-267000/500/220. Каталожные данные по /5/ для автотрансформаторов и трансформаторов приведены в табл.2.1.

Таблица 2.1