Варіант б
За цим варіантним сценарієм організації будівництва на 1-му етапі
навантаження місцевого району не буде, тому ВРУ-110 кВ і трансформаторного зв’язку між ВРУ-330 і ВРУ-110 не передбачається. 1-й блок ТЕЦ приєднується до ВРУ-330 кВ через генераторний вимикач ГВ2 та блочний трансформатор Т2 напругою 20/330 кВ. З урахуванням приєднання ПЛ 330 кВ Л6 на ВРУ-330 кВ передбачається 3 комірки з вимикачами.
Рис. 6. Спрощена схема електричних з’єднань на 1-му етапі будівництва для варіанту Б
Капіталовкладення в обладнання на 1-му етапі:
Результат розрахунку капіталовкладень на 1-му етапі занесено до табл.2.
Розрахунок втрат електроенергії в трансформаторі Т1 (ТДЦ-400000/330) (Блок №1):
SmaxТ330 =276,47 МВА– максимальна повна потужність, що перетікає через трансформатор ТДЦ-400000/330.
T=8760 год/рік – час роботи трансформатора/автотрансформатора,;
τ = 4592 год/рік – час максимальних втрат, розрахована раніше,.
ΔWвтрТ330 – втрати електроенергії в трансформаторі ТДЦ-400000/330;
ΔPxхТ330 =300 кВт – втрати активної потужності в трансформаторі
ТДЦ - 400000/330 в режимі холостого ходу;
ΔPкзТ330 =790 кВт – втрати активної потужності в трансформаторі
ТДЦ-400000/330 в режимі короткого замикання;
SномТ330 = 400 МВ·А – номінальна повна потужність трансформатора ТДЦ-
400000/330;
На етапі №2 В останній, 2018, рік даного етапу максимальне прогнозоване
навантаження місцевого району очікується на рівні 100 МВт (117,647 МВА), для забезпечення чого передбачається будівництво від ВРУ 110 кВ ТЕЦ двох ПЛ Л1 і Л2. До ВРУ-330 кВ приєднується блок Г2 і ПЛ Л7. ВРУ-110 матиме
трансформаторний зв'язок з ВРУ- 330 кВ через автотрансформатор АТ-1. Таким
чином до ВРУ-330 кВ на етапі №2 додаються 3 комірки з вимикачами, а збудоване на цьому етапі ВРУ-110 кВ матиме 5 комірок.
Рис. 7. Розвиток схеми електричних з’єднань на 2-му етапі будівництва за варіантом Б
Капіталовкладення на 2-му етапі:
Результати розрахунку капіталовкладень на 2-му етапі занесено до табл. 2.
Сумарні річні втрати електроенергії в трансформаторах ТДЦ-400000/330 (Блок №1,2) і автотрансформаторі АТДЦТН-200000/330/110:
Максимальна прогнозна потужність, що перетікатиме через
автотрансформатор АТДЦТН-200000/330/110 в 2018 році прийнята рівною
максимальному прогнозному повному навантаженню споживачів місцевого
району:
nАТ=1 – кількість паралельно працюючих автотрансформаторів;
nТ330=2– кількість працюючих блочних трансформаторів 330 кВ;
ΔPxхТ330 =300 кВт – втрати активної потужності в трансформаторі
ТДЦ - 400000/330 в режимі холостого ходу;
ΔPкзТ330 =790 кВт – втрати активної потужності в трансформаторі
ТДЦ-400000/330 в режимі короткого замикання;
SномТ330=400 МВ·А – номінальна повна потужність трансформатора
ТДЦ-400000/110;
SmaxТ330 – максимальна повна потужність, що протікає через
трансформатор ТДЦ-400000/330, прийнята 276,47 МВА.
На етапі №3 В останньому, 2020, році даного етапу максимальне
прогнозоване навантаження місцевого району зросте до 180 МВт (211,7 МВА), для забезпечення чого передбачається будівництво додатково двох ПЛ Л3 та Л4. Генераторний блок №1 приєднується до ВРУ-110 кВ з додаванням лінійної комірки.
Капіталовкладення у обладнання на 3-му етапі:
Результат розрахунку капіталовкладень на 3-му етапі занесено до табл. 2.
Втрати електроенергії в блочних трансформаторах Т1,Т2,Т3 і
автотрансформаторному зв'язку АТ-1:
Рис. 8. Розвиток схеми електричних з’єднань на 3-му етапі будівництва за варіантом Б
Максимальна прогнозна потужність , що перетікатиме через автотрансформатор АТДЦТН-200000/330/110 в 2020 році буде мати місце при мінімальних навантаженнях споживачів місцевого району:
де Sрн =0,8·147,06=117,65 МВА– мінімальне прогнозоване навантаження
місцевого району;
На етапі №4 Максимальне прогнозне навантаження місцевого району
зросте до 260 МВт (305,882 МВА), для забезпечення чого передбачається
будівництво ще однієї ПЛ 110 кВ Л5 з відповідним додаванням лінійної комірки з вимикачем. Також встановлюється ще один автотрансформатор АТ-2. До ВРУ-330 кВ приєднуються 4-й блок з генератором Г4 та ПЛ Л8, що вимагає
встановлення ще однієї ланки з трьома вимикачами. Розбудова станції і її
електричної частини завершується.
Рис. 9. Розвиток схеми електричних з'єднань на 4-му етапі будівництва за
Варіантом Б.
Капіталовкладення в обладнання на 4-му етапі:
Результати розрахунку капіталовкладень на 4-му занесені до табл. 2.
Втрати аналогічні етапу №4 Варіанту А, так як їх структурна і
розрахункова схеми ідентичні і складають:
Таблиця 2. Капіталовкладення за етапами реалізації структурної (принципової) схеми електричних з’єднань ТЕЦ.
|
Етапи будівництва |
Рік внесення інвестицій |
Варіант А |
Варіант Б |
|
тис. у.о. | |||
|
1й |
2014 |
4280,38 |
4280,38 |
|
2й |
2016 |
5961,22 |
6528,22 |
|
3й |
2018 |
3403,42 |
2836,42 |
|
4й |
2020 |
6059,5 |
6059,5 |
|
Кошторисна вартість |
|
19704,52 |
19704,52 |