Проектирование ТЭЦ-200 МВт

 

Для второго варианта:

 

Для расчета второй составляющей издержек рассчитаем потери энергии, в двухобмоточном трансформаторе:

 

где – потери холостого хода;

 – потери короткого замыкания;

 – номинальная мощность  трансформатора, МВА;

 – максимальная нагрузка  трансформатора, МВА;

 – число часов работы трансформатора, можно принять Т = 8760 час;

 – число часов максимальных  потерь; t может быть определено по графической зависимости приведенной в [3].

Для дальнейших расчетов принимаем , тогда .

Рассчитаем потери в трансформаторах Т1 и Т2 по первому варианту:

 

 

Рассчитаем потери в трансформаторах Т1 и Т2 по второму варианту:

 

 

Рассчитаем потери в трансформаторе Т3 по второму варианту:

 

 

Рассчитаем потери в трансформаторах Т4 и Т5 по второму варианту:

 

 

Издержки на покупку электроэнергии для второго варианта:

 

Издержки на потери электроэнергии для первого варианта:

 

Издержки на потери электроэнергии для второго варианта:

 

 

Годовые эксплуатационные издержки для первого варианта:

 

Годовые эксплуатационные издержки для второго варианта:

 

Приведенные затраты для первого варианта:

 

Приведенные затраты для второго варианта:

 

,значит первый вариант более выгоден.

Для дальнейшего расчета будет использоваться первая схема электроснабжения.

Для принятой схемы определим число присоединений в каждом из РУ, которое рассчитывается как сумма числа отходящих к потребителям линий (nЛЭП), числа линий связи с системой и станциями (nсв) и числа трансформаторов связи (nт.св.) или питающих трансформаторов (nт), подключенных к данному РУ.

 

Количество отходящих линий определяется исходя из дальности передачи и экономически целесообразных величин передаваемых мощностей:

 

Протяженность ЛЭП различных напряжений и соответствующие им наибольшие передаваемые мощности приведены в таблице 2.1 [2].

Значения устанавливаются по схеме выдачи мощности.

Количество отходящих линий от КРУ 10 кВ, определяется максимальной нагрузкой – 45 МВт и наибольшей предаваемой мощностью на одну цепь, которую принимаем равной 3 МВт. Тогда количество линий равно:

 

Полученное значение 15.

Количество отходящих линий от РУ 220 кВ, определяется максимальной нагрузкой – 150 МВт, при наибольшей предаваемой мощности на одну цепь, равной – 45 МВт. Тогда количество линий равно:

 

Принимаем 4 линий.

Из исходной схемы энергосистемы видно, что РУ 220 кВ имеет 2 линии связи с энергосистемой, а количество трансформаторных присоединений к РУ 220 кВ – 2.

Количество присоединений к РУ220 кВ будет равно:

 

Также к шинам РУ 110 кВ будет присоединен резервный трансформатор собственных нужд, поэтому количество присоединений к РУ 220 кВ равно 9.

Тогда для РУ 220 кВ выбираю схему с двумя рабочими и обходной системой шин. Для КРУ выбираю двойную секционированную систему шин с нормально отключенными секционными выключателями.

Принимаем напряжение собственных нужд 10 кВ, питание осуществляется от трансформаторов. Рабочие трансформаторы СН присоединяются к отпайкам от токопроводов генераторного напряжения. Их мощность выбираем исходя из заданного процента расхода на собственные нужды (k) от мощности генераторов В качестве трансформаторов собственных нужд принимаем трансформатор ТРДНС-25000/35 с характеристиками: , , , ,

Мощность резервного трансформатора СН на ТЭЦ блочного типа с установленным выключателем в блоке выбирается равной мощности самого мощного из рабочих трансформаторов собственных нужд. Тогда качестве резервного трансформаторов собственных нужд принимаем трансформатор ТРДНС-25000/220 с характеристиками:: , , , , .

На рисунке 3 представлена упрощенная главная схема электрических соединений.

 

Рисунок 3 – Упрощенная главная схема электрических соединений 

3 РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ ДЛЯ ВЫБОРА АППАРАТОВ И ТОКОВЕДУЩИХ ЧАСТЕЙ

 

 

Для выбора электрических аппаратов необходимо проверить их по условию КЗ. Для расчета токов КЗ необходимо составить расчетную схему, определить места расположения расчетных точек КЗ.

Расчет токов КЗ выполним при помощи программы TKZ. Для этого составим эквивалентную схему замещения и определим значения сопротивлений элементов схемы, приведенных к базисным условиям.

Однолинейная схема замещения, с указанием сопротивлений элементов системы и местом расположения расчетных точек КЗпоказана на рисунке 4. Расчет сопротивлений элементов схемы выполним в базисных единицах. За базисную мощность принимаем мощность равную . 

Рисунок 4 – Однолинейная схема замещения энергосистемы

 

Сопротивление генераторов:

 

Сопротивление трансформаторов Т1 и Т2:

 

Сопротивление трансформаторов Т3 и Т4:

Сопротивление обмотки ВН:

 

Сопротивление обмотки НН1–НН2:

 

Сопротивление трансформаторов СН:

Сопротивление обмотки ВН:

 

Сопротивление обмотки НН1–НН2:

 

Сопротивление резервного трансформатора СН:

Сопротивление обмотки ВН:

 

Сопротивление обмотки НН1–НН2:

 

Сопротивление ЛЭП от системы до ТЭЦ:

 

Сопротивление системы:

 

Сопротивление резервного трансформатора СН:

Сопротивление обмотки ВН:

 

Сопротивление обмотки НН1–НН2:

 

Расчет токов КЗ будем производить в четырех точках 1, 4, 7, 11 на выводах генератора, на шинах РУ ВН, на шинах КРУ и на шинах распределительного устройства собственных нужд соответственно. Результаты расчета в программе TKZ показаны в приложении 1. На основе результатов (значений) периодической составляющей токов в нулевой момент времени будет производиться дальнейший расчет.

Ток подпитки точки КЗ от двигателей СН на шинах распределительного устройства СН составляет:

 

Результаты расчетов сведем в таблицы.

В таблице 6 показаны периодические составляющие токов в начальный момент времени, таблице 7 – ударные (наибольшие) значения токов.

Таблица 6 – Периодические составляющие токов КЗ в начальный момент времени

Узел КЗ	Составляющая от G1, кА	Составляющая от G2, кА	Составляющая от системы, кА	От двигателей СН, кА	Суммарный ток, кА
1	28,308	9,966	11,757	0	50,032
4	2,807	2,807	3,312	0	8,925
7	7,524	2,649	3,125	0	13,299
11	2,749	7,808	3,243	8,33	22,133

 

Так как генераторный выключатель выбирается по току со стороны системы либо со стороны генератора, то расчет для точки КЗ на выводах генератора G1 выполняем по составляющей тока КЗ от генератора G1.

Ударный ток КЗ можно определить по формуле:

 

где – значение ударного коэффициента, взято из таблицы 4.2 [2].

Таблица 7 – Ударные токи КЗ в исследуемых узлах

Узел КЗ	Составляющая от G1, кА	Составляющая от G2, кА	Составляющая от системы, кА	От двигателей СН, кА	Суммарный ток, кА
1	79,266	27,202	32,091	0	138,56
4	7,7993	7,7995	8,042	0	23,64
7	21,069	7,231	8,53	0	36,83
11	7,5028	21,863	8,851	19,445	57,662

 

Далее рассчитаем токи КЗ в произвольный момент времени переходного процесса. Для расчета будем использовать кривых изменения во времени отношения при различных удаленностях точки КЗ. Удаленность точки КЗ от генератора характеризуется отношением , где – номинальный ток генератора, приведенный к той ступени напряжения, где находится точка КЗ. Этот ток можно определить по формуле:

 

Предварительно выбираем выключатели:

Для РУ ВН выключатели серии HPL компании АББ Электроинжинирингс

 

Для РУ НН и РУСН выключатель серии ВБЭкомпании НПП «Контакт»c

 

В качестве генераторного выключателя – аппарат серии HEC 6компании «ABB»c

 

Т. к. для системы мал для всех точек КЗ, принимаем.

В таблице 8 приведены расчеты коэффициентов.

Таблица 8– Результаты расчета коэффициентов

КЗ	G1	G2	Система	G1	G2	Система	G1	G2	Система
1	6,03	6,03	230,94	4,69	1,65	0,05	0,86	0,97	1
4	0,944	0,944	36,147	2,97	2,97	0,09	0,94	0,94	1
7	17,229	17,229	659,829	0,44	0,15	0,005	1	1	1
11	17,229	17,229	659,829	0,16	0,45	0,005	1	1	1

 

В таблице 9приведены значения периодической составляющей тока КЗв момент отключения выключателя.

 

 

Таблица 9 – Результаты расчета

КЗ	,G1, кА	,G2, кА	,Система, кА	, Дв, кА	Суммарное, кА
1	24,345	9,667	11,757	–	45,77
4	2,638	2,638	3,312	–	8,588
7	7,524	2,649	3,125	–	13,299
11	2,749	7,808	3,243	3,798	17,598

 

Рассчитаем величину апериодической составляющей тока КЗ:

 

где Тa – постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ, равная:

Результаты расчета апериодической составляющей тока КЗ в момент размыкания контактов выключателя представлены в таблице 10.

Таблица 10 – Результаты расчета

Точка КЗ	Составляющая от G1, кА	Составляющая от G2, кА	Составляющая от системы, кА	От двигателей СН, кА	Суммарный ток, кА
1	35,329	6,125	7,107	–	48,562
4	3,443	3,443	1,364	–	8,25
7	9,274	1,498	1,767	–	12,539
11	1,554	9,623	1,834	2,98	15,991