1. ВЫБОР СТРУКТУРНОЙ СХЕМЫ СТАНЦИИ

1. Расчет перетоков мощности в структурной схеме

Найдем перетоки мощности в схеме 1 (рисунок 1).

[pic]

Рисунок 1 – Структурная схема ГРЭС (вариант №1)

Определим мощность протекающую через блочный трансформатор

[pic] где [pic] – активная и реактивная мощности турбогенератора; [pic] – активная и реактивная мощности собственных нужд.

Таблица 1.1 – Справочные данные турбогенератора

|Тип |Номинальная мощность |[pic] |[pic] |[pic] |
|турбогенератора | | | | |
| |[pic] |[pic] | | | |
|ТВВ-160-2ЕУ3 |188 |160 |18 |0.85 |0.213 |

[pic]
Подставив значения в формулу (1.1), получим
[pic].
Из условия [pic], выбираем блочные трансформаторы, данные которых сведены в таблицу 1.2.

Таблица 1.2 – Данные трансформатора

|[pic] |Тип |[pic] |Потери, кВ |[pic] |Цена, |
| |трансформатора | | | |тыс. руб.|
| | | |[pic]|[pic]| | |
|110 |ТДЦ 200000/110 |200 |170 |550 |10.5 |222 |
|220 |ТДЦ 200000/220 |200 |130 |660 |11 |253 |

Произведем расчет перетока при максимальной мощности нагрузки [pic], получим
[pic]где [pic] – количество блоков на среднем напряжении; [pic] – реактивная мощность нагрузки.
[pic]
Подставив значения в формулу (1.2), получим
[pic].
Произведем расчет перетока при минимальной мощности нагрузки [pic], получим
[pic]где [pic] – реактивная мощность нагрузки.
[pic]
Подставив значения в формулу (1.3), получим
[pic].
Произведем расчет перетока в аварийном режиме при максимальной мощности нагрузки [pic], получим
[pic]Подставив значения в формулу (1.4), получим
[pic].
Так как [pic] в аварийном режиме при максимальной мощности нагрузки, то мощность потребляется от энергосистемы.
Определим перетоки находящиеся за автотрансформатором на высшем напряжении
[pic].
Определим максимальный переток: [pic].
Выберим автотрансформаторы связи по формуле
[pic],

(1.5) где [pic] – максимальный переток; [pic] – коэффициент перегрузки ([pic]).
[pic].

Таблица 1.3 – Данные автотрансформатора

|Тип автотрансформатора|[pic] |[pic]|[pic]|Потери, |Цена, тыс.|
| | | | |кВ |руб. |
|1 |ТСН |ТРДНС 25000/35 |25 |115 |62 |
| |РТСН | | | | |
|2 |ТСН |ТРДНС 25000/35 |25 |115 |62 |
| |РТСН | | | | |

1.3. Определение потерь энергии в трансформаторах и автотрансформаторах

Потери в блочных трансформаторах
[pic]
(1.7) где [pic] – потери холостого хода; [pic] – потери короткого замыкания;
[pic] – время ремонта блока; [pic] – номинальная мощность трансформатора;
[pic] – максимальная мощность протекающая через трансформатор; [pic] – время максимальных потерь [1].
На стороне среднего напряжения
[pic]; на стороне высшего напряжения
[pic].
Потери в автотрансформаторе при не подключенном генераторе на низшем напряжении рисунок 1
[pic].

(1.8)
[pic].
Потери в автотрансформаторе при не подключенном генераторе на низшем напряжении рисунок 2 по формуле (1.8)
[pic].

1.4. Определение суммарных потерь

Суммарные потери в схеме 1 по формуле (1.9)
[pic]

(1.9)
[pic].
Определим стоимость годовых потерь электроэнергии по формуле (2.0)
[pic],

(2.0) где [pic] – себестоимость электроэнергии.
[pic].
Суммарные потери в схеме 2 по формуле (1.9)
[pic].
Определим стоимость годовых потерь электроэнергии по формуле (2.0)
[pic].

1.5. Расчет технико-экономических показаний для выбора варианта структурной схемы

Для расчета технико-экономических показаний необходимо выбрать не только трансформаторы, но и выключатели, которые находятся по максимально рабочему току ([pic]).
Выберим выключатели на высшем напряжении (220 кВ) по формуле (2.1)
[pic],

(2.1) где [pic] – номинальное напряжение.
[pic].
Выберим выключатели на среднем напряжении (110 кВ) по формуле (2.1)
[pic].
Выберим выключатели на низшем напряжении (генераторном) по формуле (2.1)
[pic].
Сведем расчетные данные трансформаторов и выключателей в таблице 1.5, 1.6 для расчета капитальных затрат.

Таблица 1.5 – Расчет капитальных затрат вариант схемы 1

|Наименование оборудования |Количество,|Стоимость,|Сумма, |
| |ед. |тыс. руб. |тыс. руб. |
|1. Блочный трансформатор: ТДЦ 200000/220 |2 |253 |506 |
|ТДЦ 200000/110 |2 |222 |444 |
|2. Автотрансформатор связи: | | | |
|АТДЦТН 250000/220/110 |2 |324 |648 |
|3. ТСН: ТРДНС 25000/35 |4 |62 |248 |
|4. РТНС: ТРДНС 25000/35 |1 |62 |62 |
|5. Выключатели высоковольтные: | | | |
|ВВБК-220Б-56/3150У1 |4 |33.76 |135.04 |
|ВВБК-110Б-50/3150У1 |4 |26 |104 |
|6. Выключатели генераторные: МГУ-20-90/6300 |4 |4.51 |18.04 |
|7. Выключатель РТСН: МГУ-20-90/6300 |1 |4.51 |4.51 |
|ИТОГО |------ |------ |2169.59 |

Таблица 1.6 – Расчет капитальных затрат вариант схемы 2

|Наименование оборудования |Количество,|Стоимость,|Сумма, |
| |ед. |тыс. руб. |тыс. руб. |
|1. Блочный трансформатор: ТДЦ 200000/220 |1 |253 |253 |
|ТДЦ 200000/110 |3 |222 |666 |
|2. Автотрансформатор связи: | | | |
|АТДЦТН 250000/220/110 |2 |324 |648 |
|3. ТСН: ТРДНС 25000/35 |4 |62 |248 |
|4. РТНС: ТРДН 25000/35 |1 |62 |62 |
|5. Выключатели высоковольтные: | | | |
|ВВБК-220Б-56/3150У1 |3 |33.76 |101.28 |
|ВВБК-110Б-50/3150У1 |5 |26 |130 |
|6. Выключатели генераторные: МГУ-20-90/6300 |4 |4.51 |18.01 |
|7. Выключатель РТСН: МГУ-20-90/6300 |1 |4.51 |4.51 |
|ИТОГО |------ |------ |2130.8 |

Для оценки эффективности схем электрической станции примем минимум приведенных затрат
[pic],

(2.2) где [pic] – нормативный коэффициент; [pic] – амортизационные отчисления;
[pic] – капитальные затраты в станцию; [pic] – суммарные расходы.
Произведем оценку эффективности схемы 1 по формуле (2.2)
[pic].
Произведем оценку эффективности схемы 2 по формуле (2.2)
[pic].
Определим различимость вариантов схем по формуле (2.3)
[pic]. (2.3)
Так как [pic], то варианты схем являются почти не различимыми, а, следовательно, выберим схему 2.
Потому что схема является более надежной с точки зрения эффективности.

2. РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

2.1. Выбор базисных условий

Расчет проводим в относительных единицах, используя приближенные приведения к одной ступени напряжения, при базисных условий: [pic], [pic].
Базисное напряжение: [pic].
Базисные токи: [pic]
[pic].

2.2. Определение параметров электрической схемы замещения

Электрическая схема замещения станции ГРЭС (рисунок 2) с указанием аварийных узлов представлена на рисунок 3.

2.3. Вычисления режимных параметров

Так как [pic] на всех ступенях напряжения, то величины ЭДС в относительных базисных к номинальным единицам равны: [pic]. Значение ЭДС
[pic] приняты из [2, таблица 6.1].
[pic]
[pic]

2.4. Определение системных параметров

[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
Определим количество ЛЭП и сечение проводов
[pic]; [pic]
[pic], где [pic] – максимальный переток в систему; [pic] – придельная мощьность линии [1].
[pic].
Выберим провод АС 240/39.
[pic]; [pic] [pic].

2.5. Расчет симметричного короткого замыкания в узле К-1

Преобразуем схему замещения (рисунок 3) к простейшему виду (рисунок 3, а).

[pic] (рисунок 3, б);
[pic];
[pic] (рисунок 3, в);
[pic](рисунок 3, г);
[pic](рисунок 3, д);
[pic](рисунок 3, е);
[pic]
[pic] (рисунок 3, а).

Искомая величина периодической составляющей аварийного тока от эквивалентной системы
[pic].
Начальное значение периодической слагающей аварийного тока от генераторов
[pic].
Искомый аварийный ток
[pic].
Номинальный приведенный ток группы генераторов
[pic], где
[pic].
Определим отношение
[pic].
По типовым (основным) кривым [2, рисунок 3.26] для [pic] определим отношение [pic].
Искомый аварийный ток от генераторов
[pic].
Искомый аварийный ток в месте КЗ
[pic].
Определим ток апериодической составляющей по формуле (2.4)
[pic], (2.4) где [pic] – время срабатывания выключателя; для системы [pic] [3]; для генератора [pic].
Определим ударный ток по формуле (2.5)
[pic], (2.5) где для системы [pic] [3]; для генератора [pic].
Определим процентное содержание апериодического тока
[pic].
Определим интеграл Джоуля
[pic], где
[pic], где [pic] – относительный интеграл Джоуля.
[pic].
Результаты расчета всех точек короткого замыкания сведем в таблицу 2.1.

Таблица 2.1 – Результаты расчетов токов короткого замыкания

|Точка КЗ |источник |[pic] |[pic] |[pic] |[pic] |[pic] |[pic] |
|К-1 |Генер.+бл. тр-ор |1.7 |1.63 |2.1 |4.7 |42.8 |6.39 |
|шины | | | | | | | |
|220 кВ | | | | | | | |
| |Система |6.8 |6.8 |3 |16.5 | | |
| |Сумма |8.5 |8.43 |5.1 |21.5 | | |
|К-2 |Генер.+бл. тр-ор |10.3 |9.9 |2.5 |28.3 |47.1 |55.6 |
|шины | | | | | | | |
|110 кВ | | | | | | | |
| |Система |7.6 |7.6 |9.3 |17.1 | | |
| |Сумма |17.9 |17.5 |11.8 |45.4 | | |
|К-3 |Генер.+бл. тр-ор |32.1 |23.4 |30.1 |88.7 |91.8 |1854.7 |
|шины | | | | | | | |
|генератор| | | | | | | |
|а | | | | | | | |
| |Система |35.9 |35.9 |3.5 |92.9 |6.9 |5232.6 |
| |Сумма |68 |59.3 |33.6 |181.6 |98.7 |7087.3 |
|К-4 |Генер.+бл. тр-ор |32.1 |23.4 |30.1 |88.7 |91.8 |1854.7 |
|шины | | | | | | | |
|генератор| | | | | | | |
|а | | | | | | | |
| |Система |38.7 |38.7 |3.8 |100.2 |7.01 |6054.6 |
| |Сумма |70.8 |62.1 |33.9 |188.9 |98.81 |7935.3 |
|К-5 |Система |48.6 |48.6 |4.7 |125.9 |6.9 |9589.6 |

-----------------------

[pic]
[pic]

[pic]