Выбор основного технологического оборудования

Введение.

Электроэнергетика играет ведущую роль в развитии промышленности. В настоящее время большинство энергетических предприятий России выработали свой ресурс полностью или более чем на 50%.

Поэтому необходимо проектировать и строить новые электростанции, оснащенные современным оборудованием, средствами измерения и автоматического управления теплоэнергетическим процессом.

В настоящее время промышленность выходит из кризиса и все больше нуждается в тепловой и электрической энергии. Строятся новые жилые массивы и производственные комплексы, что предопределяет ввод в эксплуатацию все новых и более мощных электростанций.

В дипломном проекте поставлена задача спроектировать тепловую электрическую станцию мощностью 220 МВт.

 В теплотехнической части проекта производится выбор основного оборудования, и расчет годового отпуска тепло и электроэнергии.

В электрической части производится выбор оптимального варианта схемы электрических соединений станции на основании технико-экономического сравнения рассматриваемых вариантов. После чего выбираются схемы и конструкции распределительных устройств всех напряжений, определяются схемы рабочего и резервного питания собственных нужд электростанции, производится выбор аккумуляторной батареи и установок постоянного тока. Помимо этого в электрической части производится выбор коммутационных аппаратов, измерительных трансформаторов тока и напряжения, ограничителей перенапряжения и токоведущих частей.

В технико-экономической части определяется общая численность персонала станции. Рассчитываются годовые затраты станции по отдельным статьям, на основании чего планируется себестоимость отпускаемой энергии, производится анализ безубыточной работы ТЭЦ.

В разделе охраны труда рассчитывается заземление ОРУ 110 кВ.    













Общий баланс мощности ТЭЦ и выбор синхронных генераторов

1.1 Исходные данные 



1.2 Выбор генераторов

По заданной номинальной мощности Pн=110 МВт и номинальному напряжению Uном=10,5 кВ принимается к установке турбогенератор типа ТВФ-110-2ЕУЗ. Номинальные параметры данного генератора приведены в таблице 1.2.

Таблица 1.2 – Номинальные параметры генераторов 



1.3 Построение графиков нагрузки



Согласно заданию проектируемая станция должна обеспечивать электроэнергией потребителей, в качестве которых выступают предприятия черной металлургии на напряжении 10 кВ и 110 кВ. Характерные суточные графики электрических нагрузок  приведены на рисунках 1.1, 1.2.



Величина максимальной  активной нагрузки потребителей Pmax, МВт:



 ,                                               (1.1)



где Nл – количество линий, шт;

Рл – мощность одной линии, МВт;



Pmax10 = 253,1=77,5 МВт,

Pmax110=4 22=88 МВт.



Максимальная реактивная мощность потребителей Qmax, Мвар:



=tg(arccos )                                           (1.2)

Qmax10=  77,5tg(arccos 0,85)=48,03 Мвар,

Qmax110=88tg(arccos 0,85)=54,54 МВар.



Полная мощность потребителей Smax, МВЧА:



Smax=                                            (1.3)

Smax10= =91,18 МВ?А,

Smax10==103,53 МВ?А.



Данные для построения графиков нагрузок на напряжении 10 кВ приведены в таблице 1.3.



Таблица 1.3 – Данные для построения графика нагрузок на напряжении 10 кВ



Рисунок 1.1-График нагрузки для потребителей 10  кВ



Данные для построения графиков нагрузок на напряжении 110 кВ приведены в таблице 1.4.



Таблица 1.4 - Данные для построения графиков нагрузок на напряжении 110 кВ 



Рисунок 1.2-График нагрузки для потребителей 110 кВ





1.4 Общий баланс мощности

Общий баланс мощности представляет собой баланс между общей электрической и установленной мощностью станции. Суммарная нагрузка определяется путем суммирования нагрузок на всех напряжениях. Суммарная мощность нагрузки PП, МВт, отдаваемая внешним потребителям:



PП = Pmax10 + Pmax110                                                                (1.4)

PП = 77,5 + 88 = 165,5 МВт.



Баланс активной мощности  Pmax , МВт, в максимальном режиме:



        Pmax =PГС(1-?С.Н.)-PП,                                  (1.5) 

                                   

где PГС – суммарная активная мощность генераторов станции, МВт;

?С.Н. – удельный расход на собственные нужды, принимается равным 0,1 о.е.[5];



PГС =nPГ,                                                                             (1.6)



где n – количество генераторов;

PГ – активная мощность генератора, МВт;



PГС =2110 = 220 МВт,

 Pmax =220(1-0,1)- 165,5 = 32,5 МВт.



   Баланс активной мощности  Pmin , МВт, в минимальном режиме:



 – ?С.Н.) - ,                                  (1.7)



где  – коэффициент понижения нагрузки в минимальном режиме, ;



 – 0,1) -  = 52,36 МВт.



Баланс мощности в аварийном режиме PАВ, МВт, при отключении одного генератора в максимальном режиме:



PАВ =( PГС - ) (1 - ?С.Н.) - ,                             (1.8)

PАВ =( 220 - 110) (1 – 0,1) – 165,5 = - 66,5 МВт.

Таким образом, видно, что в максимальном и минимальном режиме станция избыточна и выдает мощность в энергосистему, а в аварийном режиме станция дефицитна и для питания потребителей необходима мощность из энергосистемы.



1.5 Определение расхода электроэнергии на собственные нужды



Расход активной мощности на собственные нужды ТЭЦ PС.Н. ТЭЦ, МВт составляет:



PС.Н. ТЭЦ = ?С.Н. PГ ТЭЦ,                                                  (1.9)

PС.Н. ТЭЦ =0,1220 = 22 МВт.



Расход реактивной мощности на собственные нужды ТЭЦ QС.Н. ТЭЦ, Мвар составляет:



=PС.Н. ТЭЦ tg(arccos ),                                (1.10)

=22 tg(arccos 0,85) = 13,63 Мвар.



Расход полной мощности на собственные нужды ТЭЦ SС.Н. ТЭЦ, МВ?А составляет:



SС.Н. ТЭЦ  = ,                                         (1.11)   

SС.Н. ТЭЦ  = = 25,88 МВ?А.



Таким образом, расход электроэнергии на собственные нужды ТЭЦ, составляют 11,8 % от мощностей генераторов. 

















































































Тепломеханический раздел



2.1 Выбор основного технологического оборудования

При выборе типов турбин для ТЭЦ определяющими являются давление и расходы  отборов пара для промышленных и коммунально-бытовых потребителей. Для проектируемой ТЭЦ выбираются теплофикационные турбины типа «Т». В зимнее время теплофикационная турбина должна покрыть из отборов 40-70 % [16] максимума тепловой нагрузки по отоплению, вентиляции и горячему водоснабжению, а остальную часть тепловой нагрузки обеспечивают пиковые водогрейные котлы (ПВК).

Основное оборудование необходимо стремится выбрать однотипным, так как при этом обеспечивается возможность максимальной индустриализации строительства, а кроме того, улучшаются условия эксплуатации и ремонта и сокращается количество обслуживающего персонала.

На основании вышеизложенного, на ТЭЦ устанавливаются две турбины типа Т-110/120-130, основные параметры которых приводятся в таблице 2.1.



Таблица 2.1 – параметры турбоагрегатов





Как видно из таблицы 2.1, турбины данного типа в количестве двух штук могут обеспечить:

а)необходимую электрическую мощность, МВт;



2,                                               (2.1)



где  – номинальная электрическая мощность одной турбины, МВт;

 – максимальная нагрузка станции, МВт;



     77,5+88 = 165,5 МВт,

2 110=220 МВт  165,5 МВт.  





б) Коэффициент теплофикации в заданных пределах , %,

 =   100%,                                          (2.2)



где - номинальная мощность отборов, МВт;

 - расчетная максимальная отопительная нагрузка, МВт;



 =   100%  = 58,29%.  



Конденсационная паровая турбина Т-110/120-130 с теплофикационными регулируемыми отборами пара, максимальная электрическая мощность которой достигает 120 МВт, предназначена для привода электрического генератора типа ТВФ-110-2ЕУЗ с частотой вращения 3000 об./мин., основные параметры которого приводятся в таблице 1.2.

Паропроизводительность котла выбирается на основе максимального расхода острого пара через турбину. Котлы целесообразно выбирать одинаковыми, так как это позволяет унифицировать турбины по расходу на них пара. Для выбора типа котла, помимо его производительности и параметров пара, надо еще учитывать вид сжигаемого топлива.

  Для проектируемой ТЭЦ с энергоблоками по 110 МВт в тепловой части применяется схема с поперечными связями по пару. При этом резервные котлы не предусматриваются, и производительность котла определяется максимальной потребностью в паре с учетом собственных нужд и с запасом до 3%[5].

Расход пара на турбину G0, кг/с:



 G0 =  ,                                                            (2.3)



где Gs- суммарный расход острого пара на турбину, кг/с;

G0 =  = 139,175 кг/с.



Суммарный расход пара GST, кг/с, на турбины с учетом запаса по паропроизводительности составляет:





GST  = G0 n,                                                       (2.4) 

GST  = 139,175  2 = 278.35 кг/с.



При данном расходе пара целесообразно использовать котлы БКЗ-500-140-1 в количестве 2-х штук. Суммарная выработка пара котлами составляет:



Gs. ном = 140 2 = 280 кг/с 278.35 кг/с.



Таким образом, к установке на ТЭЦ принимаются котлы типа БКЗ-500-140-1, основные параметры которых приводятся в таблице 2.2 [11].

Таблица 2.2 – параметры котлоагрегатов.





Поскольку из отопительных отборов турбин покрывается только 58,29% заданной тепловой нагрузки потребителя, дополнительно требуется установка ПВК.

Необходимая мощность ПВК , МВт:

   

= ,                                               (2.5)

700 – 2  204 = 292 МВт.



Намечается к установке ПВК типа ПТВМ – 100. 

Число ПВК n:



n =  ,                                                         (2.6)

n =  = 2.51.



Принимается к установке три ПВК типа ПТВМ – 100, основные параметры которых представлены в таблице 2.3 [13].





Таблица 2.3 - параметры ПКВ ПТВМ – 100





Исходя из таблицы 2.3, номинальная тепловая мощность всех ПВК составит:



 = 3  116 = 348 МВт.



2.2 Расчет годового отпуска теплоты и выработки электроэнергии ТЭЦ



В теплосети, питаемой от проектируемой станции расчетная тепловая нагрузка Q?от=700 МВт; доля нагрузки горячего водоснабжения ?г.в.=0,175; расчетные температуры теплоносителя ??1/??2=144/67 оС.

В дипломном проекте принимаем:

- продолжительность отопительного периода 215 суток;

- расчётная температура наружного воздуха для проектирования системы отопления tн.о.=  -30 оС.

В таблице 2.4 показано число часов за отопительный период со среднесуточной температурой наружного воздуха.

Таблица 2.4 - Число часов за отопительный период со среднесуточной температурой наружного воздуха 





Отопительная нагрузка, соответствующая полной загрузке отопительных отборов турбин   = 408МВт.

Максимальная нагрузка ПВК    = 292 МВт.

Тепловая нагрузка на нужды горячего водоснабжения Qг.в. , МВт:



Qг.в. =                                            (2.7)

Qг.в. = 0,175 700 = 122,5 МВт.



Тепловая нагрузка при переходе от качественного регулирования к количественному и наоборот , МВт:



 =  - (  – tн.о.)   ,                                (2.8)  

   

где   - температура наружного воздуха при которой происходит переход от качественного регулирования тепловой нагрузки к количественному,  = 0 °C;

tн.о.  - расчётная минимальная температура наружного воздуха, °С;

 - производная от тепловой нагрузки ТЭЦ по температуре наружного воздуха, МВт/°С,

                        =  ,                                         (2.9)



где tв.р. - расчетная температура в отапливаемых помещениях, tв.р. = +18 °С;



  =  =12,03 МВт/°С,

 =  - (  – .)  12,03 = 339,1 МВт.

	

	Тепловая нагрузка при включении отопления, МВт:

	

	 =  - (tв.о.– tн.о.)  ,                               (2.10)

	

где tв.о. - температура наружного воздуха при которой происходит включение отопления, tв.о. =+8 °С;



	= 700 – (8 – (- 30)) 12,03 = 242,86 МВт.

	

	График отопительных тепловых нагрузок представлен на рисунке 2.1.





Рисунок 2.1 - Графики отопительных тепловых нагрузок

Далее на основе данных приведённых в таблице 2.4, определяется число часов отопительного периода, приходящихся на стандартные температурные интервалы. Затем рассчитывается отопительная нагрузка, соответствующая средней температуре воздуха в каждом из этих интервалов. Результаты расчёта сводятся в таблицу 2.5. 



Таблица 2.5- Результаты расчета параметров тепловой сети QОТБОТ





На рисунке 2.2 приводится график продолжительности отопительных нагрузок.



 Рисунок 2.2 - График продолжительности тепловых нагрузок

В отопительный период до температуры -7,5 °С все агрегаты загружаются равномерно. При температуре от -7,5 °С до 8°С турбины работают с неполной загрузкой отопительных отборов.  При работе в неотопительный период 1 агрегат работает с неполной загрузкой отопительных отборов, один агрегата выводится в плановый ремонт. Распределение тепловой нагрузки  ТЭЦ приводится в таблице 2.6.



Таблица 2.6-Распределение тепловой нагрузки



На базе таблиц 2.5, 2.6 производится ориентировочный расчет годового отпуска теплоты и выработки электроэнергии на станции. 



Годовой отпуск теплоты потребителю  , МВт·ч:



 =  ,                                             (2.11)

	 = 700,00?20+669,93?97+609,78?211+549,63?462+489,48?730+429,33?960+

+369,18?1320+290,98?1430+122,50?3530=2566878,15 МВт·ч



Годовой отпуск теплоты потребителю на нужды отопления, вентиляции и горячего водоснабжения из отборов турбин «Т»  , МВт·ч:



 =  ,                                         (2.12)



где m - количество турбин «Т», шт:



	 = 2?(204?20+204?97+204?211+204?462+204?730+204?960+184,59?1320+

	+145,49?1430)+122,50?3530=2347677,40 МВт·ч.

	

Годовой отпуск теплоты потребителю на нужды отопления, вентиляции и горячего водоснабжения от ПВК , МВт·ч:



 =  -  ,                                               (2.13)

	 = 2566878,15-2347677,40=219200,75 МВт?ч.

	

Выработка электроэнергии за год турбинами типа «Т» , МВт·ч:



 = ,                                         (2.14)

	 = 2?(85,48?20+87,21?97+90,49?211+96,7?462+96,79?730+99,73?960+

	+92,79?1320+74,62?1430+72,15?3530)=1193738,82 МВт?ч.

	

		Затраты теплоты на турбины типа " Т " на интервале отопительного периода , МВт?ч:

	 = n ? G0 ? (i0 - пв) ?  ? 10-3,                                      (2.15)

		 = 2·121,99·(3494,7– 999,7)?20?10-3=12174,60 МВт?ч.

		

		Суммарные затраты теплоты на турбины типа " Т " в течение года , МВт·ч:

		

		 = ,                                                 (2.16)

 = 12174,60+59419,52+130800,52+289717,10+462877,89+615039,46+

		+767955,01+652987,91+727839,40=3718811,42 МВт·ч.

		

		Затраты теплоты на выработку электроэнергии за год турбинами типа "Т " , МВт·ч:

		 =  -  ,                                           (2.17)

										 = 3718811,42 –2347677,40= 1371134,02 МВт·ч.

										

	Удельный расход теплоты турбинами типа "Т " на выработку электроэнергии , о.е.:

	 =  ,                                                    (2.18)

	 =  = 1,149.

Абсолютный к.п.д. турбоагрегатов по выработке электроэнергии, , о.е.:

 =  ,                                             (2.19)

 =  = 0,871.



Расход теплоты парогенератора турбинами типа «Т» , МВт·ч:



  (G0 ? (1+ут) ? (i0 - пв) + G0  ? пр ? (iпр - пв)) ? t j ,               (2.20)



где ут - утечки пара через уплотнения турбины и коллекторов,ут = 0,015; i0 – энтальпия острого пара котлоагрегата, кДж/кг [14], i0 = 3478,8; пр - расход пара из котла в расширитель непрерывной продувки, пр = 0,015; iпр – энтальпия пара, поступающего на продувку, кДж/кг [14], iпр = 1600,4;

	  (2·121,99·(1+0,015)·(3494,7– 999,7)+2?121,99·0,015·(1600,4 – 999,7)) ·2?10-3 =

	=12401,19 МВт·ч.

	

Суммарный расход теплоты на котлоагрегаты в год , МВт·ч:



	  Qкаj,                                           (2.21)

 12401,19+60525,42+133234,93+295109,21+471492,80+626486,34+782247,90+

	+665141,07+741385,68=3788024,54 МВт·ч.

	

	К.п.д. транспорта теплоты, о.е.:

	

 =  ,                                                    (2.22)

 =  = 0,982.



К.п.д. ТЭЦ по выработке электроэнергии , о.е.:



 =  ,                                         (2.23)



где  – к.п.д. котлоагрегатов,  = 0,905;



 =  = 0,774



К.п.д.  ТЭЦ по отпуску теплоты , о.е.:



 = ,                                          (2.24)



где  – к.п.д. турбоустановки по отпуску теплоты,  = 0,995;



 =  = 0,884.



Удельный расход топлива ТЭЦ на выработку электроэнергии , кг.у.т./кВт·ч:



=  ,                                                      (2.25)

=  = 0,159 кг.у.т./кВт·ч.



Удельный расход топлива ТЭЦ по отпуску теплоты , кг у.т./ГДж:



 = ,                                                      (2.26)

=  = 38,575 кг.у.т./кВт·ч.

		Данные технико-экономические показатели и распределение нагрузок между агрегатами используется в организационно-экономической и электрической частях дипломного проекта.











3 Выбор и обоснование оптимального варианта главной схемы.



3.1  Составление вариантов структурной схемы станции.



Главная схема должна обеспечивать безотказную выдачу мощности станции, т.е. быть надежной. Надежность  это один из основных требований, предъявляемых к схемам электрических соединений станции. 

Вторым важным требованием к схемам электростанции является экономичность, под которой понимается требование минимальных затрат материальных ресурсов и времени на сооружение станции и минимальных ежегодных расходов на ее эксплуатацию.

Существенным также является требование маневренности, которое подразумевает возможность легкого приспособления схемы к изменяющимся условиям работы.

Схема электрических соединений станции зависит также от соотношения мощности нагрузки на генераторном напряжении и суммарной мощности генераторов, которые должны покрывать эту нагрузку.

Количество генераторов  n10 , шт, необходимое для покрытия местной нагрузки:



n10 =  + 1,                                               (3.1)

n10 =  + 1 = 1,78,



Принимаем количество генераторов  n10 = 2.

На проектируемой электростанции мощность нагрузки на генераторном напряжении, от суммарной мощности генераторов, ее покрывающих, составляет P10, %:



P10 =  100%,                                               (3.2) 

P10 =  100% = 35,23%.



Так как мощность нагрузки на генераторном напряжении составляет менее 50%  и более 30 % от суммарной мощности генераторов, напряжение которых совпадает с напряжением местной распределительной сети, то наиболее целесообразно сравнивать структурные схемы с применением для питания нагрузки 10 кВ  генераторного распределительного устройства (ГРУ) и комплектного распределительного устройства (КРУ).

Количество блоков генератор-трансформатор, присоединенных к РУ 110 кВ:



n110 =  ,                                            (3.3)

n110 =  = 1,67.



Таким образом, к РУ 110 кВ может быть присоединено два генератора.  

С учетом сказанного выше, намечаются два варианта структурных схем проектируемой ТЭЦ:

а) Два генератора присоединяются к ГРУ, которое через трансформаторы связи присоединяется к РУ 110 кВ. Связь с системой на напряжении 220 кВ. Связь между распредустройствами 220 кВ и 110 кВ осуществляется посредством автотрансформаторов связи.  Линии потребителей местной нагрузки присоединены к ГРУ. Схема представлена на рисунке 3.1. 

б) Генераторы присоединяются к обмотке НН автотрансформатора. Для питания нагрузки 10 кВ применяется КРУ 10 кВ, подключенное отпайками от блоков генератор-автотрансформатор через реакторы. Связь с системой на напряжении 220 кВ. Связь между распредустройствами 220 кВ и 110 кВ осуществляется посредством  автотрансформаторов связи.  Схема представлена на рисунке 3.2. 





Рисунок 3.1 – Первый вариант структурной схемы ТЭЦ



Рисунок 3.2– Второй вариант структурной схемы ТЭЦ





3.2 Выбор трансформаторов



3.2.1 Определение расхода на собственные нужды



	Расход активной мощности РСН , МВт, на собственные нужды ТЭЦ для одной секции ГРУ (одного блока) составляет:

	

	РСН = ?с.н.ЧРГ,                                                          (3.4)

	РСН =0,10Ч110=11 МВт.

	

	Расход реактивной мощности Q СН, МВт,  на собственные нужды ТЭЦ для одной секции ГРУ (одного блока) составляет:

	

	Q СН= РСН Чtg(arccos ),                                                     (3.5)

	QСН= 11 Чtg(arccos 0,8)=8,25 Мвар.

	

	Расход полной мощности  SСН , МВт, на собственные нужды ТЭЦ для одной секции ГРУ (одного блока)  составляет:

	

	SСН =  ,                                                 (3.6)

	SСН =  = 13,75 МВ  А.

	

	3.2.2 Выбор трансформаторов связи для первого варианта

	

		Выбор трансформаторов связи. Для выбора трансформаторов связи Т3 и Т4 определяются перетоки мощности S, МВ·А в трех режимах по формулам:

		1) режим максимальной нагрузки:

		

		Smax =  ,       (3.7)

		

	Где

	

	.tg(arccos ),                                                     (3.8)

	110Чtg(arccos 0,8)=82,5 Мвар,

	Smax =  = 156,89 МВ  А;

	

		2) режим минимальной нагрузки:

		

		Smin =  ,      (3.9) 

	Smin =  = 173,16 МВ  А;

		

	3) аварийный режим-отключение одного генератора на ГРУ при максимальной нагрузке на шинах  10 кВ:

	

	Sав =  .                  (3.10)

	Sав =  = 33,91 МВ  А.

	

	Номинальная мощность трансформатора связи Sном, МВ?А, выбирается исходя из условия: 

	

	Sном  ,                                                            (3.11)

	

где   Sp.max - максимальная расчетная мощность, протекающая через трансформатор, МВ?А;

kав- коэффициент аварийной перегрузки, учитывающий отключение параллельно работающего трансформатора,  kав =1,4 ;

	n- число параллельно работающих трансформаторов;

	

		Sном  = 123,69 МВ?А.

		

		Выбирается трансформатор связи ТРДЦН-125000/110. Параметры трансформатора приведены в таблице 3.1.

		

			3.2.3 Выбор автотрансформаторов связи для первого варианта

			

	Для выбора автотрансформаторов связи Т1 и Т2 определяются перетоки мощности в трех режимах по формулам, МВ·А:

			1) режим максимальной нагрузки

			

			Smax=;(3.12)

		Smax =  = 56,27 МВ·А,

			

		2) режим минимальной нагрузки

		

		Smin=;(3.13)

		Smin =  = 89,59 МВ·А,

		

	  3) аварийный режим-отключение одного генератора на ГРУ 10 кВ при максимальной нагрузке на шинах  10 кВ и 110 кВ

	

		Sав = .      (3.14)

		Sав =  = 72,28 МВ·А.

		

		Номинальная мощность автотрансформатора связи выбирается по условию (3.11): 

		

		Sном  = 64 МВ?А.

		

		Выбирается автотрансформатор связи АТДЦТН-125000/220/110. Параметры автотрансформатора приведены в таблице 3.1.

		

		3.2.4 Выбор автотрансформаторов связи для второго варианта

		

		3.2.4.1 Расчет перетоков мощности через обмотки автотрансформаторов

		

Для выбора автотрансформаторов Т1 и Т2 необходимо рассчитать загрузки обмоток автотрансформаторов при максимальной, минимальной нагрузках и в аварийном режиме (отключение блока генератор-автотрансформатор Т1-G1 при максимальной нагрузке нагрузке на шинах 10 и 110 кВ).

Определяется переток мощности S, МВ?А, по обмотке СН в трех режимах:

1) максимальный режим:



SСmax =  ,                                     (3.15)

SСmax =  = 103,53 МВ?А;



2) минимальный режим:



SСmin = ,                                       (3.16)

SСmin =  = 84,89 МВ?А;



3) аварийный режим-отключение блока генератор-автотрансформатор при максимальной нагрузке:



		SСав = ,                                          (3.17)

		SСав =  = 103,53 МВ?А.

		

Определяется переток мощности S, МВ?А, по обмотке НН в трех режимах:

1) максимальный режим:



		SНmax =  ,       (3.18)

	SНmax =  = 156,89 МВ  А;

	

		2) режим минимальной нагрузки:

		

		SНmin =  ,      (3.19) 

	SНmin =  = 173,16 МВ  А;

	

3) аварийный режим-отключение блока генератор-автотрансформатор  при максимальной нагрузке:



	SНав =  .                  (3.20)

	SНав =  = 33,91 МВ  А.

	

Определяется переток мощности S, МВ?А, по обмотке ВН в трех режимах:

1) максимальный режим:



			SВmax=; (3.21)

		SВmax =  = 56,27 МВ·А,

2) минимальный режим:



		SВmin=; (3.22)

		SВmin =  = 89,59 МВ·А,

		

3) аварийный режим-отключение блока генератор-автотрансформатор   при максимальной нагрузке:



		SВав = .      (3.23)

		SВав =  = 72,28 МВ·А.

		

Перетоки мощности через обмотки автотрансформаторов представлены на рисунке 3.3.







Рисунок 3.3-Перетоки мощности через обмотки автотрансформатора Т1 (Т2)

3.2.4.2 Выбор автотрансформаторов Т1 и Т2



		Исходя из рисунка 3.3 и вышеприведенных расчетов, делается вывод, что наибольшую загрузку обмотки автотрансформаторов имеют в аварийном режиме при передаче мощности ВНСН, ННСН (комбинированный режим).

	Номинальная мощность автотрансформатора при работе в аварийном режиме определяется загрузкой общей обмотки SО , МВ?А, и определяется  по выражению:

	

	SО = ,                                     (3.24)

	

	где  – коэффициент выгодности, о.е.;

	

	 = ,                                                    (3.25)

	 =  = 0,5,

		SО =  = 68,03 МВ·А.

		

	Номинальная мощность Sном, МВ?А,  автотрансформатора определяется  по выражению:

	

Sном ,                                             (3.26)

Sном = 136.06 МВ·А.



			При трансформаторном режиме передачи мощности ННСН, ННВН номинальная мощность автотрансформатора (при отключении одного автотрансформатора) Sном, МВ?А, определяется по формуле:

			

			Sном ,                                                   (3,27)

			Sном = 123,69 МВ·А.



Проверяется загрузка обмотки НН автотрансформатора по выражению:

Sном,                                         (3.28)

			Sном = 247.5 МВ·А.

			

		Исходя из вышеприведенных условий, выбирается автотрансформатор связи АТДЦТН-250000/220/110. Параметры автотрансформатора приведены в таблице 3.1.

		

Таблица 3.1 – Номинальные параметры трансформаторов и автотрансформаторов



	

	 3.3 Предварительный выбор линейных реакторов

	

	Для варианта № 1 на ГРУ 10 кВ  предполагается установить два сдвоенных  реактора, к которым подключено по 12 и 13 линий нагрузки.

	Ток ветви реактора в нормальном режиме Iнорм.в, кА:

	

	Iнорм.в= ,                                                    (3.29)

	

	где - мощность нагрузки 7 линий, подключенных к одной ветви реактора, МВ·А;

	

	 =  ,                                                    (3.30)

	 =  =25,529 МВ·А,

		Iнорм.в=  = 1,404 кА.

		

	Максимальный ток ветви реактора Imax.в, кА:

	

	Imax.в= Iнорм.в,                                                      (3.31)

	

	Выбирается 2 реактора типа РБСДГ-10-2х1600. 

	Для варианта №2 с КРУ предполагается установить по два  одинарных реактора к каждому генератору, к трем из которых подключено по 6 линий нагрузки, к четвертому – 7 линий нагрузки. 

	Ток ветви реактора в нормальном режиме:

	

	Iнорм.=  = 1,404 кА

	

	В аварийном режиме максимальный ток ветви реактора будет при отключении одного реактора:

	 

	 Imax.в= ,                                           (3.32)

	

	где - мощность нагрузки 13 линий, подключенных к реактору, МВ·А;

	

	 =  = 47,41 МВ·А

	Imax.в=  = 2.607 кА.

	

	Выбирается реактор типа РБДГ-10-4000.

	Схемы ГРУ и КРУ представлены на рисунках 3.4, 3.5.



Рисунок 3.4-Схема ГРУ 10 кВ 





Рисунок 3.5-Схема КРУ 10 кВ 



  3.4 Предварительный выбор секционного реактора



	Выбор секционного реактора для второго варианта производиться по условию:

	

	Iном р?0,6?Iном г,                                                           (3.33)

Iном р?0,6Ч7,56?4,54 кА.



Выбирается 2 реактора РБДГ-10-2500.



3.5 Технико-экономическое сравнение вариантов структурной схемы



Экономическая целесообразность схемы определяется критерием минимума  дисконтированных издержек ДИк, тыс.руб.: 



ДИк = Кк +  ,                                          (3.34)



где k – номер варианта;

t  - текущий год;

К – капиталовложения на сооружение установки, тыс.руб.;

ИОРК.kt – издержки на обслуживание и ремонт, тыс.руб./год;

ИПОТК.kt – стоимость потерь электроэнергии, тыс.руб./год;

ТР – расчетный период, равный 22 годам;

i – коэффициент дисконтирования;

Уkt – ущерб от недоотпуска электроэнергии, тыс. руб./год.

Т.к. сравниваются равноценные по надежности схемы, ущерб от недоотпуска  электроэнергии Уkt не учитывается.

Капиталовложения  определяются по укрупненным показателям стоимости элементов схемы [9]. Расчет капитальных затрат приведен в таблице 3.2.



Таблица 3.2 – Капитальные затраты





Издержки на обслуживание и ремонт определяются по формуле:



ИОР=НОРК,                                                   (3.35)



где НОР – норматив отчислений на обслуживание и ремонт, %, для оборудования с напряжением 10,110 кВ принимается равным 0,059; 220 кВ-0,049 [8].

Стоимость потерь электроэнергии определяется по формуле ИПОТ, тыс.руб.:



ИПОТ=ПОТ ?W ,                                          (3.36)



где ПОТ – средний тариф на электроэнергию, принимается 432 коп/кВтЧч.

Потери электроэнергии в  трансформаторе ?Wт, МВт?ч, определяются по формуле:

?Wт = РхЧТ + РкЧ(Sмах/Sном)2Ч?,                                 (3.37)



где Рх – потери мощности холостого хода, кВт;

Т – продолжительность работы трансформатора, равная 8760 ч;

Рк – потери мощности короткого замыкания, кВт;

Sмах – расчетная(максимальная) нагрузка трансформатора, МВЧА;

Sном – номинальная мощность трансформатора, МВЧА;

? -  продолжительность максимальных потерь, определяется  в зависимости от числа часов использования максимальной нагрузки Тmax, ч;



? = (0,124 + Тmax?10-4)2 ?8760.                                   (3.38)



Потери электроэнергии в автотрансформаторе ?Wат, МВт?ч, определяются по формуле:



?W ат= РхЧТ + Рк.в Ч(Sмах.в /Sном)2Ч?в+ Рк.с Ч(Sмах.с /Sном)2Ч?с+Рк.н Ч(Sмах.н /kтип?Sном)2Ч?н ,  (3.39)



где Рх – потери мощности холостого хода, кВт;

Ркв, Ркс, Ркн – потери мощности короткого замыкания в обмотках ВН,СН,НН  соответственно, кВт;                             

Sмах.в, Sмах.с, Sмах.н  – расчетная(максимальная) нагрузка соответствующих обмоток трансформатора, МВЧА;

Sном – номинальная мощность трансформатора, МВЧА;

Т – продолжительность работы трансформатора,  равная 8760 ч;

?в ,?с, ?н -  продолжительность максимальных потерь для каждой обмотки, определяется  в  зависимости от числа часов использования  максимальной нагрузки ТМ. ч.

Потери короткого замыкания определяются по выражению РК, кВт:



Рк.в = 0,5? ,                              (3.40)

Рк.с = 0,5? ,                              (3.41)

Рк.в = 0,5? ,                              (3.42)



где - потери мощности короткого замыкания между обмотками ВН и СН, кВт;

- потери мощности короткого замыкания между обмотками ВН и НН, кВт;

- потери мощности короткого замыкания между обмотками СН и НН, кВт.

Потери мощности короткого замыкания Рк, кВт, при не загруженной обмотке НН определяются:

Ркв= Ркс= Pквс/2.                                            (3.43)

3.5.1 Расчёт потерь электроэнергии для первого варианта

Потери электроэнергии  в трансформаторе Т3 (Т4).  Для определения потерь в трансформаторе связи строится график перетока мощности, расчет приведен в таблице 3.3.



Таблица 3.3-Расчет перетоков мощности через трансформаторы Т3, Т4





По таблице (3.3) определяется время  использования максимальной нагрузки по формуле:



Тmax =  ? 365,                                                (3.44)

Тmax =  ? 365 = 8379,19 ч.



Продолжительность максимальных потерь:



? = (0,124 + 8379,19?10-4)2 ?8760 = 8105,52 ч.



График перетоков  мощности через   трансформаторы Т3  (Т4)  представлен на рисунке 3.6. 



Рисунок 3.6-График перетока мощности через трансформаторы Т3 (Т4)



Максимальная мощность Sмах, МВ·А, протекающая через трансформаторы Т3 (Т4):

Smax= / n;            (3.45)

Smax =  / 2 = 86,58  МВ·А.



Потери электроэнергии в трансформаторе связи Т3 (Т4):



?Wт3 = 0,105 Ч8760 + 0,40 Ч(86,58/125)2Ч8105,52= 2475,25 МВт·ч.



Потери электроэнергии  в автотрансформаторе Т1  (Т2). Для определения потерь в автотрансформаторе строится график перетока мощности , расчет приведен в таблице 3.4.



Таблица 3.4-Расчет перетока мощности через автотрансформаторы Т1 (Т2)





График перетоков  мощности через автотрансформатор представлен на рисунке 3.7.



Рисунок 3.7-График перетока мощности через автотрансформатор



	По таблице (3.4) определяется время  использования максимальной нагрузки по формуле (3.44):

	

	Тmax =  ? 365 = 7004,7 ч.

	

	Продолжительность максимальных потерь:

	

	ч.

	

	Максимальная мощность Sмах.с, Sмах.в, МВ·А , протекающая через автотрансформаторы Т1 (Т2):

	

	  Smax.c=Smax.в= / n,                             (3.46)

	Smax.c=Smax.в= / 2= 44,8 МВ·А.

	Потери короткого замыкания определяются по формуле (3.43)

	

	Pкв= Pкс= 315/2=157,5 кВт.

	

	Потери электроэнергии в автотрансформаторах Т1 (Т2):

	

	?Wат1 =0,065Ч8760+0,1575Ч(44,8/125)2Ч5954,62+0,1575Ч(44,8/125)2Ч5954,62=810,34 МВт?ч.

	

3.5.2 Расчёт потерь электроэнергии для второго варианта



Потери электроэнергии  в автотрансформаторе Т1  (Т2). Для определения потерь в автотрансформаторе строится график перетока мощности по обмоткам автотрансформатора, расчет приведен в таблице 3.5.



Таблица 3.5-Расчет перетока мощности через автотрансформаторы Т1 (Т2)







Рисунок 3.8-График перетока мощности через обмотку СН автотрансформатора Т1 (Т2)



Рисунок 3.9-График перетока мощности через обмотку НН автотрансформатора Т1 (Т2)





Рисунок 3.10-График перетока мощности через обмотку ВН автотрансформатора Т1 (Т2)



Согласно расчетам, проведенным в таблице (3.5), определяется время использования максимальной нагрузки для каждой обмотки по формуле (3.43):



Тmax.н =  ? 365 = 8379,19 ч,

Тmax.с =  ? 365 = 7843,85 ч,

	Тmax.в =  ? 365 = 7004,7 ч.

	

Продолжительность максималь.......................