Практика1
.pdfДля нормальных режимов п = 1, для аварийных ( например, отключение одного из трансформаторов) п = 1,4.
Для выбора АТС рассмотрим следующие режимы:
1. Нормальный режим распределения мощностей
Минимальная нагрузка, все генераторы выдают полную мощность nбл=4:
max пер.1 = √[ бл ( Г − С.Н.) − Н ]2 + [ бл ( Г − С.Н.) − Н ]2=
= √[2 (171 − 1,71) − 201,6]2 + [2 (82,08 − 0,82) − 131,04]2=
=140,55 МВ*А.
2. Аварийный режим ( 1 генератор в блоке аварийно отключился):
max пер.1 =
√[( бл − 1) ( Г − С.Н.) − Н ]2 + [( бл − 1) ( Г − С.Н.) − Н ]2=
= √[(2 − 1) (171 − 1,71) − 240]2 + [(2 − 1) (82,08 − 0,82) − 156]2=
=102,89 МВ*А.
Условие выбора АТС, при аварийном отключении одного из них, запишем в виде:
,пер
АТС ≥ п,ав ;
Где учитывается возможность аварийной перегрузки 40% ( п,ав = 1,4)
|
|
140,55 |
|
||
≥ |
,пер |
= |
|
|
= 100,4 МВ А. |
|
|
|
|||
АТС |
п,ав |
1,4 |
|
|
|
|
|
|
По [4] выбираем 2 автотрансформатора связи по следующим параметрам: ВН = 220 кВ, СН = 220 кВ, S = 100,4 МВт.
Таблица 2.4.1 – Каталожные данные для автотрансформаторов АТДЦТН – 125000/220/110 с РПН в линии СН ±12%; ±6 ступеней.
Sном, |
|
UН, кВ |
|
|
UКЗ, % |
|
PВН- |
RВН, |
RСН, |
RНН, |
∆Р, |
∆, |
|
|||
МВт |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
СН, |
Ом |
Ом |
Ом |
кВт |
кВар |
Ix, |
UВН |
|
UСН |
|
UНН |
UВН- |
UВН- |
|
UСН- |
кВт |
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
% |
|
|
|
|
|
|
|
СН |
НН |
|
НН |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
125 |
230 |
|
121 |
|
6,6 |
11 |
45 |
|
28 |
305 |
0,52 |
0,52 |
5,2 |
65 |
625 |
0,5 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Рассмотрим допустимость комбинированного режима АТС при передаче мощности из обмотки ВН в обмотки СН и НН ( при отключении одной из групп АТС и питании сети собственных нужд от обмоток НН АТС).
Определим необходимые для расчета параметры:
НН = 0,01 Г = 0,01 6 188,1 = 11,29 МВ А;ВН = max пер − НН = 140,55 − 11,29 = 129,26 МВ А.
При этом: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
= |
max пер |
= |
|
|
140,55 |
|
= 670 А; |
|||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||
СН |
|
|
√3 СН |
|
|
√3 121 |
|||||||||||
|
|
|
|
|
|||||||||||||
ВН = |
|
|
|
ВН |
= |
|
129,26 |
= 324,5 А. |
|||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
√3 ВН |
|
|
|
|
|||||||||||||
|
|
|
√3 230 |
Номинальный ток общей обмотки для АТДЦТН – 125000/220/110:
|
|
= |
|
|
|
|
|
|
выг ; |
||||
|
|
|
|
= ном |
|
||||||||
ном |
|
|
√3 СН |
|
|
|
√3 СН |
|
|||||
|
|
|
|
|
|
||||||||
Где |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
выг = |
ВН − СН |
= |
|
220 − 110 |
= 0,5; |
||||||||
|
|
||||||||||||
|
|
|
ВН |
220 |
|
|
|
ном = 125 0,5 = 394 А. √3 110
Фактический ток общей обмотки:
0 = СН − ВН = 670 − 324,5 = 346,2 кА.
Т.к. 0 = 346,2 < ном = 394, то автотрансформатор АТДЦТН – 125000/220/110 подходит для установки, та как обмотка АТС не перегружена.
2. Выбор сечения воздушных линий.
Использовать СТО по выдаче мощности ГЭС
|
Н |
ВН |
СН |
Sпер max
Рассчитаем количество отходящих ВЛ РУ ВН uВН = 500 кВ; PГ,ном = 300
МВт; Г = 0,85; Рс.н. = 1%РГ, ном; S пер, max = 396,91 МВ*А; С = 0,85;С.Н. = 0,85.
Суммарная мощность, выдаваемая с РУ ВН:
|
|
= |
|
|
+ |
= 2 |
Г,ном − С.Н. |
+ |
||
∑ |
бл |
|
||||||||
|
|
Г |
|
пер, |
|
|
пер, |
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Г |
|
|
|
|
|
= 2 |
300 − 3 |
+ 396,91 = 1095,7 МВ А |
||||
|
|
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
0,85 |
|
По справочнику натуральная мощность uВЛ = 500 кВ; PНАТ = 900 МВт;
К = 1.
Количество отходящих линий: |
|
|
|
|
||
= |
∑ |
|
= |
1095,7 0,85 |
= 1,03. |
|
|
|
|
|
|||
|
/ |
900 |
|
|||
|
НАТ |
|
|
|
|
Принимаем 2 линии.
Количество отходящих линий принимается отх = + 1.
Рабочий ток ВЛ 500 кВ |
|
|
|
|
|
|
|||||
раб |
= |
|
∑ |
|
= |
1095,7 |
= 633 А. |
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
||||||||
|
|
√3 НОМ |
2 √3 500 |
||||||||
Расчетный ток |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
= |
|
= 633 1,0 1,0 = 633 А. |
||||||||
расч |
|
|
|
|
раб |
|
|
|
|
Принимаем привод АС – 3×300/48 доп = 690 А
- коэффициент, учитывающий одновременность ввода объектов за 5
лет;
- коэффициент, учитывающий число часов использования максимальной нагрузки.
Ток в п/ав режиме
п.ав = 2 633 = 1266 А
Ток допустимый ВЛ
доп,ВЛ = 3 доп = 3 690 = 2070 А
доп ВЛ > п,ав
Провод не меняем.
В п/ав режиме для сохранения устойчивости передаваемая мощность снижается на
′ = ∑ |
− |
НАТ |
= 1095,7 − |
900 |
|
= 36,88 МВ А |
|
0,85 |
|||||
|
|
|
|
|
|
|
В ВЛ u = 110, 220 кВ устойчивость не рассматривается.
Определяем величину максимальной нагрузки на РУВН:
|
|
= |
|
|
Г,ном − СН |
+ |
= 2 |
171 − 1,71 |
+ 140,55 = 516,75 МВ А |
∑ |
бл |
|
|
||||||
|
|
|
Г |
max пер |
0,9 |
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
Где Г – номинальный коэффициент мощности генератора, о.е.
Число линий:
∑Л = ;
220
= .
Где 220 = 200 – пропускная способность линии, МВт.
516,75Л = 200 = 2,87 ≈ 3 шт.
0,9
По стандарту к получившимся линиям нужно прибавить одну:
Л = 3 + 1 = 4 шт.
Так как линии на 220, 110 кВ делаются двухцепные, то:
Л = 2 4 = 8 шт.
Рабочий ток линии: |
|
|
|
|
|
|||
раб = |
∑ |
= |
516,75 |
= 339 А. |
||||
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|||
√3 НОМ |
|
|||||||
|
|
4 √3 220 |
Расчетный ток равен:
расч = раб = 1,05 1,2 339,02 = 427 А;
Где = 1,05 - коэффициент, учитывающий одновременность ввода объектов за 5 лет, о.е.
= 1,2- коэффициент, учитывающий число часов использования максимальной нагрузки линии Tmax.
По таблице выбираем провод АС-4х150/24.
доп.линии = 450 А.
Проверка по нагреву в послеаварийном режиме:
|
|
|
516,75 |
|
||||
п.ав = |
|
= |
|
|
|
= 452 А; |
||
|
|
|
|
|
|
|||
( − 1) √3 ном |
|
|||||||
|
|
3 √3 220 |
Ток в послеаварийном режиме превышает допустимый ток в линии, поэтому возьмем следующий провод АС – 4х185/29, у которого
доп.линии = 510 А.
Тогда
доп.линии > п.ав;
510 > 452.
Окончательно принимаем провод АС – 4х185/29.
Выбор главной схемы ГЭС на основании технико-экономического расчёта.
Схему №3 не рассматриваем, так как там один трансформатор используется два генератора и получается большой запас мощности, которая не будет использоваться, поэтому этот вариант экономически нецелесообразен.
Отличие рассматриваемых вариантов главной схемы ГЭС только РУ ВН 220 кВ.
Определим капиталовложения К для схемы РУ ВН 220 кВ по формуле:
К1=2*(К220яч.РУВН + КТ + КТ с.н.);
Где К220яч.РУВН-расчётная стоимость ячейки РУ ВН; [1]
К220яч.РУВН=17800 (на 2000 г.) *10-3*1,4*2,85=71,02 млн. руб. ;
ki=1,4-коэффициент, учитывающий район расположения ячейки;
kt=2,85-коэффициент, учитывающий рост цен.
К220Т -расчётная стоимость блочного трехфазного двухобмоточного трансформатора единичного (укрупнённого блока). [1]
К220Т =39500 (на 2000 г.)* 10-3*1,4*2,85=157,6 млн. руб. ;
К220ТСН=расчётная стоимость трансформатора собственных нужд единичного (укрупнённого блока). [5]
К220ТСН=614387 руб=0,614 млн. руб. ;
Таким образом, для единичных блоков (схема №1):
К1220=2*71,02+2*157,6+2*0,614=458,48 млн. руб.;
Для укрупнённого блока (схема №2):
К2202 =71,02+2*157,6+2*0,614=387,46 млн.руб.;
Ежегодные издержки на амортизацию, текущий ремонт и обслуживание электрооборудования электростанции пропорциональны стоимости основных фондов (капиталовложениям):
Иа+0 = α(а+0)Σ* К,
где α(а+0)Σ – норма суммарных амортизационных отчислений (отчисления на реновацию и капитальный ремонт) и затрат на эксплуатацию электроустановки (текущий ремонт и зарплата персоналу) /Приложение 10, таблица П.10 [1], о.е.
α’(а+0)Σ=0,084 о.е.;
Для варианта с единичными блоками (Схема №1):
И1а+0 = ′(а + 0) ∑ К1′ 220 = 0,084 458,48 = 38,51 млн. руб. ;
Для варианта с укрупнёнными блоками (Схема №2):
ЭС
6x40
|
|
|
|
100 км |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
РУ ВН 220 кВ |
|
|
|
|
РУ СН 110 кВ |
|
|
|
|
В1 |
|
В3 |
|
В5 |
|
В7 |
|
В9 |
|
В11 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
АТ1 |
|
|
|
Т1 |
|
Т2 |
|
Т3 |
|
|
Т4 |
|
Т5 |
|
Т6 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
АТ2 |
|
|
|
|
В2 |
Тсн |
В4 |
Тсн |
В6 |
Тсн |
В8 |
Тсн |
В10 |
Тсн |
В12 |
Тсн |
|
|
|
|
|
|
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
Резерв сн |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
С.Н. |
|
С.Н. |
С.Н. |
|
С.Н. |
|
С.Н. |
|
|
С.Н. |
Г1 |
|
Г2 |
|
Г3 |
|
|
Г4 |
|
Г5 |
|
Г6 |
|
Рисунок 1.4-Вариант структурной схемы станции №1
|
|
|
|
|
|
|
|
6x40 |
|
|
|
|
|
|
ЭС |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
100 км |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
РУ ВН 220 кВ |
|
|
|
РУ СН 110 кВ |
|
|
|
|
|
|
В1 |
|
|
|
В4 |
|
В7 |
|
В9 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
АТ1 |
|
|
|
Т1 |
|
Т2 |
|
Т3 |
|
Т4 |
|
Т5 |
|
Т6 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
АТ2 |
|
|
|
Тсн |
В2 |
В3 |
Тсн |
Тсн |
В5 |
В6 |
Тсн |
В8 |
Тсн |
В10 |
Тсн |
|
|
|
|
|
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
Резерв сн |
|
|
|
С.Н. |
|
|
С.Н. |
С.Н. |
|
|
С.Н. |
С.Н. |
|
|
С.Н. |
Г1 |
|
Г2 |
|
Г3 |
|
Г4 |
|
Г5 |
|
Г6 |
|
Рисунок 1.5- Вариант структурной схемы станции №2