Техніко-економічне обґрунтування вибору головної

Вибір схеми приєднання електростанції до енергосистеми

Проектована АЕС-3000 МВт працює в складі енергосистеми і служить для централізованого електрозабезпечення великого промислового району Хмельницької області. Зв’язок з системою виконується чотирма повітряними лініями 330 кВ та трьома повітряними лініями 750 кВ.

Лінії 330 кВ входять до складу основних системо утворюючих мереж енергосистеми.

Лінії 750 кВ є лініями міжсистемними зв’язками.

Кількість і пропускна здатність ліній електропередачі вибрані з урахуванням вимог надійної роботи енергосистеми і систем енергозабезпечення споживачів згідно з [1].

Вибір генераторів

Згідно з завданням на проектованій АЕС-3000 МВт встановлено три турбогенератори потужністю 1000 МВт, технічні дані яких згідно з [ 3 ] наведені в таблиці 1.1.

Таблиця 1.1

Примітка 1.- Турбогенератор ТВВ-1000-2У3 має безпосереднє водяне охолодження обмотки статора (НВ) і безпосереднє водневе охолодження обмотки ротора (НВР). Система збудження – безщіткова (БЩ).

Вибір двох варіантів структурної електричної схеми

Намічаємо два варіанти структурної схеми електростанції з урахуванням розподілу блоків генератор – трансформатор між РУСН-330 кВ та РУВН-750 кВ. Зв’язок між РУ- автотрансформаторний.

Визначаємо максимальну та мінімальну потужності видачі електроенергії з шин РУСН-330 кВ.

S max, CH = =4* *0,98 =1126,437 МВ*А

Smin, CH = n* *K◦ = 4* *0,98 =1112,919 МВ*А

Структурна схема варіанту 1 та 2 приведена на рисунку 1.1 та 1.2

Рисунок 1.1

Структурна схема варіанту 2 приведена на рисунку1.2

Рисунок 1.2

У варіанті 1 до шин РУСН-330 кВ приєднані два блоки G1-T1 та G2-T2 , а до шин РУВН-750 кВ приєднаний один блок G3-T3.

У варіанті 2 до шин РУСН-330 кВ приєднаний один блок G1-T1 , а до шин РУВН –750 кВ приєднані два блоки G2-T2 та G3-T3 .

Вибір блочних трансформаторів

Потужність блочного трансформатора вибираємо за умовою S_т >=S_розр., технічні дані блочних трансформаторів наведені в таблиці 1.2 згідно з [3].

Sрозр. = √(Pном.G – Рв.п.)² +(Q ном.G – Qв.п.)² =

=√(1000 – 51.2)² + (480 – 38.4)² = 1046.533 МВ*А

Для генератора ТВВ-1000-2 cos j = 0.9 ; tg j = 0.48

Q ном,G = P ном,G × tg = 1000 × 0.48 = 480 Mвар

Для навантаження РУСН-330 кВ cosj=0.86 ; tgj=0.59

Q max,сн = P max,сн × tgj = 1085 × 0,59 = 640,15 Mвар

Sв.п. = * Рном,G*Кс *1000*0.8 = 64 МВ*А

=

Кс = 0.8 згідно з [3, с.445]

Рв.п. = S в.п.*cosμ = 64*0.8 = 51.2 МВт

Qв.п. =Pв.п.*tgμ = 51.2*0.75 = 38.4 Мвар.

Таблиця 1.2

Вибір автотрансформатора зв’язку

Для вибору трансформаторів зв’язку складаємо баланс потужностей для трьох режимів роботи станції.

Максимальний режим

S_розр,1= [МВ·А]

Мінімальний режим

S_{розр, 2} = [МВ·А]

Аварійний режим

S_розр,3=

[МВ·А]

Для навантаження РУСН-330 кВ cosj=0.87 ; tgj=0.56

Q max,сн = P max,сн × tgj = 1000 × 0,56 = 560 Mвар

P max,сн = n × P max = 4 × 250 = 1000 МВт

Q min,сн = P min,сн × tgj = 988 × 0,56 = 533,28 Mвар

P min,сн = n × Pmin = 4 × 247 = 988 МВт

Варіант 1

S_{розр, 1} =√((2*1000)-(2*51,2)-1000)²+((2*480)-(2*38,4)-560)²=954,015 МВА

S_{розр, 2} =√((2*1000)-(2*51,2)-988)²+((2*480)-(2*38,4)-533,28)²= 967,584 МВА

S_розр,3 =√[((2*1000-1000)-(2*51,2-51,2)-1000) ]²+[((2*480-480)-(2*38?4-38,4)-560)]²=128,996 МВА

Варіант 2

S_{розр, 1}=√(1000-51,2-1000)²+(480-38,4-560)²=128,996 МВА

S_{розр, 2} =√(1000-51,2-988)²+(480-38,4-553,28)²=118,359 МВА

S_розр,3 =√[(1000-1000)-(51,2-51,2)-1000)]²+[(480-480)-(38,4-38,4)-560)]²=1146,124 МВА

Для варіанту 1 за значенням S_розр,max=954,015 МВА вибираємо групу з трьох однофазних автотрансформаторів типу АОДЦТН-333000/750/330 і резервну фазу однофазних.

Для варіанту 2 за значенням S_розр,max=128,996 МВА вибираємо дві групи з трьох однофазних автотрансформаторів типу АОДЦТН-333000/750/330 і резервну фазу.

Технічні дані вибраного автотрансформатора зв’язку згідно з [3] наведені в таблиці 1.3.

Таблиця 1.3

Sрозр,мах =Sном,АТ*Кn=3*333*1,4=1398,6 МВА

Sрозр,мах=1337,235 МВА< Sрозр.1 =1398,6 МВА

Одночасний вихід з ладу турбогенератора блоку й автотрансформатора зв’язу, по-перше, малоймовірні, а по-друге, поблизу проектованої АЕС є районна вузлова підстанція, зв’язана з проектованою електростанцією; через шини 330 кВ і 750кВ цієї підстанції і буде забезпечувати перетік потужності.

Вибір схеми електричних з’єднань розподільних

Установок підвищених напруг

Схема розподільної установки підвищеної напруги визначає надійність видачі електричною станцією потужності й передачі обмінних потоків потужності з однієї частини в іншу та надійність електропостачання цілого району й окремих споживачів.

Схеми електричні з’єднань РУСН-330 кВ і РУВН – 750 кВ проектованої АЕС-3000 МВт вибираємо в залежності від напруги, призначення та кількості приєднань трансформаторів і ліній згідно з [3].

Електрична схема проектованої АЕС-3000 МВт блочна .

Для РУСН-330 кВ і РУВН-750 кВ використовується схема з двома системами шин і трьома вимикачами на два приєднання.

Схеми електричні принципові варіантів1 та 2 наведені на рисунках 1.3; 1.4.

Техніко-економічне обґрунтування вибору головної

Електричної схеми

Для техніко-економічного обґрунтування вибору оптимального варіанту головної електричної схеми необхідно проаналізувати технічні та економічні

показники порівнювальних варіантів і співставити їх технічні та економічні критерії.

Технічні критерії наступні:

- надійність в роботі і безперебійність в електропостачанні споживачів, безпека і зручність в експлуатації;

- забезпечення можливості розширення або реконструкції;

- логічність і стройність технічних рішень.

За технічними критеріями намічені варіанти головної електричної схеми-рівноцінні.

Економічна доцільність головної схеми визначається мінімальними приведеними затратами.

З = ( Е_н · К + В + У ) [тис.грн./рік], (1.1)

де Е_н =0,15 – нормативний коефіцієнт економічної ефективності;

К [тис.грн.] – капіталовкладення у спорудження електростанції;

В [тис.грн./рік] – річні експлуатаційні витрати;

У [тис.грн./рік] – збиток від недовідпуску електроенергії, в начальному поектуванні не враховують.

Капіталовкладення визначаємо за укрупненими показниками вартості елементів схеми згідно з [2]. При цьому враховуємо тільки ті елементи головної електричної схеми, якої намічені варіанти різняться. Підрахунок капіталовкладень наведені в таблиці 1.4

Таблиця 1.4

К₁=50222 тис.грн.К₂=18441,27тис.грн.

Примітка 2.- 2,43-індекс цін Кабінету Міністрів України станом на 1996.09.02

Визначаємо річні експлуатаційні витрати

В = [тис.грн./рік] , (1.2)

де Н_а =6,3% - відрахування на амортизацію;

Н₀=2% - відрахування на обслуговування і поточний ремонт;

=0,83коп/кВт·год – вартість втрат 1 кВт·год електроенергії трансформаторів схеми;

ΣΔW [ кВт·год] – сумарні втрати електроенергії в трансформаторах схеми.

Втрати електроенергії в блочному трансформаторі.

ΔW_Т = ∆P_Х∙Т+ΔP_К∙ [ кВт·год], (1.3)

де Т =8760год – тривалість роботи трансформатора;

Час максимальних втрат - τ [год] – визначаємо згідно з [3, с.396, рис.5,6.]

Згідно з [3] при Тмах=6100 год, τ = 4600 годин

S_max = S_{ном, G} - S_в.п. = 1111- 64 = 1047 МВА

ΔW_Т,1 =715*8760+2200*(1047/1250*3)²*4600=7,052*10⁶ кВт·год

ΔW_Т,2 =320*8760+800*(1047/417*3)²*4900=5,381*10⁶ кВт·год

Визначаємо втрати електроенергії в автотрансформаторах зв’язку.

ΔW_АТ = (1.4)

Обмотка НН автотрансформатора зв’язку ненавантажена, тому втрати електроенергії в ній не враховуємо.

Для спрощення вважаємо

τ_вн= τ_сн= τ = 4600 год.

ΔР_к,вн = 0,5∙ [ кВт] (1.5)

ΔР_к,сн = 0,5∙ [ кВт] (1.6)

Втрати електроенергії в автотрансформаторі зв’язку за формулами 1.5; 1.6 визначають, якщо:

S_ном,нн = К_вич∙ S_ном,АТ =0,56*333=186,4804 ВА

120≠186,48 МВА

Якщо Sном,нн ≠ Квиг* Sном,АТ, то у формулі 1,5, 1,6 замість значення Квиг² підставляємо значення (Sном,нн/ Sном,АТ)².

(Sном,нн/ Sном,АТ)²=( )=0,13

ΔР_к,вн кВт

ΔР_к,сн кВт

S_max,вн = S_max,сн і дорівнює більшому з двох значень S_розр,1 та S_розр,2 для кожного варіанту головної електричної схеми

ΔW_АТ,1 =217*8760*3+367,923*3*(967,584/333*3)²*4600+212,958*3*(967,584/333*3)²*4600=10453885,52 +2756613,5358=13,21*10⁶

ΔW_АТ,2 = 217*8760+367,923*3*(218,996/333*3*2)²*4600+212,076*3*2*(128,996/333*2*3)²*4600= 11447763,4828+24509,762=11,472*10⁶

Підраховуємо сумарні втрати

ΣΔW₁=2∙ ΔW_Т,1+ ΔW_Т,2+ ΔW_АТ,1 =

=2*7,052*10⁶+5,38*10²+13,21*10⁶=32,695*10⁶

ΣΔW₂=ΔW_Т,1+ 2∙ΔW_Т,2+ΔW_АТ,2

=7,052*10⁶+2*5,381*10⁶+2*11,472*10⁶=40,758*10⁶

В₁= *5022+ 0,83*32,695*10⁶*10^-5=416,8426+217,368=688,194 тис/рік

В₂= *18441,27+0,83*40,758*10⁶*10^-5=1868,916 тис/рік

З₁=Е_н∙К₁+В₁=0,15∙50222+688,194= 1441,4904 тис. /рік

З₂=Е_н∙К₂+В₂=0,15∙18441,27+1868,91=4635,10 тис./рік

Отже, для подальших розрахунків приймаємо схему варіанту 1 з мінімальними приведеними затратами.

2.РОЗРАХУНОК СТРУМІВ ТРИФАЗНОГО

КОРОТКОГО ЗАМИКАННЯ

2.1Складання схеми заміщення і визначення її параметрів

Рисунок 2.1 – Розрахункова схема

Рисунок 2.2 – Схема заміщення

 

 

Визначаємо параметри схеми заміщення у відносних одиницях при базових умовах.

S_б=1000 МВ^. А

U_б=Ucp340 кВ

кА

G1;G2;G3

AT;

W1;W2;W3;W4;W5

W5;W6;W7

C1

C2

---

Предыдущая1234567891011Следующая