Кафедра электрических систем

Кафедра электрических систем

Практические занятия

 

по дисциплине:

«Проектирование электрических станций».

 

для студентов

направления 140400.62 – Электроэнергетика и электротехника, профиль «Электрические станции»

 

МГОУ, 2014

 

 

Практическое занятие 1.

 

Выбор структурной схемы станции типа КЭС.

Методика обоснования и выбора структурной схемы электростанции типа КЭС.

1. Задаются исходные данные по электростанции:

- кол-во и номинальная мощность генераторов (Р_НОМ,Г; cosφ_Г)

- графики нагрузки генераторов и потребителей местного района для зимнего и летнего периодов (Р_НОМ,Г = f(t); Р_Р-НА = f(t))

- номинальное напряжение сети РУ повышенных напряжений

- мощность собственных нужд генератора (Р_СН).

2. Распределяются генераторы между РУ повышенных напряжений.

3. Выбираются трансформаторы. Включает в себя определение числа, типа и номинальной мощности трансформаторов структурной схемы.

Выбирается мощность блочных повышающих трансформаторов. В общем случае она должна быть достаточной для выдачи всей располагаемой мощности генерирующих агрегатов с учетом допустимой систематической перегрузки.

Мощность турбогенераторов и блочных повышающих трансформаторов согласована. Например, соотношения мощностей турбогенераторов (МВТ) и блочных трансформаторов (МВА) составляют:

32/40; 63/80; 100/125; 200/250; 300/400; 500/630; 800/1000; 1000,1250; 1200/1600.

Для связи между РУ повышенных напряжений рекомендуется применять трехфазные трансформаторы (АТ), и только при невозможности изготовления трехфазных трансформаторов допускается применение групп однофазных трансформаторов. Резервный однофазный трансформатор предусматривается:

- при установке девять и более однофазных единиц;

- при выполнении связи между РУ ВН и РУ СН одной автотрансформаторной группы.

Все трансформаторы (АТ), кроме включенных в блоки с генераторами должны иметь устройства РПН.

При выборе АТС принимают во внимание продолжительные нормальный и ремонтный режимы с учетом допустимой систематической перегрузки.

Количество АТС. Если в нормальном режиме переток мощности направлен от РУ ВН к РУ СН, то установка одного АТС недопустима с точки зрения обеспечения полного электроснабжения потребителей в ремонтных режимах. Если при нарушении связи между РУ минимальная нагрузка сети СН ниже технологического минимума мощности отделившихся блоков то устанавливают два трансформатора связи.

Если переток мощности в нормальном режиме имеет противоположное направление, то допустимость ограничения мощности в ремонтных режимах оценивается по критерию резервной мощности энергосистемы. Допустимое значение дефицита мощности обычно невелико, поэтому используется условие о выдаче всей располагаемой мощности станции в систему в ремонтных режимах, что обеспечивается установкой двух трансформаторов связи.

4. Выбирается мощность АТС (АТБ).

Строятся для нормального режима графики перетока мощности через АТС (АТБ): S_ПЕР = S_Г – S_СН – S_Р-НА . По графикам нагрузки определяется наибольшее значение перетока S_НБ.

5. Намечается предварительное значение номинальной мощности трехфазного АТС из условия S_НОМ,Т ≥ S_НБ /2.

При использовании группы из трех однофазных АТ с резервной фазой номинальная мощность группы S_НОМ = S_НБ.

6. Анализируется нормальный режим, в котором АТС включены. В нем должны обеспечиваться выдача мощности электростанции в систему и электроснабжение потребителей с учетом допустимой систематической перегрузки АТС:

S_{НОМ, Т} ≥ S_НБ / К_{П, СИСТ}, где К_{П, СИСТ} - допустимый коэффициент систематических перегрузок, который определяется по графикам нагрузочной способности трансформаторов согласно ГОСТ.

7. Рассматриваются ремонтные режимы летнего и зимнего графиков нагрузки:

- плановый ремонт АТС связи

- плановый ремонт блока, подключенного к РУ СН.

В этих режимах должны обеспечиваться выдача мощности электростанции в систему и электроснабжение потребителей с учетом допустимой систематической перегрузки АТС. При выполнении этого условия выбор АТС и структурной схемы закончен.

8. Анализируются послеаварийные режимы, связанные с единичными отказами АТС связи и энергоблоков, подключенных к РУ СН.

В этих режимах должны обеспечиваться выдача мощности электростанции в систему и электроснабжение потребителей с учетом допустимой аварийной перегрузки АТС. При выполнении этого условия выбор АТС и структурной схемы закончен.

 

Выбор оптимального варианта структурной схемы станции по минимуму приведенных затрат.

Эффективность капвложений в электростанцию закладывается на стадии проектирования и обеспечивается тем, что каждое проектное техническое решение должно иметь технико-экономическое обеспечение. Для этого необходима сравнительная оценка намеченных вариантов с целью выбора оптимального.

Мы будем использовать метод однокритериальной оптимизации, ведя расчет по минимуму приведенных затрат (З).

 

З = Е_Н К + И + У, руб (2.8)

 

где Е_Н – нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений (0,12-0,15), 1/год; К – капитальные вложения, руб; И – годовые издержки, руб; У – ущерб от недоотпуска электроэнергии, руб. В данном случае капитальные вложения рассматриваются как единовременные однократные затраты, а издержки производства – как ежегодные расходы.

 

Пример. 1.

Исходные данные.

Выполнить обоснование и выбор структурной схемы КЭС (рис.1). На ЭС устанавливают четыре турбогенератора по 320 МВт (рис.2.1, а). На напряжении 500 кВ предполагается выдача мощности в систему, на 220 кВ осуществляется электроснабжение потребителей местного района (рис.2, б), с максимальной нагрузкой 180 МВт. Графики нагрузок и генераторов условно одинаковые для всех сезонов. Коэффициент мощности генераторов, нагрузки, СН равен 0,85. Технический минимум нагрузки генератора составляет 30% (150 МВт). Расход на СН составляет 6% при номинальной загрузке блока.

 

 

Рис.1. Расположение станции в системе

 

Рис.2. Исходные данные: а) график нагрузки генератора; б) график нагрузки потребителей местного района

 

Варианты структурных схем

Составляем два варианта структурной схемы (рис.3).

Вариант 1. К РУ СН (220 кВ) подключаются один генератор (Г1), к РУ ВН (500 кВ) подключены три генератора (Г2-Г4). Связь между РУ 500 кВ и 220 кВ осуществляется через один автотрансформатор связи (АТС).

Вариант 2.. К РУ СН (220 кВ) подключаются один генератор (Г1), к РУ ВН (500 кВ) подключены два генератора (Г3, Г4). Связь между РУ 500 кВ и 220 кВ осуществляется через один автотрансформатор связи (АТБ), к которому через НН подключен генератор Г2.

 

Рис. 3. Варианты структурных схем КЭС: а) вариант 1, б) вариант 2

 

3. Выбор авто(трансформаторов)

Определяем перетоки мощности через (авто)трансформаторы.

Блочные трансформаторы.

Расчетная мощность трансформатора блока:

S_{РАСЧ.БЛ} = S_Г – S_СН = (Р_Г - Р_СН)/ cosφ = (320 – 0,06 · 320)/0,85 = (320 – 19,2)/0,85 = 354 МВА. Выбираем трансформатор блока типа

ТДЦ-400000/500 для блока подключенного к РУ 500 кВ и.

ТДЦ-400000/220 для блока подключенного к РУ 220 кВ.

Автотрансформатор связи (вариант 1).

1) Нормальный режим.

Строим графики перетока мощности через автотрансформаторную связь между РУ 220 и 500 кВ.

S_{ПЕР (6-18)} = (Р_Г1(6-18) – Р_СН – Р_{Р-НА(6-18)})/cosφ =

(320 – 0,06х320- 180)/ 0,85= 142 МВА.

S_{ПЕР (18-6)} = (Р_Г1(18-6) – Р_СН – Р_Р-НА(8-6))/cosφ =

(250 – 0,06х320- 90)/ 0,85= 166 МВА.

2) Аварийный режим – отключение блока РУ СН: (Г1-Т1).

По АТС протекает мощность равная нагрузке района:

S_{ПЕР (АТС, 6-18)} = (Р_{Р-НА(6-18)})/cosφ = 180/0,85 = 212 МВА

S_{ПЕР (АТС, 18-6)} = (Р_{Р-НА(8-16)})/cosφ = 90/0,85 = 106 МВА, рис.4.

 

Рис.4. Переток мощности через автотрансформаторную связь: а) через АТС (вариант 1); б) через АТБ (вариант 2): 1 – аврийный режим: 2 – нормальный режим

 

Максимальная нагрузка на АТС составляет: S_НБ = 212 МВА,

Выбираем автотрансформатор связи типа

АТДЦТН – 500000/500/220.

Автотрансформатор блока (вариант 2).

1) Нормальный режим.

Переток мощности через обмотку низкого напряжения АТБ:

S_Н(6-18) = (Р_Г2(6-18) – Р_СН)/cosφ = (320 – 19,2)/0,85 = 354 МВА.

S_Н(18-6) = (Р_Г2(18-6) – Р_СН)/cosφ = (250 – 19,2)/0,85 = 272 МВА.

Переток мощности через обмотку среднего напряжения АТБ:

Sс_(6-18) = (Р_Г1(6-18) – Р_СН – Р_{Р-НА(6-18)})/cosφ =

(320 – 0,06х320- 180)/ 0,85= 142 МВА.

Sс_(18-6) = (Р_Г1(18-6) – Р_СН – Р_{Р-НА(18-6)})/cosφ =

(250 – 0,06х320- 90)/ 0,85= 166 МВА.

Переток мощности через обмотку высокого напряжения АТБ:

S_В = S_С + S_Н

1) Нормальный режим.

S_{В (6-18)} = S_{С (6-18)} + S_{Н (6-18)} = 142 + 354 = 496 МВА

S_{В (18-6)} = S_{С 18-6)} + S_{Н 18-6)} = 166 + 272 = 438 МВА

2) Аварийный режим – отключение блока Г1

S_{В (6-18)} = S_{С (6-18)} + S_{Н (6-18)} = 354 – 212 = 142 МВА

S_{В (18-6)} = S_{С 18-6)} + S_{Н 18-6)} = 272 – 106 = 166 МВА.

Перетоки в аварийном режиме меньше перетоков нормального режима.

Условия выбора мощности АТБ определяется максимальной нагрузкой третичной обмотки (низшего напряжения):

S_{НОМ, АТБ} ≥ S_{Н, МАКС} /К_ТИП,

после выбора S_{НОМ, АТБ} проверяют возможность передачи через него максимальной мощности из РУ СН в РУ ВН:

S_{НОМ,АТБ} ≈ (0,7 – 1,0) S_{С (В)МАКС .}

Где К_ТИП – коэффициент типовой мощности АТ.

К_ТИП = (U_{В, НОМ} – U_{С, НОМ}) / U_{В, НОМ} = 1 – 1/ К_Т = S_ТИП / S_НОМ,

где К_Т – коэффициент трансформации: К_Т = U_{В, НОМ}/ U_{С, НОМ}; S_ТИП – типовая (трансформаторная) мощность, характеризует способность автотрансформатора передавать мощность магнитным путем (определяет габариты АТ).

Кроме типовой мощности, АТ характеризуется проходной мощностью (S_ПРОХ), это мощность, которую АТ может принять из сети высшего напряжения или передать в эту сеть. При номинальных условиях эта мощность называется номинальной (S_НОМ): S_НОМ = S_ПРОХ.

S_ТИП = К_ТИП · S_НОМ ≈ 0,5 S_НОМ.

Итак, условия выбора мощности АТБ определяется максимальной нагрузкой третичной обмотки:

S_{РАСЧ. АТБ} ≥ (Р_{НОМ, Г} - Р_СН) / cosφ_Г ∙ К_ТИП.

К_ТИП = (U_{В, НОМ} – U_{С, НОМ}) / U_{В, НОМ} = (500 – 220)/ 500 = 0,56, тогда:

S_{РАСЧ. АТБ} ≥ (320 – 19,2) / 0,85 ∙ 0,56 = 632 МВА

S_{РАСЧ. АТБ} ≥ 632 МВА.

Ввиду отсутствия трехфазных АТ выбираем группу из однофазных Т типа АОДЦТН с S_НОМ = 267 МВА:

Выбираем АТБ 3хАОДЦТН 267000/500/220 с номинальной мощностью группы: S_НОМ = 801 МВА.

Трансформаторы СН.

Поскольку трансформаторы СН в вариантах подключены по разному, то их надо учитывать при определении ТЭП вариантов.

Расчетную мощность ТСН принимаем по мощности СН:

S_{РАСЧ. ТСН} = Р_СН / cosφ_СН = 0,06∙ 320/0,85 = 23 МВА

Выбираем следующие типы ТСН:

Вариант1: ТСН1 – ТРДНС-32000/220

ТСН2 – 32000/35

Вариант2: ТСН1=ТСН2 – ТРДНС-32000/220.

Результаты выбора авто(трансформаторов) с параметрами, приведены в табл. 1.

Таблица 1.

Выбранные по вариантам АТ(Т) и их параметры

 

Наименование цепи	Тип Т (АТ)	РХ, кВт	РК, кВт	К, тыс.руб
Блок 500 кВ	ТДЦ-400000/500
Блок 220 кВ	ТДЦ-400000/220
АТС	АТДЦТН-500000/ 500/220
АТБ	3хАОДЦТН-267000/500/220		РК(В-С)=470 РК(В-Н)=310 РК(С-Н)=250
ТСН1, ТСН2	ТРДН-32000/220
ТСН2	ТРДН-32000/35

 

 

Автотрансформатор связи

ΔW_АТС = 220∙ 24∙ 365 + 1050[(166/500)²∙ 12 + (142/500)²] 365 = 1,9∙ 10⁶ кВтч.

ΔW_АТС = 1,9∙ 10⁶ кВтч.

Автотрансформатор блока

Потери энергии для трехобмоточного трансформатора рассчитываются отдельно для каждой обмотки:

ΔW_АТБ = Р_Х∙ 24 (N_З+ N_Л) +

Р_{К, В}[N_ЗƩ(S_Вi/S_НОМ,Т)²Δt_i + N_ЛƩ(S_Вj/S_НОМ,Т)²Δt_j] +

Р_{К, С}[N_ЗƩ(S_Сi/S_НОМ,Т)²Δt_i + N_ЛƩ(S_Сj/S_НОМ,Т)²Δt_j] +

Р_{К, Н}[N_ЗƩ(S_Нi/S_НОМ,Т)²Δt_i + N_ЛƩ(S_Нj/S_НОМ,Т)²Δt_j],

где S_В, S_С, S_Н - нагрузки обмоток высшего, среднего и низшего напряжения, кВт; Р_{К, В}, Р_{К, С}, Р_{К, Н} – потери КЗ в обмотках высшего, среднего и низкого напряжения.

Р_{К, В} = 0,5(Р_К(В-С) + Р_К(В-Н) - Р_К(С-Н));

Р_{К, С} = 0,5(Р_К(С-Н) + Р_К(В-С) - Р_К(В-Н));

Р_{К, Н} = 0,5(Р_К(В-Н) + Р_К(С-Н) - Р_К(В-С));

где Р_К(В-Н), Р_К(С-Н) д.б. приведены к номинальной мощности трансформатора:

Р_К(В-Н) = Р ^/ _К(В-Н)/ α²∙ К²_ТИП

Р_К(С-Н) = Р ^/ _К(С-Н)/ α²∙ К²_ТИП,

где Р ^/ _К(В-Н), Р ^/ _К(С-Н) – потери КЗ отнесенные к номинальной мощности третичной обмотки S_{НОМ, Н} (задаются заводом), см. табл. 1.

α = S_{НОМ, Н} / S_ТИП = 1: К_ТИП = S_ТИП/ S_{НОМ, Т} = 0,56.

Тогда:

Р_{К, В} = 0,5(Р_К(В-С) + Р ^/ _К(В-Н)/ α²∙ К²_ТИП - Р ^/ _К(С-Н)/ α²∙ К²_ТИП) = (470 + 310/1²∙ 0,56² – 250/1²∙ 0,56²) = 0,5∙ 661 = 331,

где Р ^/ _К(В-Н)/ α²∙ К²_ТИП = 988; Р ^/ _К(С-Н)/ α²∙ К²_ТИП = 797.

Р_{К, С} = 0,5(797 +470 – 988) = 140;

Р_{К, Н} = 0,5(988 + 797 – 470).

ΔW_АТБ = 3∙ 125∙ 8760 +

3 ∙ 331[(496/801)²∙12 +(438/801)² 12] 365+

3∙ 140[(166/801)²∙ 12 + (142/801)²∙ 12]365 +

3∙ 657[(354/801)²∙ 12 + (272/801)²∙ 12]365 =

3285000 + 12062520 = 12,4 ∙ 10⁶ кВтч

ΔW_АТБ = 12,4 ∙ 10⁶ кВтч

 

Суммарные годовые потери

Вариант 1

ΔW_ПОТ(1) = 3∙ ΔW_БЛ,500 + ΔW_АТС + ΔW_БЛ,220 =

3∙ 6,3∙ 10⁶ + 1,9∙ 10⁶ + 6,6∙ 10⁶ = 27,4∙ 10⁶ кВтч

ΔW_ПОТ(1) = 27,4∙ 10⁶ кВтч

Вариант 2

ΔW_ПОТ(2) = 2∙ ΔW_БЛ,500 + ΔW_АТБ + ΔW_БЛ,220 =

2∙ 6,3∙ 10⁶ + 12,4∙ 10⁶ + 6,6∙ 10⁶ = 31,6∙ 10⁶ кВтч

ΔW_ПОТ(1) = 31,6∙ 10⁶ кВтч

Генератор блочный

q_БЛ = q_В + q_Р = (ω Т_В + μ Т_Р) / 8760 = (6 ∙ 90 + 2,5 ∙ 580)/8760

= 0,19

q_БЛ = 0,19

Автотрансформатор связи (трехфазный)

q_АТС = (0,03∙ 500 + 1,05 ∙ 60) / 8760 = 0,009

q_АТС = 0,009

Автотрансформатор блока (группа их трех однофазных)

q_АТБ = 3 ∙ 0,009 = 0,027

q_АТБ = 0,027

3) Определяем среднегодовой недоотпуск электроэнергии в систему из-за отказов трансформаторов блока. Отказ трансформатора блока приводит к потере мощности генератора на время восстановительного ремонта трансформатора. Среднегодовой недоотпуск электроэнергии в систему из-за отказов трансформатора единичного блока (без генераторного выключателя) определяется так:

 

∆W_Г = Р_НОМ,Г ∙ Т_УСТ / 8760 ∙ ω_Т (1- q_БЛ) Т_{В, Т},

 

где множитель Т_УСТ / 8760 учитывает график работы генератора, Т_УСТ – число часов использования установленной мощности генератора, ч; ω_Т, Т_{В, Т} – частота отказов и среднее время восстановления (авто)трансформатора; q_БЛ – вероятность ремонтного состояния блока. Если известны графики нагрузки генератора в зимние и летние сутки, то:

Т_УСТ =(Р_СУТ,З Δt_З∙N_З + Р_СУТ,Л Δt_Л∙N_Л)/Р_НОМ,Г. Т.к. графики генератора для зимы и лета в нашем примере одинаковы (рис.2,а) то получаем:

Т_УСТ,Г = (250∙ 12+ 320∙ 12)365/320 = 7802 ч

 

Для блока, подключенного к РУ 500 кВ:

∆W_{Г, БЛ500} = Р_НОМ,Г ∙ Т_УСТ / 8760 ∙ ω_Т,500 (1- q_БЛ) Т_{В, Т500} =

320∙10³ (7802/8760)∙ 0,03(1 – 0,19)500 = 3,719·10⁶ кВтч/год

∆W_{Г, БЛ500} = 3,719·10⁶ кВтч/год.

Для блока, подключенного к РУ 220 кВ:

∆W_{Г, БЛ220} = 320∙10³ (7802/8760)∙ 0,02 (1- 0,19) 200 =0,991·10⁶ кВтч/год

∆W_{Г, БЛ220} = 0,991·10⁶ кВтч/год.

4) Определяем среднегодовой недоотпуск электроэнергии генератора в систему из-за отказов в группе из однофазных АТБ и В_Г.

Если генератор включен в блок с повышающим трансформатором (АТБ), то между АТБ и генератором всегда устанавливается выключатель (В_Г).

Среднегодовой недоотпуск электроэнергии в систему:

 

∆W_АТБ = Р_НОМ,Г ∙ Т_УСТ / 8760 (ω_Т· Т_{В, Т} + ω_В· Т_{В, В})((1- q_БЛ),

 

где ω_В и Т_{В, В} – частота отказов и среднее время восстановления генераторного выключателя.

При отказе элемента блока (АТБ или В_Г) теряется не только мощность генератора, но и транзитная передаваемая мощность.

Среднегодовой недоотпуск электроэнергии из-за отказов в АТБ:

∆W_АТБ = Р_НОМ,Г ∙ Т_УСТ / 8760 (ω_Т· Т_{В, Т} + ω_В· Т_{В, В})((1- q_БЛ) =

320∙10³ (7802/8760) (3∙ 0,03∙500 + 0,04∙ 10)(1 – 0,19) =

11,267·10⁶ кВтч/год

∆W_АТБ = 11,267·10⁶ кВтч/год.

5) Определяем суммарный среднегодовой недоотпуск электроэнергии по вариантам:

Вариант 1.

∆W_Г(1) = 3∙ ∆W_{Г, БЛ500} + 1∙ ∆W_{Г, БЛ220} = 3∙3,719·10⁶ + 0,991·10⁶ =

12,148·10⁶ кВтч/год

∆W_Г(1) = 12,148·10⁶ кВтч/год

Вариант 2.

∆W_Г(2) = 2∙ ∆W_{Г, БЛ500} + 1∙ ∆W_{Г, БЛ220} + ∆W_АТБ =

2∙3,719·10⁶ + 0,991·10⁶ + 11,267·10⁶ = 19,696·10⁶ кВтч/год

∆W_Г(2) = 19,696·10⁶ кВтч/год

 

6) Определяем среднегодовой ущерб от недоотпуска электроэнергии в систему:

У_С = у₀ ∆W_Г, примем удельный ущерб у₀ = 1,5 руб/кВтч, тогда:

Вариант 1

У_С(1) = у₀ ∆W_Г(1) = 1,5∙ 12,148·10⁶ = 18,222·10⁶ руб/год

У_С(1) = 18,222·10⁶ руб/год

Вариант 2

У_С(2) = у₀ ∆W_Г(2) = 1,5∙ 19,696·10⁶ = 29,544·10⁶ руб/год

У_С(2) = 29,544·10⁶ руб/год

Отказ автотрансформатора связи (при наличии одного АТС). Теряем переток мощности в систему через РУ ВН, рассчитывается:

 

∆W_АТС = (1 – q_АТС) Р_{МАКС.ПЕР.} (ω_АТС Т_В) (Т_МАКС / 8760), (2.19)

 

где Р_{МАКС.ПЕР} – максимальный переток через АТС.

Если схема содержит два АТС, то при отключении одного из них другой обеспечит необходимый транзит мощности (по условию аварийных нагрузок).

Отказ автотрансформатора блока. При наличии в схеме АТБ недоотпуск электроэнергии вызовет ненадежность АТБ и генераторного выключателя (см. рис.2.1, б). При этом теряемая мощность равна мощности перетока через АТБ. Недоотпуск энергии при одном АТБ:

 

1 - потери генерирующей мощности; 2 – потери перетока.

Если два АТБ, то формула та же, но без 2 – потери перетока.

КВ

К_ЯЧ35(2011)= К_ЯЧ35(1991)· А = 75000· 70 = 5,25 ∙10⁶ руб

К_ЯЧ35 = 5,25 ∙10⁶ руб

20 кВ (генераторный выключатель)

К_ЯЧ20 = К_ЯЧ35 ·1,2 = 5,25 ∙10⁶ ·1,2 = 6,3 ∙10⁶ руб

К_ЯЧ20 =6,3 ∙10⁶ руб.

(Авто)трансформаторы: [2,табл.7.17, стр.294]

Блок 220 кВ

К_Т220 = К_Т220(1991)· А = 1125000 · 70 =78,75 ∙10⁶ руб

К_Т220 = 78,75 ∙10⁶ руб

Блок 500 кВ

К_Т500 = К_Т500(1991)· А = 1420000 · 70 =99,4 ∙10⁶ руб

К_Т500 = 99,4 ∙10⁶ руб

АТС

К_АТС = 1760000· 70 = 123,2 ∙10⁶ руб

К_АТС = 123,2 ∙10⁶ руб

АТБ

К_АТБ = 3150000· 70 = 220,5 ∙10⁶ руб

К_АТБ = 220,5 ∙10⁶ руб

ТСН

К_ТСН35 = 220000· 70 =15,4 ∙10⁶ руб

К_ТСН35 = 15,4 ∙10⁶ руб

К_ТСН220 = 400000· 70 =28,0 ∙10⁶ руб

К_ТСН220 = 28,0 ∙10⁶ руб

Суммарные капиталовложения по вариантам:

Капиталовложения складываются из следующих составляющих:

 

К = К_Т + К_АТ + К_ЯЧ.В + К_ПРТСН + К_ЯЧ.Вг, (2.9)

 

где К_Т, К_АТ, К_ПРТСН – расчетная стоимость трансформаторов, АТ и резервных трансформаторов СН, руб; К_ЯЧ.В, К_ЯЧ.Вг – стоимость ячеек выключателей присоединений и генераторных выключателей, руб.

Вариант 1

К₍₁₎ = 3· К_Т500 +1· К_Т220 + К_АТС + 3· К_ЯЧ500 + 1·К_ЯЧ220 + К_ТСН220 +

К_ТСН35 =

3·99,4∙10⁶ + 78,75 ∙10⁶ + 123,2 ∙10⁶ + 3·52,5 ∙10⁶ +13,3 ∙10⁶ +

28,0 ∙10⁶ + 15,4 ∙10⁶ = 714,35∙10⁶ руб

К₍₁₎ = 714,35∙10⁶ руб

Вариант 2

К₍₂₎ = 2· К_Т500 +1· К_Т220 + К_АТБ + 2· К_ЯЧ500 + 3·К_ЯЧ220 + 2·К_ТСН220

+ К_ЯЧ20(Г) =

2·99,4∙10⁶ + 78,75 ∙10⁶ +220,5 ∙10⁶ + 2·52,5 ∙10⁶ + 3·13,3 ∙10⁶ +

2·28,0 ∙10⁶ +6,3 ∙10⁶ = 705,25∙10⁶ руб

К₍₂₎ = 705,25∙10⁶ руб

8. Выбор оптимального варианта структурной схемы

 

Эффективность капвложений в электростанцию закладывается на стадии проектирования и обеспечивается тем, что каждое проектное техническое решение должно иметь технико-экономическое обеспечение. Для этого необходима сравнительная оценка намеченных вариантов с целью выбора оптимального.

Мы будем использовать метод однокритериальной оптимизации, ведя расчет по минимуму приведенных затрат (З).

 

З = Е_Н К + И + У, руб

 

где Е_Н – нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений (0,12-0,15), 1/год; К – капитальные вложения, руб; И – годовые издержки, руб; У – ущерб от недоотпуска электроэнергии, руб. В данном случае капитальные вложения рассматриваются как единовременные однократные затраты, а издержки производства – как ежегодные расходы.

Для сопоставления единовременных и ежегодных затрат был введен показатель Т_ОК – срок окупаемости, это срок, в течение которого дополнительные капвложения окупаются экономией издержек производства.

Т_ОК = 1/ Е_Н, если Е_Н = 0,12тогда Т_ОК = 1/0,12 ≈ 8 лет.

 

Годовые издержки производства (годовые эксплуатационные расходы) складываются из трех составляющих:

 

И = И_О + И_Ф + И_ПОТ, руб

 

где И_о = aК – общие годовые эксплуатационные расходы по объекту (без учета затрат на амортизацию), включают в себя издержки на обслуживание, ремонты и общие отчисления, a – норма отчислений, % от капитальных затрат. И_Ф – финансовые издержки, равные выплатам процентов по кредитам, по облигациям и др., в данном расчете не учитываются, ввиду отсутствия данных; И_ПОТ = β∆W_ПОТ – издержки, обусловленные потерями энергии в варианте проектируемой установки, β – удельные затраты на возмещение потерь, руб/кВтч, ∆W_ПОТ – годовые потери энергии, кВтч/год.

Для силового электротехнического оборудования и распределительных устройств установлены следующие нормы отчислений: a = 9,8%, при U_НОМ ≥ 220 кВ, [2, табл. 6.2., стр.258].

Преобразуем:

З = Е_Н К + И + У = Е_Н К + И_О+ И_Ф + И_ПОТ + У =

Е_Н К + аК + И_ПОТ + У (не учитываем И_Ф = 0) =

0,12К + 0,098 + И_ПОТ + У = 0,218К + И_ПОТ + У.

З = 0,218К + И_ПОТ + У.

Данная формула применима при условии строительства объекта в течении одного года.

Сведем все полученные результаты по составляющим затрат по вариантам в табл. 3.

 

Таблица 3.

Технико-экономические показатели вариантов структурной схемы

 

ТЭП, 106, руб	Вариант 1	Вариант 2
К	714,35	705,25
ИПОТ	41,1	47,4
У	18,222	29,544
З
ΔЗ, %

 

З₍₁₎ = 0,218К₍₁₎ + И_ПОТ(1) + У₍₁₎ =

0,218· 714,35∙10⁶ + 41,1∙10⁶ + 18,222∙10⁶ = 215∙10⁶ руб

З₍₁₎ = 215∙10⁶ руб

З₍₂₎ = 0,218К₍₂₎ + И_ПОТ(2) + У₍₂₎ =

0,218· 705,25∙10⁶ + 47,14∙10⁶ + 29,544∙10⁶ = 230∙10⁶ руб

З₍₂₎ = 230∙10⁶ руб

ΔЗ = ((З₍₂₎ -З₍₁₎) / З₍₁₎)100% = (230 – 215) /215 = 7%

 

Вывод. По минимуму приведенных затрат наилучшим является вариант 1.

 

Литература

1. Балаков Ю.Н., Мисриханов М.Ш., Шунтов А.В.

Проектирование схем электроустановок: Учебное пособие для вызов. М.: Издательский дом МЭИ, 2006.

2. Справочник по проектированию электрических сетей/ Под редакцией Д.Л.Файбисовича. - М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2006.

3. Околович М.Н.

Проектирование электрических станций: Учебник для вузов.- М.: Энергоатомиздат, 1982.

 

 

ГУРНИНА Е.В.

 

Кафедра электрических систем

Практические занятия

 

по дисциплине:

«Проектирование электрических станций».

 

для студентов

направления 140400.62 – Электроэнергетика и электротехника, профиль «Электрические станции»

 

МГОУ, 2014

 

 

Практическое занятие 1.

 

Выбор структурной схемы станции типа КЭС.

Методика обоснования и выбора структурной схемы электростанции типа КЭС.

1. Задаются исходные данные по электростанции:

- кол-во и номинальная мощность генераторов (Р_НОМ,Г; cosφ_Г)

- графики нагрузки генераторов и потребителей местного района для зимнего и летнего периодов (Р_НОМ,Г = f(t); Р_Р-НА = f(t))

- номинальное напряжение сети РУ повышенных напряжений

- мощность собственных нужд генератора (Р_СН).

2. Распределяются генераторы между РУ повышенных напряжений.

3. Выбираются трансформаторы. Включает в себя определение числа, типа и номинальной мощности трансформаторов структурной схемы.

Выбирается мощность блочных повышающих трансформаторов. В общем случае она должна быть достаточной для выдачи всей располагаемой мощности генерирующих агрегатов с учетом допустимой систематической перегрузки.

Мощность турбогенераторов и блочных повышающих трансформаторов согласована. Например, соотношения мощностей турбогенераторов (МВТ) и блочных трансформаторов (МВА) составляют:

32/40; 63/80; 100/125; 200/250; 300/400; 500/630; 800/1000; 1000,1250; 1200/1600.

Для связи между РУ повышенных напряжений рекомендуется применять трехфазные трансформаторы (АТ), и только при невозможности изготовления трехфазных трансформаторов допускается применение групп однофазных трансформаторов. Резервный однофазный трансформатор предусматривается:

- при установке девять и более однофазных единиц;

- при выполнении связи между РУ ВН и РУ СН одной автотрансформаторной группы.

Все трансформаторы (АТ), кроме включенных в блоки с генераторами должны иметь устройства РПН.

При выборе АТС принимают во внимание продолжительные нормальный и ремонтный режимы с учетом допустимой систематической перегрузки.

Количество АТС. Если в нормальном режиме переток мощности направлен от РУ ВН к РУ СН, то установка одного АТС недопустима с точки зрения обеспечения полного электроснабжения потребителей в ремонтных режимах. Если при нарушении связи между РУ минимальная нагрузка сети СН ниже технологического минимума мощности отделившихся блоков то устанавливают два трансформатора связи.

Если переток мощности в нормальном режиме имеет противоположное направление, то допустимость ограничения мощности в ремонтных режимах оценивается по критерию резервной мощности энергосистемы. Допустимое значение дефицита мощности обычно невелико, поэтому используется условие о выдаче всей располагаемой мощности станции в систему в ремонтных режимах, что обеспечивается установкой двух трансформаторов связи.

4. Выбирается мощность АТС (АТБ).

Строятся для нормального режима графики перетока мощности через АТС (АТБ): S_ПЕР = S_Г – S_СН – S_Р-НА . По графикам нагрузки определяется наибольшее значение перетока S_НБ.

5. Намечается предварительное значение номинальной мощности трехфазного АТС из условия S_НОМ,Т ≥ S_НБ /2.

При использовании группы из трех однофазных АТ с резервной фазой номинальная мощность группы S_НОМ = S_НБ.

6. Анализируется нормальный режим, в котором АТС включены. В нем должны обеспечиваться выдача мощности электростанции в систему и электроснабжение потребителей с учетом допустимой систематической перегрузки АТС:

S_{НОМ, Т} ≥ S_НБ / К_{П, СИСТ}, где К_{П, СИСТ} - допустимый коэффициент систематических перегрузок, который определяется по графикам нагрузочной способности трансформаторов согласно ГОСТ.

7. Рассматриваются ремонтные режимы летнего и зимнего графиков нагрузки:

- плановый ремонт АТС связи

- плановый ремонт блока, подключенного к РУ СН.

В этих режимах должны обеспечиваться выдача мощности электростанции в систему и электроснабжение потребителей с учетом допустимой систематической перегрузки АТС. При выполнении этого условия выбор АТС и структурной схемы закончен.

8. Анализируются послеаварийные режимы, связанные с единичными отказами АТС связи и энергоблоков, подключенных к РУ СН.

В этих режимах должны обеспечиваться выдача мощности электростанции в систему и электроснабжение потребителей с учетом допустимой аварийной перегрузки АТС. При выполнении этого условия выбор АТС и структурной схемы закончен.

 

Выбор оптимального варианта структурной схемы станции по минимуму приведенных затрат.

Эффективность капвложений в электростанцию закладывается на стадии проектирования и обеспечивается тем, что каждое проектное техническое решение должно иметь технико-экономическое обеспечение. Для этого необходима сравнительная оценка намеченных вариантов с целью выбора оптимального.

Мы будем использовать метод однокритериальной оптимизации, ведя расчет по минимуму приведенных затрат (З).

 

З = Е_Н К + И + У, руб (2.8)

 

где Е_Н – нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений (0,12-0,15), 1/год; К – капитальные вложения, руб; И – годовые издержки, руб; У – ущерб от недоотпуска электроэнергии, руб. В данном случае капитальные вложения рассматриваются как единовременные однократные затраты, а издержки производства – как ежегодные расходы.

 

Пример. 1.

Исходные данные.

Выполнить обоснование и выбор структурной схемы КЭС (рис.1). На ЭС устанавливают четыре турбогенератора по 320 МВт (рис.2.1, а). На напряжении 500 кВ предполагается выдача мощности в систему, на 220 кВ осуществляется электроснабжение потребителей местного района (рис.2, б), с максимальной нагрузкой 180 МВт. Графики нагрузок и генераторов условно одинаковые для всех сезонов. Коэффициент мощности генераторов, нагрузки, СН равен 0,85. Технический минимум нагрузки генератора составляет 30% (150 МВт). Расход на СН составляет 6% при номинальной загрузке блока.

 

 

Рис.1. Расположение станции в системе

 

Рис.2. Исходные данные: а) график нагрузки генератора; б) график нагрузки потребителей местного района

 

Варианты структурных схем

Составляем два варианта структурной схемы (рис.3).

Вариант 1. К РУ СН (220 кВ) подключаются один генератор (Г1), к РУ ВН (500 кВ) подключены три генератора (Г2-Г4). Связь между РУ 500 кВ и 220 кВ осуществляется через один автотрансформатор связи (АТС).

Вариант 2.. К РУ СН (220 кВ) подключаются один генератор (Г1), к РУ ВН (500 кВ) подключены два генератора (Г3, Г4). Связь между РУ 500 кВ и 220 кВ осуществляется через один автотрансформатор связи (АТБ), к которому через НН подключен генератор Г2.

 

Рис. 3. Варианты структурных схем КЭС: а) вариант 1, б) вариант 2

 

3. Выбор авто(трансформаторов)

Определяем перетоки мощности через (авто)трансформаторы.

Блочные трансформаторы.

Расчетная мощность трансформатора блока:

S_{РАСЧ.БЛ} = S_Г – S_СН = (Р_Г - Р_СН)/ cosφ = (320 – 0,06 · 320)/0,85 = (320 – 19,2)/0,85 = 354 МВА. Выбираем трансформатор блока типа

ТДЦ-400000/500 для блока подключенного к РУ 500 кВ и.

ТДЦ-400000/220 для блока подключенного к РУ 220 кВ.

Автотрансформатор связи (вариант 1).

1) Нормальный режим.

Строим графики перетока мощности через автотрансформаторную связь между РУ 220 и 500 кВ.

S_{ПЕР (6-18)} = (Р_Г1(6-18) – Р_СН – Р_{Р-НА(6-18)})/cosφ =

(320 – 0,06х320- 180)/ 0,85= 142 МВА.

S_{ПЕР (18-6)} = (Р_Г1(18-6) – Р_СН – Р_Р-НА(8-6))/cosφ =

(250 – 0,06х320- 90)/ 0,85= 166 МВА.

2) Аварийный режим – отключение блока РУ СН: (Г1-Т1).

По АТС протекает мощность равная нагрузке района:

S_{ПЕР (АТС, 6-18)} = (Р_{Р-НА(6-18)})/cosφ = 180/0,85 = 212 МВА

S_{ПЕР (АТС, 18-6)} = (Р_{Р-НА(8-16)})/cosφ = 90/0,85 = 106 МВА, рис.4.

 

Рис.4. Переток мощности через автотрансформаторную связь: а) через АТС (вариант 1); б) через АТБ (вариант 2): 1 – аврийный режим: 2 – нормальный режим

 

Максимальная нагрузка на АТС составляет: S_НБ = 212 МВА,

Выбираем автотрансформатор связи типа

АТДЦТН – 500000/500/220.

Автотрансформатор блока (вариант 2).

1) Нормальный режим.

Переток мощности через обмотку низкого напряжения АТБ:

S_Н(6-18) = (Р_Г2(6-18) – Р_СН)/cosφ = (320 – 19,2)/0,85 = 354 МВА.

S_Н(18-6) = (Р_Г2(18-6) – Р_СН)/cosφ = (250 – 19,2)/0,85 = 272 МВА.

Переток мощности через обмотку среднего напряжения АТБ:

Sс_(6-18) = (Р_Г1(6-18) – Р_СН – Р_{Р-НА(6-18)})/cosφ =

(320 – 0,06х320- 180)/ 0,85= 142 МВА.

Sс_(18-6) = (Р_Г1(18-6) – Р_СН – Р_{Р-НА(18-6)})/cosφ =

(250 – 0,06х320- 90)/ 0,85= 166 МВА.

Переток мощности через обмотку высокого напряжения АТБ:

S_В = S_С + S_Н

1) Нормальный режим.

S_{В (6-18)} = S_{С (6-18)} + S_{Н (6-18)} = 142 + 354 = 496 МВА

S_{В (18-6)} = S_{С 18-6)} + S_{Н 18-6)} = 166 + 272 = 438