Схемы выдачи электроэнергии на электростанциях

ВЫБОР ГЛАВНОЙ СХЕМЫ

ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ

 

Методические указания для курсового

и дипломного проектирования

 

Для студентов з/о

специальности ЭС – 100100

 

Киров 1999

УДК 621.311.2.:621.313(075.8)

 

 

Составители: к.т.н., доцент Новиков А.В.

к.т.н., доцент Зуева Н.А.

преподаватель Медов Р.В.

 

 

Рецензент: доцент каф. электроснабжения Закалата А.А.

 

 

Подписано в печать                                       Усл. печ. л   

Бумага типографская                           Печать матричная       

Заказ №                             Тираж   60 Бесплатно

Текст напечатан с оригинал-макета, предоставленного автором

610000, Киров, ул. Московская, 36

 

Ó Вятский государственный технический университет, 1999

 

Права на данное издание принадлежат Вятскому

государственному техническому университету

 

ВВЕДЕНИЕ

 

В связи с отсутствием достаточного количества учебной литературы в библиотеке ВятГТУ и введением новой методики технико-экономического обоснования схем электроустановок в данных методических указаниях приводятся основные принципы сравнения вариантов схем электрических станций по дисконтированным издержкам, а также примеры выбора трансформаторов связи и главных схем тепловых электрических станций.

 

Выбор числа и мощности трансформаторов связи

На ГРЭС, ГЭС и АЭС

На мощных ГРЭС, ГЭС и АЭС выдача электроэнергии в систему происходит на двух (рисунок 2, б, в), а иногда на трех повышенных напряжениях.

Связь между распределительными устройствами разного напря­жения осуществляется обычно с помощью автотрансформаторов.

Мощность автотрансформаторов выбирается по максимальной величине перетока между распределительными устройствами высо­кого и среднего напряжения, которая определяется по наиболее тяжелому режиму. Расчетным режимом, в частности, может быть выдача мощности из РУ среднего напряжения в РУ высокого напряжения, имеющего связь с энергосистемой. При этом необхо­димо учитывать в расчете минимальную нагрузку на шинах СН. Более тяжелым может оказаться режим передачи мощности из РУ высокого напряжения в РУ среднего напряжения при максимальной нагрузке на шинах СН и отключении одного из блоков генератор-трансформатор, присоединенных к этим шинам.

Число автотрансформаторов связи определяется схемой при­легающего района энергосистемы. При наличии достаточно жестких дополнительных связей в энергосистеме между линиями высокого и среднего напряжения на станции может быть установлен один автотрансформатор. Если такой связи в энергосистеме нет, то для увеличения надежности устанавливаются два автотрансформатора.

Возможна установка автотрансформаторов в блоке с генерато­ром (рисунок 2, в). В этом случае мощность автотрансформаторов выбирается с учетом коэффициента выгодности. Обмотка низкого напряжения рассчитывается на типовую мощность автотрансформатора, МВ×А:

где  — номинальная мощность автотрансформатора по каталогу, МВ×А;

 — коэффициент выгодности.

Обмотка низкого напряжения должна быть рассчитана на полную мощность генератора, МВ×А:

,

откуда номинальная мощность, МВ×А:

(6)

Коэффициент  зависит от коэффициента трансформации автотрансформатора  и находится в пределах 0,33— 0,667.

Соответственно мощность автотрансформатора, работающего в блоке с генератором, составляет, МВ×А:

.

(7)

Увеличение мощности автотрансформатора, работающего в блоке с генератором, снижает эффективность использования схемы связи, показанной на рисунке 2, в. В этой схеме автотрансформатор работает в комбинированном режиме, т. е. передает энергию со стороны низшего напряжения на сторону высшего или среднего напряжения и обеспечивает переток мощности между РУ среднего и высшего напряжения. Комбинированные режимы работы автотрансформаторов требуют строгого контроля загрузки обмоток, что показано в /1/.

Окончательный выбор того или иного способа присоединения автотрансформаторов должен быть обоснован технико-экономическим расчетом.

 

 

Электрических соединений

 

В условиях рыночной экономики при проведении технико-экономических расчетов следует руководствоваться основными положениями новой российской методики обоснования экономической эффективности инвестиций /2/.

С учетом особенностей электроэнергетики, при обосновании частных технических решений в проекте электрической станции может быть использован критерий минимума дисконтированных издержек, который имеет следующий вид /3/:

;

(8)

где: n - количество факторов производства,

 - норматив оценки использования j-го фактора производства,

 - расход j-го фактора производства (инвестиции и текущие издержки производства, без амортизации). Затратные показатели, например инвестиции, представляют собой непосредственно произведением .

 - расчетный период, обычно равный жизненному циклу проекта, который включает в себя период создания и функционирования объекта. Расчетный период может быть принят в расчетах исходя из нормы амортизации по электрооборудованию:

= 4,4%, следовательно года,

i – коэффициент дисконтирования, зависящий от условий финансирования, равный предельной (замыкающей) норме эффективности капитала для данного инвестора (если инвесторов несколько, то может быть принят равным средневзвешанной стоимости капитала /4/). В учебных расчетах для современных условий финансирования электроэнергетики можно принять величину i = 0,08 – 0,15.

Количество и состав факторов, учитываемых в показателе “ДИ” зависит от вида решаемой задачи. Так, например, при выборе главной схемы электрических соединений в качестве основных факторов следует рассматривать: инвестиции (т.е. капитальные вложения) К, затраты на обслуживание и ремонт И_о,р, стоимость потерь электроэнергии И_пот и ущерб от недоотпуска электроэнергии потребителям (если схемы отличаются по надежности).

Ущерб от недоотпуска электроэнергии определяется только в том случае, если сравниваемые варианты существенно отличаются по надежности питания. Для учета этой величины необходимо знать вероятность и длительность аварийных отключений, характер производства и ряд других факторов, более подробно рассматриваемых в специальной литературе. В учебном проектировании сравне­ние вариантов, как правило, производится без учета ущерба от недоотпуска электроэнергии.

При решении данной задачи полагаем, что инвестиции осуществляются единовременно в течение одного года, до момента начала строительства объекта. Тогда формула ДИ для k -ого варианта с учетом приведенных затрат к началу периода строительства может быть представлена в следующем виде:

.

(9)

Инвестиции (капитальные вложения) по сравниваемым вариантам могут быть определены по укрупненным показателям стоимости отдельных элементов схемы с учетом индекса роста цен на рассматриваемый момент времени. В расчетах, проводимых в 1999 году, его величина может быть принята в пределах 15-20 (по данным Кировпроекта). При этом одни и те же элементы схемы, повторяющиеся в сравниваемых вариантах, могут не учитываться. Расчетные стоимости трансформаторов и автотрансформаторов, комплектных трансформаторных подстанций, ячеек распределительных устройств приведены в /5,6/.

Текущие издержки при выборе главной схемы электрических соединений упрощенно могут быть рассчитаны следующим образом:

а) издержки на обслуживание и ремонт , тыс. руб.:

,

(10)

где  – норматив отчислений на обслуживание и ремонт может быть принят (в соответствии с /5,6/):

· для воздушных линий 35 кВ и выше, на стальных и железобетонных опорах – 0,8%;

· силового оборудования до 150 кВ – 5,9%;

· силового оборудования 220 кВ и выше – 4,9%.

б) потери электроэнергии могут быть оценены по среднему тарифу на э/э соответствующей энергосистемы , тыс. руб.:

,

(11)

В настоящее время в ориентировочных расчетах на основании данных действующих энергетических предприятий может быть принято в пределах 25-35 коп./кВт×ч.

 

 

Примеры

 

Пример 1. Выбрать схему выдачи мощности ТЭЦ, если предполагается установить четыре турбогенератора типа ТВФ-60, , . Нагрузка на шинах 10 кВ в максимальном режиме 100 МВт, в минимальном 75 МВт, ,  ч. Нагрузка на шинах 35 кВ в максимальном режиме 23 МВт, в минимальном 14 МВт, ,  ч. Вся остальная мощ­ность выдается в сеть 110 кВ. Предполагается  ч. Нагрузку собствен­ных нужд принять равной 10% установленной мощности, ,  ч.

Решение. Намечаем два варианта схемы выдачи мощности (рисунок 5). В обоих вариантах предусматривается установка двух трехобмоточных трансформаторов связи для обеспечения надежности электроснабжения нагрузки 35 кВ и выдачи всей избыточной мощности в сеть 110 кВ. Рассматриваемые варианты по степени надежности можно считать одинаковыми, поэтому сравнение производится без учета ущерба от недоотпуска электроэнергии.

 

                                 а)                                                           б)

Рисунок 5. Схемы выдачи мощности ТЭЦ к примеру 1.

а — первый вариант; б — второй вариант.

 

Выбираем трансформаторы связи по условиям баланса мощности на шинах низшего напряжения (2) и (3).

В первом варианте, МВ×А:

 ;

 ;

.

Примечание. Реактивная мощность подсчитывается по выражению

Q = P tgj,

где tgj определяется по известному значению cosj.

Отрицательные значения результирующих величин в скобках под корнем в выражении  показывают, что при отключении одного генератора мощность передается с шин 110 кВ на шины 10 кВ.

При отключении одного генератора соответственно снижен расход на соб­ственные нужды.

Мощность трансформатора выбирается по наибольшему перетоку  . Согласно (5), МВ×А,

.

Выбираем трансформатор ТДТН-40000/110 мощностью 40 МВ×А;  кВт;  кВт; соотношение мощностей обмоток 100:100:100%.

 

Во втором варианте, МВ×А:

 

;

;

.

.

Выбираем трансформатор ТДЦТН-80000/11О мощностью 80 МВ×А;  кВт;  кВт; соотношение мощностей обмоток ВН, СН и НН 100:67:100 %.

Во втором варианте при отключении одного трансформатора и передаче мощ­ности  второй будет перегружаться на 150%, что допустимо лишь в зимние сутки на 1 ч. В другое время ограничивается выдача мощности до , т. е. 112 МВ×А. Проверка трансформаторов с учетом реальных графиков по нагрузочной способности подробно (с примером) изложена в /7, с. 330/.

Учитывая, что аварийные и плановые отключения редки, допускаем уста­новку трансформаторов мощностью 80 МВ×А.

Потребители стороны 35 кВ получают питание через трехобмоточныё тран­сформаторы связи: в максимальном режиме  МВ×А;

в минимальном режиме  МВ×А.

Выбранные трансформаторы обеспечивают передачу необходимой мощности потребителям, подключенным на стороне 35 кВ.

В блоках генератор — трансформатор установлены трансформаторы типа ТД-80000/100, характеризующиеся следующими значениями потерь:  кВт;  кВт.

Результаты подсчетов капиталовложений даны в таблице 1.

 

Таблица 1. - Капитальные затраты

 

Оборудование	Стоимость единицы, тыс. руб	Варианты
		первый		Второй
		Коли­чество единиц,	Общая стоимость,	Коли­чество единиц,	Общая стоимость,
		шт.	тыс. руб.	шт.	тыс. руб
Трансформатор ТДТН-40000	128	2	256
Трансформатор ТДТН-80000	169	—	—	2	338
Трансформатор ТД-80000	112	2	224	1	112
Ячейки ОРУ 110 кВ	22	4	88	3	66
Ячейки ГРУ 10 кВ	10	4	40	5	50
Секционный выключатель 10 кВ с реактором	21	1	21	2	42
Итого			629		608
С учетом индекса роста цен, k = 20			12580		12160

 

Определяем потери энергии в трансформаторах связи.

 Первый вариант. Максимальная загрузка обмоток трансформатора (рисунок 6), МВ×А:

.

    Мощность обмотки низшего напряжения, МВт,

    Мощность обмотки среднего напряжения, МВт,

Число часов использования максимальной нагрузки по обмоткам трансфор­матора связи определяем по (13), ч,

 

.

По рисунку 4 определим число часов максимальных потерь, ч,

Потери электроэнергии в трансформаторе связи 40 МВ×А по (14), кВт×ч;

Потери электроэнергии в блочном трансформаторе 80 МВ×А по (12), кВт×ч:

Суммарные потери электроэнергии в двух трансформаторах связи и двух блочных трансформаторах, кВт×ч:

Второй вариант. Загрузка обмоток показана на рисунке 6. Подсчет  и t производится аналогично первому варианту.

 

 

Рисунок 6. К определе­нию загрузки обмоток трансформаторов.

(Все мощности даны в МВ×А. В скоб­ках указана загрузка для второго варианта).

 

Потери электроэнергии в трансформаторе связи 80 МВ×А, кВт×ч:

Потери электроэнергии в блочном трансформаторе подсчитаны выше. Суммарные потери электроэнергии в двух трансформаторах связи и блоч­ном трансформаторе, кВт×ч:

Годовые эксплуатационные издержки:

а) издержки на обслуживание и ремонт, тыс. руб.:

;

.

б) потери электроэнергии , тыс. руб.:

;
.

 

Дисконтированные издержки (  ; i = 0,12), тыс. руб.:

;

 .

Исходя из критерия минимума дисконтированных издержек, можно сделать вывод, что экономическое преимущество имеет второй вариант.

 

 

Пример 2. Выбрать схему выдачи мощности ГРЭС, на которой предпо­лагается установить четыре генератора типа ТГВ-200,  МВт, cos j= =0,85. Нагрузка на шинах 110 кВ: в максимальном режиме 280 МВт, cos j= =0,92; в минимальном режиме 180 МВт, cos j = 0,92,  = 6000 ч. Расход на собственные нужды принять 8% установленной мощности. Остальная мощность станции выдается в энергосистему по линиям 220 кВ. Блоки станции работают с  = 6500 ч.

Решение. Намечаем два варианта схемы выдачи мощности (рисунок 7). В обоих вариантах предусматривается блочное соединение генераторов с трансформато­рами, так как нагрузка на генераторном напряжении отсутствует.

Первый вариант. Максимальный переток через автотрансформатор в режиме минимальных нагрузок на 110 кВ составит, МВ×А:

 

,

Рисунок 7. Схемы выдачи мощности ГРЭС к примеру 2.

а — первый вариант; б — второй вариант.

 

Примечание. Подсчет перетока через автотрансформатор произведен по полным мощностям, так как cos j генераторов и нагрузки отличается незначи­тельно. Ошибка при этом не превышает 3%.

В режиме максимальных нагрузок на шинах 110 кВ переток будет равен, МВ×А:

,

 

В аварийном режиме при отключении одного блока и максимальной нагрузке на 110 кВ с шин 220 кВ на шины 110 кВ будет передаваться мощность, МВ×А,

,

 

По максимальному перетоку выбираем автотрансформатор АТДЦТН-250000/220/110 мощностью 250 МВ×А;  кВт;  = 430 кВт; = 390 кВт; = 145 кВт.

Обмотка НН напряжением 38,5 кВ рассчитана на  и используется для присоединения резервного трансформатора с. н. типа ТРДН-25000/35.

Второй вариант. Автотрансформатор включается в блоке с генератором; в этом случае его мощность по (6), МВ×А:

где

Выбираем два спаренных трехфазных автотрансформатора по 250 МВ×А такого же типа, как в первом варианте. Для резервирования собственных нужд предусматривается установка трансформатора ТРДН-25000/110, присоединен­ного к шинам 110 кВ.

В обоих вариантах в блоках, работающих на сторону 110 кВ, устанавли­ваются трансформаторы ТДЦ-250000/110 мощностью 250 МВ×А; ; .

В дальнейших расчетах учтены только те элементы схем, которые меняются в вариантах.

Подсчет капиталовложений сведен в таблице 2.

 

Таблица 2. - Капитальные затраты

 

Оборудование	Стоимость единицы, тыс. руб	Варианты
		первый		Второй
		Коли­чество единиц,	Общая стоимость,	Коли­чество единиц,	Общая стоимость,
		шт.	тыс. руб.	шт.	тыс. руб
Трансформатор ТДЦ-250000/110	228	2	456	1	228
Автотрансформатор АТДЦТН-250000-220/110	307	1	307	2	614
Резервный трансформатор с.н. ТРДН-2500¤35	54	1	54	—	—
То же типа ТРДН-25000/110	98	—	—	1	98
Ячейка 35 кВ	19	1	19	—	—
Ячейка генераторного выключателя	16	—	—	1	16
Итого			836		956
С учетом индекса роста цен, k = 20			16720		19120

 

Максимальная мощность, протекающая в блочном трансформаторе, МВ×А,

.

Число часов максимальных потерь (по рисунку 4), ч,

.

Потери электроэнергии в блочном трансформаторе, кВт×ч,

Максимальный переток через автотрансформатор в первом варианте, МВ×А,

S_м = 236,4.

Число часов использования максимальной нагрузки, (по формуле 13), ч,

.

Число часов максимальных потерь, (по рисунку 4), ч,

.

Потери электроэнергии в автотрансформаторе в первом варианте опреде­ляем по (15) и (16), кВт×ч,

 

 

Обмотка НН нормально не нагружена, поэтому    нагрузочные потери в ней равны нулю.

Потери определяем по (14), кВт×ч,

Потери электроэнергии в двух автотрансформаторах во втором варианте определяем, исходя из максимальной нагрузки обмоток, МВ×А,

,

,

 

Подсчет  произведен по (13), в результате находим число часов максимальных потерь, ч,

 

 

Потери к. з. в обмотке НН по (17), кВт,

Потери электроэнергии, кВт×ч,

 

В первом варианте суммарные потери электроэнергии в двух блочных тран­сформаторах и одном автотрансформаторе составят, кВт×ч,

 

 

Во втором варианте суммарные потери электроэнергии в одном блочном трансформаторе и двух автотрансформаторах составят, кВт×ч,

 

 

Годовые эксплуатационные издержки:

а) издержки на обслуживание и ремонт, тыс. руб.,

;

 .

б) потери электроэнергии , тыс. руб.,

 ;
 .

 

Дисконтированные издержки (  ; i = 0,12), тыс. руб.,

;

 .

 

Исходя из критерия минимума дисконтированных издержек, можно сделать вывод, что экономическое преимущество имеет первый вариант.

 

 

Литература

 

1. Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций. – М.: Энергоатомиздат, 1987. – 648 с.

2. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов и их отбору для финансирования (Офиц. изд.,). Госстрой России, Минэкономики РФ, Минфин РФ, Госкомпром России. – М.: 1994. – 80 с.

3. А.В. Мочалов. Оценка эффективности инвестиций в бизнес – планировании. – Киров, изд. ВятГТУ, 1995. – 206 с.

4. Практикум по финансовому менеджменту. Под ред. академика АМИР Е.С. Стояновой. – М.: “Перспектива”, 1997.

5. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. – М.: Энергоатомиздат, 1989. – 608 с.

6. Справочник по проектированию электроэнергетических систем. В.В. Ершевич, А.Н. Зейлигер, Г.А. Илларионов и др. Под ред. С.С. Рокотяна и И.М. Шапиро. 3-е изд. перераб. и доп. – М.: Энегроатомиздат, 1985.

7. Электрическая часть станций и подстанций: Учеб. для вузов/ А.А. Васильев, И.П. Крючков, Е.В. Наяшкова и др. Под ред. А.А. Васильева. – 2-е изд., перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат, 1990.

 

ВЫБОР ГЛАВНОЙ СХЕМЫ

ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ

 

Методические указания для курсового

и дипломного проектирования

 

Для студентов з/о

специальности ЭС – 100100

 

Киров 1999

УДК 621.311.2.:621.313(075.8)

 

 

Составители: к.т.н., доцент Новиков А.В.

к.т.н., доцент Зуева Н.А.

преподаватель Медов Р.В.

 

 

Рецензент: доцент каф. электроснабжения Закалата А.А.

 

 

Подписано в печать                                       Усл. печ. л   

Бумага типографская                           Печать матричная       

Заказ №                             Тираж   60 Бесплатно

Текст напечатан с оригинал-макета, предоставленного автором

610000, Киров, ул. Московская, 36

 

Ó Вятский государственный технический университет, 1999

 

Права на данное издание принадлежат Вятскому

государственному техническому университету

 

ВВЕДЕНИЕ

 

В связи с отсутствием достаточного количества учебной литературы в библиотеке ВятГТУ и введением новой методики технико-экономического обоснования схем электроустановок в данных методических указаниях приводятся основные принципы сравнения вариантов схем электрических станций по дисконтированным издержкам, а также примеры выбора трансформаторов связи и главных схем тепловых электрических станций.

 

Схемы выдачи электроэнергии на электростанциях

 

Схема выдачи электроэнергии зависит от состава оборудования (числа генераторов, трансформаторов) и распределения нагрузки между распредустройствами (РУ) разного напряжения.

На рисунке 1 показаны структурные схемы выдачи электро­энергии на теплофикационной электростанции (ТЭЦ). Такие станции обычно имеют потребителей на генераторном напряжении 6—10 кВ, что вызывает необходимость сооружения главного распределитель­ного устройства (ГРУ).

 

Рисунок 1. Структурные схемы выдачи электроэнергии ТЭЦ

 

Связь с энергосистемой осуществляется линиями высокого напряжения 110—220 кВ, поэтому на ТЭЦ, кроме ГРУ, сооружа­ется распределительное устройство высшего напряжения (РУ ВН).

Если вблизи ТЭЦ имеются энергоемкие производства, то питание их может осуществляться по линиям 35 кВ и выше. В этом случае на ТЭЦ предусматривается распределительное устройство среднего напряжения (РУ СН), (рисунок 1, б).

При установке на ТЭЦ мощных генераторов 100—250 МВт нецелесообразно присоединять их к ГРУ. Это привело бы к значи­тельному увеличению токов к.з., а следовательно, к утяжелению и удорожанию всей аппаратуры ГРУ. Кроме того, известно, что мощные генераторы имеют номинальное напряжение 13,8—20 кВ, а питание потребителей от ГРУ осуществляется обычно на напря­жении 6—10 кВ. Все это делает целесообразным присоединение мощных генераторов ТЭЦ непосредственно к РУ высокого напря­жения по схеме блоков генератор—трансформатор (рисунок 1, в).

Связь между распределительными устройствами разного напря­жения осуществляется с помощью двухобмоточных или трехобмоточных трансформаторов (автотрансформаторов).

На рисунке 2 показаны схемы выдачи мощности электростанций с преимущественным распределением электроэнергии на повышен­ном напряжении (ГРЭС, ГЭС, АЭС).

 

Рисунок 2. Структурные схемы выдачи электроэнергии мощными

электростанциями (ГРЭС, ГЭС. АЭС).

 

Отсутствие потребителей в непосредственной близости от таких электростанций позволяет не сооружать распределительного устрой­ства на генераторном напряжении. Каждый генератор соединяется непосредственно с повышающим трансформатором, обычно без установки выключателя на генераторном напряжении. Такое соединение называется блочным. Параллельная работа блоков генератор—трансформатор осуществляется на высоком напряжении, где предусматривается распределительное устройство (рисунок 2, а). Если электроэнергия выдается на высоком и среднем напряжении, то связь между ними осуществляется трансформатором (автотрансформатором) связи (рисунок 2, б) или автотрансформатором, к третьей обмотке которого подключен генератор (рисунок 2, в).

Выбор той или иной схемы станции производится на основании технико-экономического сравнения двух-трех вариантов, для чего в первую очередь необходимо выбрать количество и мощность трансформаторов (автотрансформаторов).