3. Выбор трансфрматоров на проектируемой электростанции
Вариант 1
3.1 Выбор блочных трансформаторов
Блочные трансформаторы выбираются по мощности генератора за вычетом нагрузки собственных нужд.
Sт≥ Sрасч=√(PG-PСН)2+(QG-QСН)2 (1.)
где: PG и QG – активная и реактивная мощность генератора.
PСН и QСН- активная и реактивная мощность собственных нужд.
Расход мощности собственных нужд определяется по формуле
Sс.н. = |
n% |
* PG * KC (2.) |
100 |
где: КС – коэффициент спроса
КС = 0.8 [4 ] c.12
n% = 14 [4 ] c.12
По формуле (2) определяем мощность собственных нужд
Sс.н. = |
60*14 |
*0,8= 6,72 МВА |
100 |
PCH = SCH * cos φ =6,72*0,8= 5,38 MB A
tg φG =0,75 tg φСН =0,75
Определяем реактивные мощности генератора и собственных нужд
QG= PG.* tg φG = 60*0,75 = 45 Мвар
Qс.н = Рс.н.* tg φСН = 5,38*0,75 = 4,04 Мвар
Определяем переток мощности по формуле (1)
Sт ≥ Sрасч=√(60-5,38)2+(45-4,04)2= 67,8 МВ А
К установке принимаются трансформаторы Т3 и Т4 типа ТДЦ- 80000/110
3.2 Выбор трансформаторов связи
Трансформаторы связи выбираются по наибольшему перетоку между ГРУ и РУВН из трех режимов:
3.2.1 Режим максимальной нагрузки на шинах ГРУ:
S1 расч=√(nPG- P H max - nPCН)2+(nQG- Q H max - nQCН)2 ( 3 ).
3.2.2 Режим максимальной нагрузки на шинах ГРУ:
S2 расч=√(nPG- P H min - nPCН)2+(nQG- Q H min - nQCН)2 ( 4 ).
3.2.3 Аварийный режим ( нагрузка на ГРУ максимальная один генератор
отключён):
S3 расч=√ [(n-1)PG- P H max – (n-1)PCН]2+[(n-1)QG- Q H max – (n-1)QCН] 2 ( 5 ).
Где:
n – число генераторов на
шинах ГРУ
PG и QG -активная и реактивная мощности генераторов , МВт и Мвар.
PCН и QCН - активная и реактивная мощности собственных нужд , МВт и Мвар.
P H max и Q H max – максимальная активная и реактивная нагрузка на шинах ГРУ , МВт и
Мвар.
P H min и Q H min – минимальная активная и реактивная нагрузка на шинах ГРУ , МВт и
Мвар.
P H max =n* Pmax* Кодн. = 30*3*1 = 90 МВт
Где: n- число кабельных линий
Pmax – максимальная активная мощность одной линии , МВт
Кодн – коэффициент одновременности
cos φнагр.=0.8 tg φнагр. =0,75
Q H max = P H max* tg φнагр.= 90*0,75 = 67,5 Мвар
По ( 3 ) S1 расч=√(2*60- 90– 2*5,38)2+(2*45- 67,5 – 2*4,04)2 = 24,04 МВА
P H min = n* Pmin* Кодн.= 30*2*1 = 60 МВт
Где: n- число кабельных линий
Pmin – минимальная активная мощность одной линии , МВт
Кодн – коэффициент одновременности
cos φнагр.=0.8 tg φнагр. =0,75
Q H min = P min * tg φнагр.=60*0,48 = 45 Мвар
По ( 4 ) S2 расч=√(2*60- 60– 2*2,82)2+(2*45- 45– 2*4,04)2 = 61,5 МВА
По ( 5 ) S3 расч=√ [60- 90 – 5,38]2+[45- 67,5– 4,04] 2 = 44,23 МВА
S1 расч max
S
т
>
( 6 ).
1.4
Где: S1 расч max – максимальная полная мощность из трёх режимов , МВА
1,4 – коэффициент учитывающий максимально-допустимую перегрузку на 40%
61,5
П о ( 6 ) Sт = = 44 МВА
1.4
К установке принимаются трансформаторы Т1 и Т2 типа ТРДЦН-63000/110
Вариант 2
3.3.1 Выбор блочного трансформатора
Смотри пункт 3.1
К установке принимается трансформатор Т3 типа ТДЦ-80000/110
3.3.2 Выбор трансформаторов связи
По ( 3 ) S1 расч=√(3*60- 90– 3*5,38)2+(3*45- 67,5 – 3*4,04)2 = 92,32 МВА
По ( 4 ) S2 расч=√(3*60- 60– 3*2,82)2+(3*45- 45– 3*4,04)2 = 130 МВА
По ( 5 ) S3 расч=√(2*60- 90– 2*5,38)2+(2*45- 67,5 – 2*4,04)2 = 24,4 МВА
130
По ( 6 ) Sт = = 93 МВА
1.4
К установке принимается трансформаторы Т1 и Т2 типа ТРДЦН-125000/110
Таблица номинальных данных трансформаторов.
Таблица 2 (6) с. 615
-
Тип трансформатора
Ном. напряжение
кВ
Потери
кВт
Напряжение
К.З. %
Вар.
1
Вар.
2
ВН
НН
ХХ
КЗ
ВН-НН
ТДЦ-80000/110
121
10,5
70
310
10,5
Т3,Т4
Т3
ТРДЦН-63000/110
115
10,5-10,5
59
245
10,5
Т1,Т2
-
ТРДЦН-125000/110
115
10,5-10,5
100
400
10,5
-
Т1,Т2
4. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ ВАРИАНТОВ СХЕМ ПРОЕКТИРУЕМОЙ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ
Экономическая целесообразность схемы определяется минимальными приведёнными затратами
З = ЕнК + И + J ,тыс руб /год (7)
Где:
К – капиталовложения на сооружение электроустановки, тыс. руб.
Ен – нормативный коэффициент экономической эффективности,
равный 0,12
И – годовые эксплуатационные издержки, тыс. руб./год
J – ущерб от недоотпуска электроэнергии, тыс. руб./год.
При курсовом проектировании ущерб не учитываем, так как считаем, что варианты равноценны
Капиталовложения К при выборе оптимальных схем выдачи электроэнергии и выборе трансформаторов определяют по укрупненным показателям стоимости элементов схемы.
Годовые эксплутационные издержки определяются по формуле:
И= |
РА + РО |
·К +β ΔW 10 –5 , тыс. руб./год (8) |
100 |
Где:
РА = 6,4 % и РО = 3 % отчисления на амортизацию и обслуживание [7] с. 429
ΔW – потери электроэнергии в трансформаторе, кВт ч
β =1,50 коп. стоимость 1 кВт ч потерь электроэнергии
КИ = 50 коэффициент инфляции
Потери энергии в двухобмоточном трансформаторе определяются по формуле:
ΔW = РхТ + Рк ( |
Smax )2 Sном |
Где:
Рх – потери мощности холостого хода, кВт·ч
Рк – потери короткого замыкания, кВт·ч
Smax – расчётная (максимальная) нагрузка трансформатора, МВА
Т – продолжительность работы трансформатора, ч (8760)
– продолжительность максимальных потерь.
-
= 0,124 +(
Тmax
)2 * 8760
10 4
Где: Тmax – число часов использования максимальной нагрузки (для блочных трансформаторов принимается Тmax=6500 ч , для трансформаторов связи Тmax=5000 ч).
4.1 Таблица технико-экономического сравнения вариантов схем проектируемой электростанции
Таблица 3 (7) с. 636-638
-
Тип
Оборудования
Стоимость
Единицы
Тыс. руб.
.
Вариант 1
Вариант 2
Кол-во единиц
Шт.
Общая стоимость
Тыс. руб.
Кол-во единиц
Шт.
Общая стоимость
Тыс. руб.
Трансформатор блочный типа
ТДЦ-80000/110
123*50=6150
2
12300
1
6150
Трансформатор
связи типа
ТРДН-63000/110
135*50=6750
2
13500
_
_
Трансформатор
связи типа
ТРДЦН-125000/110
219*50=10950
_
_
2
21900
Ячейки ОРУ
32*50=1600
4
6400
3
4800
Ячейки ЗРУ
15*50=750
4
3000
5
3750
Секционный выключатель с реактором
21*50=1050
1
1050
2
2100
Итого К, Тыс.руб.
36250
38700
Отчисление на амортизацию и обслуживание
Ра+Ро
100 Тыс. руб.
(6,4+3)* 36250=
100
=3407,5
(6,4+3)* 38700=
100
=3637,8
Стоимость потерь электроэнергии в трансформаторах
β ΔW 10 –3 , тыс. руб./год
β=0,82 руб./кВтч
1,50*5306922,8 *10 –3=
=7960,4
1,50*4427379,6 *10 –3=
=6641,07
Годовые эксплутационные издержки
И=
РА+РО
·К +β ΔW 10–3
100
тыс. руб./год
3407,5+7960,4=11367,9
3637,8+6641,07=10278,87
Приведенные затраты
З = ЕнК + И
тыс. руб./год
0,12*36250+11367,9=15717,9
0,12*38700+10278,87=
=14922,87
Вывод: Схема второго варианта экономичнее схемы первого варианта, поэтому при дальнейшем расчете берем данные для схемы второго варианта.
4.2 Расчет потерь электроэнергии в трансформаторах:
Вариант 1
Потери в блочных трансформаторах Т3, Т4.
|
По (10) = 0,124 +( |
7000 |
)2 * 8760=5947,8 ч |
|
|||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
|
10 4 |
|
|||||
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
||||
|
|||||||
|
|||||||
По (9) ΔWТ4 = ΔWТ3 =70*8760 + 310* ( |
67,8 |
)2*5947,8=1937533,8 кВт·ч |
|
80 |
|
||
Потери в трансформаторах связи Т1, Т2: |
|||
|
По (10) = 0,124 +( |
5000 |
)2 * 8760=3410,9 ч |
|
|||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
|
10 4 |
|
|||||
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
||||
|
|||||||
|
|||||||
По (9) ΔWТ1 = ΔWТ2 =59*8760 + 245* ( |
61,5/2 |
)2*3410,9=715927,6 кВт·ч |
|
63 |
|
||
Суммарные потери в трансформаторах вариант 1 |
|||
ΔW1Вар.=2* ΔWБ.Т.+2* ΔWТ.С.=2*1937533,8 + 2*715927,6=5306922,8 кВт·ч
Вариант 1
Потери в блочном трансформаторе Т3.
|
По (10) = 0,124 +( |
7000 |
)2 * 8760=5947,8 ч |
|
|||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
|
10 4 |
|
|||||
|
|
|
|
||||
|
|
|
|||||
|
|||||||
|
|
||||||
|
|
||||||
По (9) ΔWТ3 =70*8760 + 310* ( |
67,8 |
)2*5947,8=1937533,8 кВт·ч |
|
80 |
|||
Потери в трансформаторах связи Т1, Т2: |
|
||
|
|||
|
По (10) = 0,124 +( |
5000 |
)2 * 8760=3410,9 ч |
|
|||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
|
10 4 |
|
|||||
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
||||
|
|||||||
|
|||||||
По (9) ΔWТ1 = ΔWТ2 =100*8760 + 400* ( |
130/2 |
)2*3410,9=1244922,9 кВт·ч |
|
125 |
|
||
Суммарные потери в трансформаторах вариант 2 |
|||
ΔW2Вар.= ΔWТ1 + ΔWТ2 + ΔWТ3=1937533,8 + 2*1244922,9=4427379,6 кВт·ч