- •1 Выбор генераторов
- •2 Выбор и обоснование 2-х вариантов схем проектируемой тэц
- •3 Выбор трансформаторов на проектируемой тэц
- •4 Выбор схемы собственных нужд (сн) и трансформаторов собственных нужд
- •5 Технико-экономическое сравнение вариантов схем
- •7 Выбор секционного реактора на гру 6кВ
- •8 Расчет токов короткого замыкания
- •9 Выбор электрических аппаратов и токоведущих частей для заданных цепей
- •Выбираем по таблице п 4.4 [1] выключатель типа вв/tel-10-20/630.
- •11 Выбор измерительных приборов и измерительных трансформаторов
- •11.4 Выбор трансформаторов напряжения на сборных шинах 110кВ
- •12 Описание конструкции распределительных устройств (ру)
4 Выбор схемы собственных нужд (сн) и трансформаторов собственных нужд
Для питания собственных нужд станции, согласно НТП, выбираем ТСН по числу секций ГРУ. Трансформаторы подключаем к соответствующим секциям ГРУ. Мощность ТСН определим исходя из процентного расхода на собственные нужды для ТЭЦ. Для резервирования питания рабочих ТСН С.Н. используем РТСН подключенный к выводам низкого напряжения трансформатора связи Т1 Схема собственных нужд приведена на рисунке 4.1.
Мощность рабочих ТСН, подключенных к ГРУ определим из условий
По [2] таблица 3.4 выбираем трансформатор типа ТДНС- 16000/20
Принимаем РТСН на ступень выше рабочего ТСН типа ТРДНС-25000/10
Данные трансформаторов сводим в таблицу 4.1.
Таблица 4.1 Данные трансформаторов собственных нужд
Тип трансформатора |
Uном вн, кВ |
Uн,нн кВ |
Потери, кВт |
Uк% |
Iх,% |
|
Рхх |
Ркз |
|||||
ТДНС-16000/20 |
10,5 |
6,3 |
17 |
85 |
10 |
0,7 |
ТРДНС-25000/10 |
10,5 |
6,3/6,3 |
25 |
115 |
10,5 |
0,65 |
к РУ – 110 кВ
Т1
Т2
Q6
Q8
Q7
LR
Q5
6кВ
Q1
Q2
Q3
Q4
G2
ТСН1
G1
ТСН2
РТСН
Резервная магистраль
4.1 Схема собственных нужд ТЭЦ.
5 Технико-экономическое сравнение вариантов схем
5.1 Выбор оптимального варианта. Оптимальный вариант выбираем по минимуму приведенных затрат.
З=Pн·К+И,
где Pн – нормативный коэффициент экономической эффективности, принимаем 0,12
И= ,
где а - норма амортизационных отчислений, принимаем а=6,4%, b- норма отчислений на обслуживание , принимаем 3%;
– стоимость 1 кВтч , принимаем 1 руб/кВт·ч;
W – суммарные потери энергии в трансформаторах варианта , кВтч;
К – капитальные затраты.
Результаты расчета капитальных затрат сведем в таблицу 5.1
Таблица 5.1 Кипитальные затраты
Оборудование |
Стоимость единицы, тыс.руб. |
ВАРИАНТЫ |
|||
Первый |
Второй |
||||
Кол-во ед, шт. |
Общая стоимость |
Кол-во ед, шт. |
Общая стоимость |
||
Ячейка ЗРУ-6 кВ: |
|
|
|
|
|
Секционный выключатель с реактором |
21 |
1 |
21 |
|
|
Генераторный выключатель |
15 |
4 |
60 |
|
|
Ячейка ОРУ-110 кВ |
32 |
7 |
224 |
7 |
224 |
Ячейка КРУ |
2,4 |
|
|
6 |
14,4 |
Секционный выключатель |
40 |
|
|
2 |
80 |
Итого |
|
|
305 |
|
318,4 |
Годовые эксплуатационные издержки складываются из ежегодных эксплуатационных расходов на амортизацию и обслуживание оборудования и расходов, связанных с потерями энергии в блочных трансформаторах:
И = ( а+ о)/100∙К + ∆W∙ ∙10-5
где а+ о– отчисления на амортизацию и обслуживание
а = 6,4%, о =2%
β - стоимость 1 кВ∙ч потерь энергии
∆W - потери электроэнергии в трансформаторах за год.
∆W=∆Рхх ∙Т + ∆Рк∙ ( Sном/ Smax)2∙ τ
где ∆Рхх- потери холостого хода
∆Рк - потери короткого замыкания
Sном – номинальная мощность трансформатора, МВА
Smax – максимальная мощность трансформатора, МВА
Т – число часов работы трансформатора (8760 ч)
τ - время максимальных потерь для Тmax = 5500ч:
τ = (0,124 + Тmax∙10-4)2 ∙ Т =3411ч
где Тmax – время использования максимальной нагрузки.
Исходя из данных трансформаторов и режимов их работы определяем потери электроэнергии и приведённые затраты для каждого варианта.
Вариант 1
Потери в трансформаторах Т1 – Т2:
∆W1-2 = 8760∙34 + 170∙ (53,36/2/40)2∙3411=555817,8 кВт . ч
Приведённые затраты:
З1 =(0,12+0,094) ∙305+(2∙0,56∙106) ∙1∙10-5 = 76,386 у.е.
Вариант 2
Потери в трансформаторе Т3:
∆W1-2 = 8760∙34 + 170∙ (26,67)2∙3411=555624,4 кВт . ч
Приведённые затраты:
З2 =(0,12+0,094) ∙318+(2∙0,56∙106) ∙1∙10-5 = 79,25 у.е.
Так как З2>З1 на 3,9%, то эти два вариант можно считать равными, и поэтому выбираем 1 вариант и используем его для дальнейших расчётов.
W1
W2
W3
ОВ
ШСВ
1 10 кВ
Т1
Т2
Т3
Г3
6 кВ
1c
2c
Г1
Г2
n1-9
n9-18
Рисунок 3.1 Электрическая схема вариант 1
W1
W2
W3
110 кВ
ОВ
ШСВ
Т1
Т2
Т3
Г3
Г1
Г2
6 кВ
n1
n2
n3
n4
n5
n6
n7
n8
n9
n10
n11
n12
n13
n14
n158
n16
n17
n18
Рисунок 3.2 Электрическая схема вариант 2
6 Выбор и обоснование упрощённых схем РУ разных напряжений
Для выбранного варианта выбираем схемы РУ.
Подсчитываем количество присоединений в РУ- 6 кВ и РУ- 110 кВ.
6 кВ: n=18
110 кВ: n=3
Для схемы РУ-6 кВ применяют схему с одной системой сборных шин, секционированную выключателем. Данная схема снижает стоимость монтажа и позволяет широко применять механизацию, что уменьшает время сооружения электроустановки; авария на сборных шинах приводит к отключению только одного источника и половины потребителей; вторая секция и все присоединения к ней остаются в работе.
Для схемы РУ – 110 кВ принимаем схему с двумя рабочими и обходной системой шин. Эта схема применяется на напряжение 110 – 220кВ при числе присоединений свыше семи. Схема обладает следующими достоинствами: гибкость и надёжность; обходным выключателем можно заменить выключатель любого присоединеия.
Схема выбранного варианта приведена на рисунке. 3.1.