Электрическая часть ГРЭС-660 МВт

 рн – нормативный  коэффициент экономической эффективности = 0,12

 И – годовые  эксплуатационные издержки, тыс.руб./год 

 Р_а, Р_о – отчисления на амортизацию и обслуживание, %

  - потери  электроэнергии, кВт*ч

  - стоимость  1 кВт*ч потерь электроэнергии.

 3. Капитальные  затраты.

 
 

 Вариант I.

 3.1. Определяем  потери электроэнергии в блочном  трансформаторе, присоединенном к  шинам 110 кВ.

 ТДЦ-125000/110

 Т = Т_год – Т_рем = 8760 – 600 = 8160 ч.

 τ = 5800 ч., определено по рис.5.6 для энергоблоков с Т_max = 7000 ч. 
 

 3.2. Определяем  потери электроэнергии в блочном  трансформаторе, присоединенном к  шинам 220 кВ.

 ТДЦ 125000/220 

 3.3. Потери  электроэнергии в автотрансформаторе  связи в первом варианте с  учетом того, что обмотка НН  ненагружена. 
 
 

 3.4. Удельные  потери в обмотках: 
 
 

 τ_В = τ_С = 5200; Т = Т_год = 8760 ч 

 3.5. Суммарные  годовые потери: 
 

 3.6. Годовые  эксплуатационные издержки: 
 
 

  3.7. Приведенные  затраты без учета ущерба:

З₁  =  рн*К₁ + И₁ = 0,12*2899 + 23163 = 23510,88 тыс.руб./год 

 Вариант II.

 3.1.1. Потери  электроэнергии в автотрансформаторе  связи во втором варианте с  учетом того, что обмотка НН  ненагружена. 
 
 

 3.3.1. Удельные  потери в обмотках:

 τ_В = τ_С = 5200 ч

 Т = Т_год = 8760 ч

 Р_кВ =168,62 МВА

 Р_кС =146,37 МВА 
 

 3.4.1. Суммарные  годовые потери: 
 
 

 3.5.1. Годовые  эксплуатационные издержки: 
 
 
 

 3.6.1. Приведенные  затраты без учета ущерба:

З₂  =  рн*К₂ + И₂ = 0,12*3040 + 21322 = 21686,8 тыс.руб./год 

З₁  =  23510,88 тыс.руб./год

З₂  =  21686,8 тыс.руб./год

 Второй вариант  экономичнее первого на 8%, остановимся  на нем. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

 IV. Выбор и обоснование упрощенных схем РУ разных напряжений.

  Открытые  РУ должны обеспечить надежность работы, безопасность и удобство обслуживания при минимальных затратах на сооружение, возможность расширения, максимальное применение крупноблочных узлов  заводского изготовления.

  Расстояние  между токоведущими частями и  от них до различных элементов  ОРУ должно выбираться в соответствии с требованиями ПУЭ.

  Под силовыми трансформаторами, масляными реакторами и баковыми выключателями 110 кВ и  выше предусматривается маслоприемник, укладывается слой гравия, толщиной не менее 25 см, и масло стекает в  аварийных случаях в маслосборники. Кабели оперативных цепей, цепей  управления, релейной защиты, автоматики и воздухопроводы прокладываются в  лотках из железобетонных конструкций  без заглубления в почву или  в металлических лотках, подвешенных  к конструкциям ОРУ.

  Открытое  РУ должно быть ограждено.

  Открытые  РУ имеют следующие преимущества перед закрытыми:

1. Меньше объем строительных работ, так как необходимы лишь подготовка площадки, устройства дорог, сооружение фундаментов и установка опор, в связи с этим уменьшается время сооружения и стоимость ОРУ;
2. Легче выполняются расширение и реконструкция;
3. Все аппараты доступны для наблюдения.

В тоже время  ОРУ менее удобны в обслуживании при низких температурах и в ненастье, занимают значительную площадь, чем  ЗРУ, а аппараты на ОРУ подвержены запылению, загрязнению и колебаниям температуры.

  В принятой компоновке все выключатели размещаются  в один ряд около второй системы  шин, что облегчает их обслуживание. Такое ОРУ называется однорядным. При проектировании был выбран к  установке элегазовый выключатель  типа ВГБ-220-2000-40У1.

  Каждый  полюс шинных разъединителей, типа РВПЗ-20-12500, второй системы расположен под проводами соответствующей  фазы сборных шин. Такое расположение называется «килевое» и позволяет  выполнить соединения шинных разъединителей непосредственно под сборными шинами и на этом уровне присоединить выключатель. Рассмотренные разъединители имеют  полюсное управление.

  Ошиновки  ОРУ выполнена гибким сталеалюминевым  проводом АС-400-22 по два провода в  каждой фазе с дистанционными распорками, ошиновка в сторону аппаратов  одним проводом АС-400-22 по фазе. Линейные и шинные порталы и все опоры  под аппаратами – стандартные, железобетонные.

  Для более  удобного  обслуживания оборудования ОРУ, по линии выключателей расположена  дорога с твердым покрытием. Кабели и воздухопроводы расположены в  лотках из железобетонных плит, которые  одновременно служат пешеходными дорожками, в местах пересечения с дорогой  лотки прокладываются под проезжей частью. 
 
 
 
 
 
 

Выбор электрических аппаратов  блока 110 МВт

 
 

 
 

V. Выбор схемы собственных нужд и трансформаторов собственных нужд.

 На ГРЭС собственные  нужды (СН) получают питание от трансформаторов, присоединенных отпайкой к блоку  генератор-трансформатор.

1. СН генераторов Г1- Г6 типа Т3В – 110 – 2 равны S_СН = 9,37 МВА.

Принимаем трансформаторы СН по табл. П2.4.

ТРДНС – 16000/20

U_НН1 = 10,5 кВ

U_НН2 = 6,3 кВ 
 
 
 

Мощность резервных  трансформаторов СН равна мощности рабочих.

1й РТСН  подключается к шинам 110 кВ; поставляется  с первым блоком на 4 блока.

ТРДН 25000/110

115/6,3 – 6,3 кВ

2й РТСН подключается  к низкому напряжению АТ; поставляется  с 5м блоком

АТДЦТН 125000/110/38,5

ТРДНС 25000/35

36,75/6,3 – 6,3 кВ

3й РТСН генераторного  напряжения служит для замены  любого рабочего ТСН; не подключен;  поставляется при 6 блоках и  более

ТРДНС 25000/35

15,75/6,3 – 6,3 кВ

Шины резервного питания секционируются через 2 – 3 блока. 
 
 
 
 
 
 
 
 

 

VI. Расчет токов короткого замыкания.

6.1. Расчетная схема

G_{41– 6} : Т3В – 110 – 2; x”d = 0,17; S_ном = 137,5 МВА; U_ном = 10,5 кВ

Т_{1 – 4} : ТДЦ 125000/220; U_{к ВН – НН} = 11%

Т_{5 – 6} : ТДЦ 125000/110; U_{к ВН – НН} = 10,5%

АТ_{1 – 2} : АТДЦТН 125000/220/110/38,5; U_{к В – С} = 11%

                                      U_{к В – Н} = 45%

                                      U_{к С – Н} = 28%

W₁ = 192км

W₂ = 183 км

W₃ = 67 км

ВГБ – 110 tсв = 0,035 с.

ВВГ – 20 tсв = 0,12 с. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

 

6.2. Схема замещения.

6.3. Расчет сопротивлений.

Принимаем: S_б = 1000 МВА

           U_б = 115 кВ

           U_{б К2} = 10,5 кВ

1. Генераторы:

X_G1-4 ;x11 = x12 = x13=х14

X_G5-6 ;x17 = x18

2. Энергосистема:
3. Трансформаторы:

T_1-4 ;x7 = x8 = x9 =х10

T_5-6 ; x15 = x16 

4. Автотрансформаторы:

 
 
 
 
 
 
 

5. ЛЭП:

 
 
 
 

6.4. Упрощение схемы.

Точка к-1. 
 
 
 
 

 
 
 
 
 
 
 

 
 
 

 

6.5. Упрощение схемы.

Точка к-2

.

G₅: x₄₀ =  

x₄₁ = x₃₈* x₁₆*y = 1,87*0,84*2,85=4,47

x₄₂ = x₃₉* x₁₆*y = 1,55*0,84*2,85=3,71

x₄₁ = x₄₀* x₁₆*y = 2,07*0,84*2,85=4,95 

6.6. Расчет токов I_по; i_y; i_aτ; I_aτ для точки к-1.

6.6.1. Рассчитаем значение периодической составляющей 3х фазного тока КЗ в точке к-1:

 
 

С: кА

G_1-4:

G_5-6:

Суммарное значение периодической составляющей тока КЗ в точке к-1: 

6.6.2. Произведем расчет ударных токов в точке к-1: