ГРЭС-2200МВт (стр. 1 из 4)

1. Выбор генераторов

Исходя из установленной мощности ГРЭС-2200МВт принимаем установку генераторного типа ТГВ-500–2У3; ТГВ-200–2У3. Данные генераторов записываем в таблицу 1.1.

Таблица 1.1.

Тип генератора	Частота вращения об/мин	Номинальные значения				Xd``	Цена, тыс. руб.
		SномМВ·А	PномМВт	UномкВ	cosφ
ТГВ-500–2У3	3000	588	500	20	0.85	0.243	1280
ТГВ-200–2У3	3000	235,3	200	15,75	0,85	0,190	593,4

2. Выбор двух вариантов схем на проектируемой электростанции

В первом варианте рисунок 2.1 к шинам высокого напряжения 500кВ присоединено четыре генератора ТГВ-500–2У3 через блоки. К шинам среднего напряжения 110кВ присоединен через блок генератор ТГВ-200–2У3. Во втором варианте рисунок 2.2 к шинам высокого напряжения 500кВ присоединено 3 генератора ТГВ-500–2У3 через блоки. К шинам среднего напряжения 110кВ присоединены через блоки генератор ТГВ-500–2У3 и генераторТГВ-200–2У3.

3. Выбор трансформаторов на проектируемой электростанции

1. При выборе блочных трансформаторов для генератора ТГВ-200–2Д надо учесть, что вся мощность генератора должна быть передана в сеть высокого напряжения, гдеSном, Рном.г, cosφ – соответственно активная, полная мощность и коэффициент мощности генератора (см. Таблица 1.1.).

Sном.г=235.3=100% Sс.н =

=16.73 МВ·А; [3.с. 8. (1.1)]

Определяем номинальную мощность трансформатора, МВ·А;

Sном.т

Sном.г–Sс.н = 235.3. – 16.73 = 218.57 МВ·А;

2. Выбираем трансформатор для генератора ТВМ-300-У3.

Sном.г = 353 = 100% Sс.н=

= 25.13 МВ·А;

Определяем номинальную мощность трансформатора, МВ·А;

Sном.т

Sном.г–Sс.н = 353 – 25.13 = 327.87 МВ·А;

3. Выбираем трансформатор для генератора ТВФ-120–2У3.

Sном.г = 125 = 100% Sс.н =

= 8.9 МВ·А;

Определяем номинальную Sном.т

Sном.г – Sс.н = 125 – 8.9 = 133.9 МВ·А;

мощность трансформатора, МВ·А;

По справочной литературе выбираем трансформаторы, и все данные вносим в таблицу 3.1.

Таблица 3.1.

№	Тип	Мощность МВ·А	Напряжение		Потери кВт		Напряжение к.з. Uк, %
			ВН	НН	Pхх	Pкз
1	ТДЦ-250000/220	250	242	13.8;	130	660	11
2	ТДЦ-250000/110	250	121	13.8;	170	550	10.5
3	ТДЦ-400000/220	400	242	15.75;	280	870	11
4	ТДЦ-200000/110	200	121	10.5;	170	550	10.5

Согласно задания, связь с системой осуществляется на высшем напряжении, а автотрансформаторы должны обеспечить питание потребителей среднего напряжения, а также выдачу избыточной мощности в распределительные устройства в режимах нагрузки на среднем напряжении. При аварийном отключении одного из автотрансформаторов связи, другой может быть перегружен на 40 процентов.

Расчетный переток мощности через автотрансформатор связи определяют по формуле

Sрасч =

; [3.с. 13. (1.4)]

Выбираем автотрансформаторы связи на ГРЭС, структурные схемы вариантов Iи IIпоказаны на рисунке 2.1. и 2.2. на станции установлен генератор по 100 МВт, cosφ =0.8, нагрузка на среднем напряжении 110кВ Pmax = 150 MBт; Pmin = 120 MBт; cosφ = 0.93. Вся остальная мощность выдается в сеть 220 кВ.

Подсчитываем реактивные составляющие мощностей.

Qc.max = Pc.max · tgφ = 150 · 0.394 = 59.1 МВар;

Qc.min = Pc.min · tgφ = 120 · 0.394 = 47.28 МВар;

Qном.г = Pном.г · tgφ = 100 · 0.75 = 75 МВар;

Расход на собственные нужды

Pс.н.max =

= 8 МВт;

Qс.н.max =Pс.н.max · tgφ = 8 · 0.75 = 6 МВар;

Определяем расчетный переток мощности через автотрансформатор связи.

I вариант (рис. 2.1.)

Sрасч 1 =

= 58.83 МВ·А;

Sрасч 2 =

= 35.44 МВ·А;

Рассчитываем нагрузку при отключении одного из блоков, присоединенных к шинам 110кВ.

Sав. =

= 161.22 МВ·А;

Выбираем номинальную мощность автотрансформатора по формуле.

Sном.АТ

МВ·А; Sном.АТ = 115.15 МВ·А

Подсчитываем реактивные составляющие мощностей для II варианта.

Qном.г = Pном.г · tgφ = 200 · 0.62 = 124 МВар;

Определяем расчетный переток мощности через автотрансформатор связи.

II вариант (рис. 2.2.)

Sрасч 1 =

= 35.12 МВ·А;

Sрасч 2 =

= 100.92 МВ·А;

Рассчитываем нагрузку при отключении одного из блоков, присоединенных к шинам 110кВ.

Sав. =

= 161.22 МВ·А;

Выбираем номинальную мощность автотрансформатора по формуле.

Sном.АТ

= 115.15 МВ·А

В первом и втором случае выбираем два автотрансформатора по 125МВ·А –

2

125000/220/110. По справочной литературе выбираем автотрансформаторы, и все данные вносим в (Таблицу 3.2).

Таблица 3.2

Тип	МощностьМВ·А	Напряжение кВ			Потери кВт		Напряжение к.з. Uк.%
		ВН	СН	НН	Pх	Pк	Uк. в-с	Uк. в-н	Uк. с-н
АТДЦТН-125000/220/110	125	230	121	6.3;	65	315	11	45	28

4. Технико-экономическое сравнение вариантов схем проектируемой станции

Экономическая целесообразность схемы определяется минимальными приведенными затратами:

З = pн ·К + И

где pн – нормативный коэффициент экономической эффективности, равный 0.12;

К – капиталовложения на сооружения электроустановки, тыс. р; И – годовые эксплутационные издержки, тыс. р.год.

Вторая составляющая расчетных затрат – годовые и эксплутационные издержки – определяется по формуле: И =

[4.§ 5.1.7.с. 327 (5.11)] где pa, po – отчисления на амортизацию и обслуживание, %; β – стоимость 1 кВт · ч.

Произведем технико-экономическое сравнение структурных схем ГРЭС, приведенных на рисунке 2.1 и 2.2.

На ГРЭС установлены (рис. 2.1) 6 генераторов 5

ТГВ-200–2Д; 1 ТВФ-120–2У3; на (рис. 2.2) 3 ТВМ-300-У3; 1 ТГВ-200–2Д; в блоке с трансформаторами

ТДЦ-250000/220 (Pхх = 130 кВт. Pкз = 660 кВт.) ТДЦ-250000/110 (Pхх = 170 кВт. Pкз = 550 кВт.) ТДЦ-400000/220 (Pхх = 280кВт. Pкз = 870 кВт.) ТДЦ-200000/110 (Pхх = 170 кВт. Pкз = 550 кВт.) Тмах = 8234 ч.

Вся остальная мощность выдается в систему по линиям 220кВ. Связь между РУ осуществляется с помощью автотрансформаторов: I вариант (рис. 2.1)

АТДЦТН-125000/220/110 (Pх =65 кВт. Pк = 315кВт.). II вариант (рис 2.2) АТДЦТН-125000/220/110 (Pх =65 кВт. Pк = 315кВт.). Составляем таблицу подсчета капитальных затрат, учитывая основное оборудование.

Таблица 4.1.

Оборудование	стоимость единицы, тыс. руб.	варианты
		I вариант (рис. 2.1)		II вариант (рис. 2.2)
		Колич. един. шт.	Общая стоимость тыс. руб.	Колич. един.шт.	Общая стоимость тыс. руб
Генератор ТГВ-200–2Д	593.4	5	2967	1	593.4
Генератор ТВФ-120–2У3	350	1	350	–	–
Генератор ТВМ-300-У3	900	–	–	3	2700
Блочный трансформатор ТДЦ-250000/220	316	5	1580	–
Блочный трансформатор ТДЦ-250000/110	257	–	–	1	257
Блочный трансформатор ТДЦ-400000/220	420	–	–	3	1260
Блочный трансформатор ТДЦ-200000/110	290	1	290	–	–
Автотрансформатор АТДЦТН-125000/220/110	270	2	540	2	540
Ячейки ОРУ-110кВ	30	2	60	2	60
Ячейки ОРУ-220кВ	76	6	456	4	304
ИТОГО			6243	5714,4
ИТОГО с учетом удорожания			К 26 6243	К 26 5714,4

Для определения времени максимальных потерь используем годовой график. (Рис. 4.1.)

Рис. 4.1.