Электрическая часть ГРЭС-1220 МВт (стр. 2 из 4)
Используя формулу для определения перетоков мощности, определяем расчетную мощность:
- в минимальном режиме
МВА- в максимальном режиме
МВА- аварийном режиме
МВАПо наибольшей расчетной мощности выбираем номинальную мощность автотрансформатора по формуле с учетом допустимой перегрузки:
МВАВыбираем два автотрансформатора по 63 МВА - 2 x АТДЦТН-63000/220/110
Выбранные трансформаторы и автотрансформаторы сводим в таблицу 4.1.
Таблица 4.1.
| Тип | Мощность,МВА | Напряжение, кВ | Потери, кВт | Напряжение к.з., % | |||||||
| ВН | СН | НН | Рх | Рк | Uк.ВС | Uк.ВН | Uк.СН | ||||
| ТДЦ-400000/220-73У1 | 400 | 242 | - | 15,75 | 330 | 880 | - | 11 | - | ||
| ТДЦ-200000/110 | 200 | 121 | - | 18 | 170 | 550 | - | 10,5 | - | ||
| ТДЦ-250000/220 | 250 | 242 | - | 15,75 | 207 | 600 | - | 11 | - | ||
| ТДЦ-125000/110 | 125 | 121 | - | 10,5 | 120 | 400 | - | 10,5 | - | ||
| АТДЦТН-63000/220/110 | 125 | 230 | 121 | - | 37 | РкВС | РкВН | РкСН | |||
| 200 | 162 | 159 | 11 | 35 | 22 | ||||||
| АТДЦТН-125000/220/110 | 125 | 230 | 121 | - | 65 | 290 | 235 | 230 | 11 | 45 | 28 |
4. Технико-экономическое сравнение на проектируемой электростанции
Произведем технико-экономическое сравнение двух вариантов структурных схем, приведенных на рис. 2.1 и 2.2. На угольной ГРЭС установлено:
1 вариант – 3 генератора ТВМ-300У3, работающие в блоке с трансформаторами ТДЦ-400000/220-73У1 (Рх =330 кВт,Рк = 880 кВт) и 2 генератора ТВВ-160-2ЕУ3, работающие в блоке с трансформаторами ТДЦ-200000/110 (Рх =170 кВт,Рк = 550 кВт). Связь между распределительными устройствами осуществляется двумя автотрансформаторами АТДЦТН-125000/220/110 (Рх = 65 кВт, РкВС = 290 кВт, РкВН = 235 кВт, РкСН = 230 кВт).
2 вариант – 5 генераторов ТГВ-200-2УЗ, работающие в блоке с трансформаторами ТДЦ-250000/220 (Рх =170 кВт,Рк = 550 кВт) и 2 генератора ТФВ-110-2ЕУЗ, работающие в блоке с трансформаторамиТДЦ-125000/110 (Рх =170 кВт,Рк = 550 кВт). Связь между распределительными устройствами осуществляется двумя автотрансформаторами АТДЦТН-63000/220/110 (Рх = 37 кВт, РкВС = 200 кВт, РкВН = 162 кВт, РкСН = 159 кВт).
Tуст = 7000 ч., Tмах = 6900 ч., cos φ = 0,89.
Составляем таблицу подсчета капитальных затрат, учитывая основное оборудование.
Таблица 4.1
| Оборудование | Стоимость единицы,тыс. руб. | Варианты | |||
| 1 вариант (рис. 2.1.) | 2 вариант (рис. 2.2.) | ||||
| Кол-во, шт. | Общаястоимость,тыс. руб. | Кол-во,шт. | Общаястоимость,тыс. руб. | ||
| ТВМ-300У3 | 900 | 3 | 2700 | - | - |
| ТВВ-160-2ЕУ3 | 650 | 2 | 1300 | - | - |
| ТГВ-200-2УЗ | 593,4 | - | - | 5 | 2967 |
| ТФВ-110-2ЕУЗ | 350 | - | - | 2 | 700 |
| ТДЦ-400000/220-73У1 | 389 | 3 | 1167 | - | - |
| ТДЦ-200000/110 | 253 | 2 | 506 | - | - |
| АТДЦТН-125000/220/110 | 195 | 2 | 390 | - | - |
| ТДЦ-250000/220 | 284 | - | - | 5 | 1420 |
| ТДЦ-125000/110 | 140 | - | - | 2 | 280 |
| АТДЦТН-63000/220/110 | 159 | - | - | 2 | 318 |
| Ячейки ОРУ 110 кВ | 38 | 4 | 152 | 6 | 228 |
| Ячейки ОРУ 220 кВ | 75 | 3 | 225 | 3 | 225 |
| Итого: | 6440 | 6138 | |||
| Итого с учетом удорожания: | 6440 х 26 | 6138 х 26 | |||
Для упрощения расчетов: повторяющиеся в вариантах элементы не учитываем.
Для определения годовых эксплуатационных издержек подсчитываем потери электроэнергии:
Вариант 1: Определяем потери в блочном трансформаторе, присоединенном к шинам 110 кВ, по
По графику определяем продолжительность максимальных потерь
ч.Максимальная нагрузка блочного трансформатора:
МВАДля блоков с трансформаторами 400 МВА, присоединенных к шинам 220 кВ:
Определяем потери в блочном трансформаторе, присоединенном к шинам 110 кВ:
МВА 
Потери электроэнергии в автотрансформаторе связи, с учетом того, что обмотка НН не нагружена:
где Т=8760 ч, так как автотрансформатор связи включен в течении всего года. Наибольшая загрузка обмоток будет в режиме минимальной нагрузки на 110 кВ(аварийный режим в расчете потерь не учитывается):
Время максимальных потерь
= 
следовало определить по TMAXграфика перетоков мощности через автотрансформатор, но график не задан, поэтому принимаем 
средним между TMAXгенератора и нагрузки 110 кВ; 
По этому значению находим
= = 
по [3. §5.1., с. 396., (рис 5.6)]. Удельные потери в обмотках : 
[3. §5.1., с. 397., (5.15)] 
[3. §5.1., с. 397., (5.16)] 
; 
Определяем годовые потери:
Вариант 2: Определяем потери в блочном трансформаторе, присоединенном к шинам 220 кВ:
МВА 
Определяем потери в блочном трансформаторе, присоединенном к шинам 110 кВ:
МВА 
Потери электроэнергии в автотрансформаторе связи:
; 
Определяем годовые потери:
Готовые эксплуатационные издержки определяются по формуле:
где Ра, Pо - отчисления на амортизацию и обслуживание, %;
W - потери электроэнергии кВт ·ч; 
- стоимость 1 кВт ·ч потерь электроэнергии, (коп/кВт ч).
тыс. руб./год 
тыс. руб./годЭкономическая целесообразность схемы определяется минимальными приведенными затратами (без учета ущерба):
где К - капиталовложение на сооружение электроустановки, тыс. руб.;
рн - нормативный коэффициент экономической эффективности, равный 0,12;
И - годовые эксплуатационные издержки, тыс.руб./ год.
тыс. руб./год 
тыс. руб./годВторой вариант экономичнее первого на 9,65 %. Принимаем второй вариант.
5. Расчет токов короткого замыкания
Для выбора аппаратов и токоведущих частей в заданных присоединениях необходимо рассчитать токи короткого замыкания. Составляем расчетную схему электроустановки. Указываем все элементы и их номинальные параметры, влияющие на ток короткого замыкания. Точки короткого замыкания намечаем только на тех цепях, в которых необходимо выбрать аппараты и токоведущие части. Индекс * (звездочка) указывает, что величина выражена в относительных единицах. Номинальные параметры берем из данных по курсовому проекту и из Т.2.1., Т.4.1.
Составляем схему замещения, в которой все элементы представляем в виде индуктивных сопротивлений, величину которых подсчитываем по формулам, в относительных единицах при Sб=1000 МВА. А также принимаем Uб = Uср соответствующей ступени. Все сопротивления обозначаются с индексами *, который для упрощения мы в дальнейшем опускаем.