Проектирование электрической части ТЭЦ мощностью 300 МВт
Дипломная работа - Физика
Другие дипломы по предмету Физика
отходящих к потребителям линий (nлэп), числа линий связи с системой (nсв) и числа трансформаторов связи (nт.св) или питающих трансформаторов (nт), подключенных к данному РУ.
(4.1)
Количество отходящих линий определяем исходя из дальности передачи и экономически целесообразных величин передаваемых мощностей:
(4.2)
где - максимальная нагрузка, МВт;
- наибольшая передаваемая мощность на одну линию, МВт.
Протяженность ЛЭП различных напряжений и соответствующие им наибольшие передаваемые мощности приведены в таблице 4.2.1.
Таблица 4.2.1
Напряжение линии в кВНаибольшая длина передачи, кмНаибольшая передаваемая мощность на одну цепь, МВт6-1010-153-511050-15025-50
Из [10] для линий 110 кВ предаваемая мощность равна 25-50 МВт. Отсюда находим:
Согласно (4.2) nлэп 230/50. Принимаем nлэп = 5. Тогда в со-ответствии с (4.1) количество присоединений к РУ 110 кВ равно: nп = 3+2+2+2=9. Таким образом, схему РУ 110 кВ принимаем с двумя рабочими и третей обходной системами шин (рис. 4.2.1).
Рисунок 4.2.1 Распределительное устройство 110 кВ.
Исходя из уровня напряжения и числа присоединений выбираем схемы распределительных устройств:
? ОРУ ? 110 кВ ? двойная система шин с обходной
Количество присоединений к РУ 10 кВ определяем аналогично. На рисунках 4.2.2 и 4.2.3 представлены схемы РУ 10 кВ для вариантов № 1 и № 2 соответственно.
Рис.4.2.2. Принципиальная электрическая схема распределительного устройства 10 кВ.
Рис. 4.2.3. Принципиальная электрическая схема генераторного распределительного устройства
При разработке главной схемы электрических соединений ТЭС возникает ряд вариантов, подлежащих анализу и сопоставлению по технико-экономическим показателям. Технико-экономическое сравнение вариантов может производиться с целью выявления наиболее экономичного варианта распределения генераторов между различными напряжениями, определения мощности генераторов (трансформаторов), выбора схемы РУ, когда заданным техническим требованиям удовлетворяют несколько схем.
Технико-экономическое сравнение для выбора главной схемы электрических соединений выполняется по следующим группам показателей: потери генерирующей мощности и отходящих линий при различных авариях и ремонтных режимах, капитальные затраты, потери энергии и приведенные затраты.
Сравнение производится по минимуму приведенных затрат:
(4.3)
где Рн - нормативный коэффициент, принимаем 0,125;
К - капитальные вложения, тыс.у.е.;
И - годовые издержки, тыс.у.е.;
У - народнохозяйственный ущерб, тыс.у.е.
Для уменьшения объема вычислений целесообразно исключать из расчета капиталовложения, которые являются одинаковыми для обоих вариантов схем [10].
Капиталовложения в различные варианты электроустановки приведены в таблице 4.1.
Годовые эксплуатационные издержки складываются из ежегодных эксплуатационных расходов на амортизацию оборудования Иа и расходов, связанных с потерями энергии в трансформаторах РУ:
где Ра и Ро - отчисления на амортизацию и обслуживание, %;
?Э - потери энергии в кВтч;
? - стоимость одного кВтч потерянной энергии, равная 0,8 коп/(кВтч).
Таблица 4.1
ОборудованиеСтоимость единицы, у.е.ВариантыПервыйВторойКол-во ед., шт.Общ. ст., у.е.Кол-во ед., шт.Общ. ст., у.е.Ячейки выключателя 110кВ42.6142.6--ТДЦ-80000/110113,7--2227,4ТДЦ-125000/1101402280--ТДНС-16000/11048148--ТДНС-16000/2043--143Реактор с выключателем на вводе, 4000 А26.64106.4--Линейный групповой ре-актор, 2500 А27.18--8217.4Ячейки выключателя 10кВ с реактором24.5--124.5Ячейки выключателя 10кВ17.66105.6270.4Итого574,6595,7
Годовые эксплуатационные издержки складываются из ежегодных эксплуатационных расходов на амортизацию оборудования Иа и расходов, связанных с потерями энергии в трансформаторах РУ,
(4.4),
где Ра и Ро - отчисления на амортизацию и обслуживание,%.
Для электрооборудования напряжением 35-150 кВ Ра=6,4%; Ро=3%;
Э - потери энергии в кВт. ч;
- - стоимость одного кВт.ч потерянной энергии, равная 0,8 у.е./( кВт.ч).
Потери энергии, кВт.ч, в двухобмоточном трансформаторе [1,3]:
(4.5),
гдеРхх - потери холостого хода;
Ркз - потери короткого замыкания;
Sн - номинальная мощность трансформатора, МВА;
Sм - максимальная нагрузка трансформатора, МВА;
Т - число часов работы трансформатора, принимаем 8760 ч.;
- - число часов максимальных потерь; определяется по графической зависимости t = (Тм) (? = 3600 час)[2].
Согласно (4.1)-(4.5) имеем следующее:
Т.к. число и мощность генераторов и трансформаторов в обоих вариантах совпадает, то потери электроэнергии в трансформаторах считаем равным как в первом случае, так и во втором. Следовательно, в расчетах не учитываем.
Варианты равноценны. Для дальнейшего расчета выбираем первый вариант.
На рисунке 4.3.1 приведена принципиальная схема электрических соединений, соответствующая варианту №1. Более подробно схема электрических соединений ТЭЦ показана на листе 3.
Рисунок 4.3.1. Принципиальная схема электрических соединений
4. РАЗРАБОТКА СХЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ СОБСТВЕННЫХ НУЖД. ВЫБОР ТСН И РТСН
Система питания собственных нужд (СН) электрических станций занимает особое положение среди других потребителей энергосистемы. Нарушение электроснабжения механизмов собственных нужд вызывает нарушени