ГРЭС-2200МВт

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.





Sном МВ·А

Pном МВт

Uном кВ

cos φ





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 генератор ТГВ-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.тSном.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.тSном.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.тSном.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 I и II показаны 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

Мощность

МВ·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 266243



К 265714,4



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




Рис. 4.1.





Определяем продолжительность каждой ступени. 

Т1 = 365·3 = 1095 ч. Т2 = 365·10 = 3650 ч. Т3 = 365·5 = 1825 ч. Т4 = 365·1 = 365 ч.

Т5 = 365·5 = 1825 ч.

Определяем мощность каждой ступени при Pмах = 150 МВт.



P = ; P1 = =150 МВт; P2 = =144 МВт;



P3 = =138 МВт; P4 = =136.5 МВт; P5 = =133.5 МВт.

Определяем продолжительность использования максимальной нагрузки.



Тмах =  =  = 8234 ч.



Находим время максимальных потерь по графику [4.с. 328. (рис. 5.5)].

при cosφ = 0.93; τв = τс= τн = 8000 ч.

Определяем потери в блочных трансформаторах для первого варианта.


; [4.с. 328 (5.13)] = 5.07·106 кВт·ч.

= 3.35·106 кВт·ч.



Так как трансформаторов несколько необходимо найти общие потери.



; = 5 · 5.07 = 25.35·106; = (25.35+ 3.35)· 106 = 28.7 · 106 кВт·ч.



Определяем потери в автотрансформаторе.



; [4.с. 328. (рис. 5.14)].

= 4.56·106 кВт·ч.



Так как автотрансформатора два, тогда =2 ·=2 · 4.56·106 = 9.12·106 кВт·ч.

Определяем суммарные годовые потери.

= (9.12+28.7)·106 = 37.82·106 кВт·ч.

Определяем годовые эксплутационные издержки Pа = 6.4%; Pо = 2%;

β = 65 коп/кВт·ч.

И1 = ·26·6243+68 (37.82·106)·10-5 = 39352.4 тыс. руб.

Определяем приведенные затраты.

З1 = 0.12 · 26 · 6243+39352.4 = 58830.56 тыс. руб.

Определяем потери в блочных трансформаторах для второго варианта.

= 4.68·106 кВт·ч.

= 6.94·106

Так как трансформаторов несколько необходимо найти общие потери.

; = 3 · 6.94 = 20.82·106; = (20.82+ 4.68)· 106 = 25.5 · 106 кВт·ч.

Определяем потери в автотрансформаторе.

= 4.56·106 кВт·ч.

Так как автотрансформатора два, тогда =2 ·=2 · 4.56·106 = 9.12·106 кВт·ч.

Определяем суммарные годовые потери.

= (9.12+25.5)·106 = 34.62 кВт·ч.

Определяем годовые эксплутационные издержки Pа = 6.4%; Pо = 2%;

β = 65 коп/кВт·ч.

И2 = ·26·5714.4+68 (34.62·106)·10-5 = 36021.84 тыс. руб.

Определяем приведенные затраты.

З2 = 0.12 · 26 · 5714.4+36021.84 = 53850.74 тыс. руб.



ЗI > ЗII ;



Вариант II Рис. 2.2. экономичнее первого на  значит, выбираем II вариант.






5. Расчёт токов короткого замыкания



Выполняем расчет токов к.з. для выбора электрических аппаратов и токоведущих частей, и проверке их на термическую и динамическую стойкость.

1. Составляем расчетную схему.









	

	









Рис. 5.1.



Параметры отдельных элементов:

Система: Sс1 = 2280 МВ·А; Хс* = 0.02; L1–4 – 270 км;

Генераторы: G1 = G2 = G3 – ТВМ-300-У3 Sном = 353 МВ·А;

Х˝d = 0.203; G4 – ТГВ-200–2Д; Sном = 235.3 МВ·А; Х˝d = 0.185;

Трансформаторы: Т1 = Т2 = Т3 – ТДЦ-400000/220; Sном = 400МВ·А;

Uк% = 11; Т4 – ТДЦ-250000/110; Sном = 250 МВ·А; Uк% = 10,5;

Автотрансформаторы: АТ1 = АТ2 – АТДЦТН – 125000/220/110;

Sном = 125 МВ·А; Uк.в-с% = 11; Uк.в-н% = 45; Uк.с-н% = 28;

Расчёт ведём в относительных единицах. Для дальнейших расчётов принимаем Sб = 1000 МВ·А. Знак (*) опускаем для упрощения записи.
























Сопротивление генераторов вычисляем по формуле:



;	[4. с. 104 (Т.3.4.)]







Сопротивление трансформаторов вычисляем по формуле:



;	[4. с. 104 (Т.3.4.)]



; ;

Так как сопротивление автотрансформаторов Х12, Х14, примерно равны нулю, то можно их не учитывать.





	[4. с. 100 (Т.3.3.)]





Определяем сопротивление каждой обмотки:



;



Определяем сопротивление линии по формуле;



;	[4. с. 104 (Т.3.4.)]

;



Определяем сопротивление энергосистемы по формуле:



;	 [4. с. 104 (Т.3.4.)]

;



















Сводим данные и дальнейшие расчёты в таблицу 5.1.

Проводим расчёт токов короткого замыкания для точки К2 используя рис. 5.5. и рис. 5.6.





		







	





Дальнейший расчёт ведём в таблице 5.1.



Таблица 5.1.

Точки короткого замыкания

К1

К2

Источники

С

G1, G2, G3

G4

С, G1, G2, G3

G4

Базовая мощность Sб МВ∙А

1000

Среднее напряжение Uср, кВ

230

230

230

115

115

Ном. Мощность источников Sном, МВ∙А

2280

353+353+

+353=1059

235,3

2280+1059=

=3339

235,3

Хрез

0.518

0.282

1.764

0.742

1.204

 кА











Е

1

1,13

1,13

1,13

1,13

 кА











 кА











In.o /ном

4.82/5.7=0.84

10.1/2.7=3.74

1.6/0.59=2.71

7.6/16.7=0.45

4.65/1.2=3.8

 с

0.01+0.08=0.09

0.01+0.08=0,09

0.01+0.08=0.09

0.01+0.08=0,09

0.01+0.08=0.09



1

0.95

0.75

1

0.65

Ку

1.717

1.975

1.985

1.975

1.985

Та

0.03

0.392

0.546

0.392

0.546

 кА

1.4∙4.82∙1,717=

=11.58

1.4∙10.1∙1.975=

=27.92

1.4∙1.6∙1.985=

=4.45

1.4∙7.6∙1.975=

=21.01

1.4∙4.65∙1.985=

=12.92



0.049

0.8

0.85

0.79

0.85

 кА

1.4∙4.82∙0.049=

=0.33

1,4∙10.1∙0.8=

=11.31

1.4∙1.6∙0.85=

=1.9

1,4∙7.6∙0.79=

=8.4

1.4∙4.65∙0.85==5.53

 кА

1∙4.82=4.82

0.95∙10.1=9.59

0.75∙1.6=1.2

1∙7.6=7.6

0,65∙4.65=2.6



Составляем сводную таблицу результатов из таблицы 5.1. в таблицу 5.2. и определяем суммарные токи короткого замыкания;



Таблица 5.2.

Точка

КЗ

Uср; кВ

Источники

In.o; кА

Iу; кА

In.τ; кА

Iаτ; кА

К1

230

С

G1, G2, G3

G4

4.82

10.1

1.6

11.58

27.92

4.45

4.82

9.59

1.2

0.33

11.31

1.9





Суммарные токи

16.52

43.95

15.61

13.54

К2

115

С, G1, G2, G3

G4

7.6

4.65

21.01

12.92

7.6

2.6

8.4

5.53





Суммарные токи

12.25

33.93

10.2

13.93



6. Выбор электрических аппаратов и токоведущих частей для цепи 220 кВ



Выбор выключателей и разъединителей:

Определяем расчётные токи продолжительного режима в цепи блока генератора – трансформатора определяется по наибольшей электрической мощности ТВМ-300-У3

(Sном = 353 МВ·А);



;	 [8. с. 223. (4–3)]	

 А;



Расчётные токи короткого замыкания принимаем по таблице 5.2., с учётом того, что все цепи проверяются по суммарному току короткого замыкания. Термическая стойкость определяется по формуле кА2∙с; [8. с. 225. (4–8)]

Выбираем выключатель серии ВМТ – 220Б – 20/1000 и разъединитель серии РДЗ – 220/1000.

Дальнейший расчёт проводим в таблице 6.1.



Таблица 6.1.



Расчётные данные

Каталожные данные



Выключатель

ВМТ – 220Б – 20/1000

Разъединитель

РДЗ – 220/1000

Uуст = 220 кВ

Uном = 220 кВ

Uном = 220 кВ

Iмах = 887А

Iном = 1000 А

Iном = 1000 А

In.τ = 15.61 кА

Iоткл = 20 кА

∙∙∙

iу = 43.95 кА

Iдин = 52 кА

Iдин = 100 кА

Iа.τ = 13.54 кА



∙∙∙

Вк = 141 кА2∙с







Выбор шин:

Выбираем сборные шины 220 кВ и токоведущие части по наибольшей электрической мощности ТВМ-300-У3;  А.

Принимаем провод серии АС 500/27; д = 500мм2; Iдоп = 960 А. Фазы расположены горизонтально с расстоянием между фазами 500 см.

Токоведущие части выполняются гибким проводниками, сечение выбираем по экономической плотности тока jэ=1 [А/мм2].



qэ = мм2; Принимаем 2×АС 500/27; d = 29.4мм2;



Iдоп = 2∙960 = 1920 А; Iмах = 887 А < Iдоп = 1920 А;

Выбор изоляторов:

На стороне 220 кВ согласно ПУЭ [5.с. 45 (Т.2–4)] принимаем к установке подвесные изоляторы типа ПС12 – А по 12 изоляторов в гирлянде.

Выбор трансформаторов тока и напряжения:

Сборные шины 220 кВ выполняются гибкими проводами, поэтому трансформаторы тока и напряжения устанавливаются открыто. Предварительно принимаем к установке трансформаторы тока типа ТФЗМ – 220 – У1. Составляем таблицу вторичной нагрузки.



Таблица 6.2.

Прибор

ТИП

Нагрузка фаз, В∙А





А

В

С

Амперметр

Э – 335

0.5

0,5

0.5

Ваттметр

Д – 335

0.5

∙∙∙

0.5

Варметр

Д – 335

0.5

∙∙∙

0.5

Счётчик активной энергии

САЗ–И674

2.5

∙∙∙

2.5

Счётчик реактивной энергии

САЗ–И681

2.5

∙∙∙

2.5

ИТОГО:

6.5

0,5

6.5




Из таблицы видно, что наиболее загружены фазы А и С. Рассчитываем общее сопротивление



;  ОМ;  Ом;



Допустимое сопротивление проводов: RПР = R2НОМ-Rприб-RК=1.2–0.26–0.1=0.84 Ом;

Предварительно принимаем трансформатор напряжения типа НКФ – 58 – У1. Составляем таблицу вторичной нагрузки трансформатора напряжения (Таблица 6.3.)



Таблица 6.3.

Прибор

ТИП

Мощ.

Одн.

Об. ВА

Число

обмоток

cosφ

sinφ

число

Потреб.мощн.















Р, ВТ

Q, Вар

Ваттметр

Д – 395

1.5

2

1

0

3

9

-

Варметр

Д – 395

1.5

2

1

0

3

9

-

Счётчик активной энергии

САЗ–И674

3

2

0.38

0.925

6

36

87

Счётчик реактивной энергии

САЗ–И681

2

2

0.38

0.925

6

24

58

Вольтметр

Э – 335

2

1

1

0

3

6

-

Частотомер

И – 397

7

1

1

0

1

7

-

Вольтметр

Н – 394

100

1

1

0

1

10

-

Ваттметр

И – 395

10

2

1

0

1

20

-

Синхроноскоп

Э – 327

10

2

1

0

1

20

-

Итого

141

145



Определяем вторичную нагрузку трансформатора напряжения НКФ – 58 – У1.


 В∙А;	S2=202.25 В∙А < SНОМ=400 В∙А.



Принимаем к установке трансформатор напряжения НКФ220 – 58 – У1.

		

		7. Выбор схемы собственных нужд и трансформаторов собственных нужд

		

		В проектируемой электростанции генераторы соединяются в блоки. На блочных электростанциях трансформаторы собственных нужд присоединяются отпайкой от энергоблока. Исходя из количества блоков на станции выбираем к установке четыре рабочих и два резервных трансформатора собственных нужд.

		1. Мощность рабочих трансформаторов собственных нужд присоединенных к блокам 353 МВт. Sт.сн =

		Sт.сн= = 25 МВ·А; На блоках мощностью 353МВт. устанавливаются трансформаторы собственных нужд типа ТРДНС-25000/35. [6.С. 130 (Т3.4)]

		2. Мощность рабочих трансформаторов собственных нужд присоединенных к блокам 235.3

		Sт.сн= = 16 МВ·А; На блоках мощностью 235МВт. устанавливаются трансформаторы собственных нужд типа ТРДНС-16000/20. [6.С. 130 (Т3.4)]

		Мощность пуско резервных трансформаторов собственных нужд определяется по формуле.

		1. Sпртсн 1.5 · Sт.сн Sпртсн = 40000Sт.сн 1.5 · 25000 = 40000/35

		2. Sпртсн 1.5 · Sт.сн Sпртсн = 25000Sт.сн 1.5 · 16000 = 25000/20

		Третий ПРТСН остается в холодном резерве.

		
8. Выбор и обоснование схем распределительных устройств

		

Согласно норм технологического проектирования при числе присоединений на стороне шин РУ-220Кв. равным девяти применяется схема двумя рабочими и обходной системой шин. На стороне шин РУ-110Кв. при числе присоединений равным семи принимаем схему двумя рабочими и обходной системой шин.



9. Описание конструкции распределительного устройства



ОРУ. – 220Кв. Выполнено по схеме двумя рабочими и обходной системой шин. сборные шины выполнены проводами АС 500/27. К сборным шинам подключены трансформаторы напряжения НКФ – 58 – У1. Для питания токовых обмоток приборов установлены трансформаторы тока ТФЗМ – 220 – У1.

Достоинства заключаются в том что схема с двумя системами шин позволяет производить ремонт одной системы шин, сохраняя в работе все присоединения. Также расматриваемея схема является гибкой и достаточно надежной.

Недостатки схемы является то что при отказе одного выключателя при аварии приводит к отключению всех источников питания и линии, присоединенных к данной системе шин, отключаются все присоединения. Большое количество операций разъединителями при выводе в ревизию и ремонт выключателей усложняет эксплуатацию РУ. Необходимость установки шиносоединительного, обходного выключателей и большого количества разъединителей увеличивает затраты на сооружение РУ.






Список литературы

	генератор электростанция трансформатор блочный

		Программа действий по повышению надежности ЕЭС России. «ЭНЕРГЕТИК». – 2006 №3.

		Справочные данные для курсовых и дипломных работ по электрооборудованию -2003 г.

		Методические указания к выполнению курсового проекта по предмету «электрооборудование станций и подстанций».

		Рожкова Л.Д., Козулин В.С. «электрооборудование станций и подстанций». – 2-е изд., 2005. – 448 с.

		«Правила устройства электроустановок» 6-е изд., переработал и дополнил: Энергоатомиздат, 1989.-648 с.

		Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. электрическая часть электростанций и подстанций (справочные материалы). – 4-е изд., переработал и дополнил: Энергоатомиздат, 1989.-608 с.