Проект электрической части ГЭС-768 МВт

-align:justify">Сторона 110 кВ

Sбл ≥ Sрасч ≥ 159,488 МВА

ТДЦ-200/110 [8]

Сторона 220 кВ

Sбл ≥ Sрасч ≥ 159,488 МВА

ТДЦ-200/220 [8]

Данные  трансформаторов сводим в таблицу 2

Таблица 2 - Номинальные параметры трансформаторов

Тип трансформатора	Мощность тр-ра, МВА	Uном, Кв		Потери, кВт		Uкз. %	Ток х.х %
		ВН	НН	х.х	к.з
ТДЦ-200/110	200	121	13,8	170	550	10,5	0,5
ТДЦ-200/220	200	242	13,8	130	660	11	0,4

Примечание:  ТДЦ – трёхфазный двухобмоточный силовой трансформатор с дутьём и принудительной циркуляцией масла;

200 – номинальная  полная мощность, МВА;

110(220) – номинальное  высшее напряжение, кВ

 

 

Выбор трансформаторов  связи

Выбор автотрансформаторов  выполняется по максимальному перетоку мощности между распределительными устройствами высшего и среднего напряжения, который определяется по наиболее нагруженному режиму. Более тяжелым может оказаться режим передачи мощности из распределительного устройства среднего напряжения в распределительное устройство высшего напряжения при максимальной нагрузке на шинах СН и отключении одного из блоков, присоединенных к этим шинам.

Согласно  НТП устанавливают два трансформатора связи [5]

S_АТ > S_max.раб/k_ав(n-1)

где - максимальная мощность протекающая через АТ, МВА

      k_ав - коэффициент аварийности k_ав=1,4

     n- число параллельно работающих автотрансформаторов

S_АТ1 ≥ 134,024 /1,4 = 93,07 МВА

S_АТ2 ≥ 293,512/1,4 = 209,65 МВА

Выбираем  трансформатор типа АТДЦТН. Данные сводим в таблицу 3

Таблица 3 -  Номинальные параметры автотрансформаторов

Тип автотрансформатора	Uном, кВ			Потери, кВт				Uк.з., %			Iх.х. %
	ВН	СН	НН	холостого хода	короткого замыкания			вн-сн	вн-нн	сн-нн
					вн-сн	вн-нн	сн-нн
АТДЦТН 125000/ 220/110	230	121	11	65	315	280	275	11	45	20	0,45
АТДЦТН 250000/ 220/110	230	121	11	120	500	410	400	11	32	20	0,4
					500	280	270

 

Примечание: АТДЦТН – Автотрансформатор трёхфазный с дутьём, принудительной циркуляцией масла с регулированием под напряжением;

125000(250000) –  номинальная полная мощность, МВА

220/110 – высшее  и среднее номинальное напряжение, кВ

2.4 Схема электрических соединений первого варианта

 

     В качестве вариантов подключения оборудования в обоих вариантах ГЭС схемы ОРУ 220 кВ используются схемы типа – две рабочие системы шин и одна обходная система шин, ОРУ 110 кВ используются схемы типа – две рабочие секционированные системы шин и одна обходная система шин.

      Описание схемы: На ГЭС установлено 6 гидрогенераторов, 3 из них установлены в блоке с двухобмоточными трансформаторами на шинах напряжением 110 кВ, остальные 3 в блоке с двухобмоточными трансформаторами на шинах напряжением 220 кВ, где есть связь с системой по трём воздушным линиям.

     Связь между распределительными устройствами Uвн, Uсн, осуществляется двумя автотрансформаторами связи.

Преимущества  данной схемы:

1. возможность поочередного ремонта любой системы шин без отключения потребителей и источников питания;
2. значительное количество присоединений;
3. возможность расширения;
4. ремонт выключателя присоединения без потери питания.

Рисунок 3 – Схема электрических соединений первого варианта

 

Недостатки:

1. менее экономична, так как число выключателей больше числа присоединений;
2. сложность оперативных отключений;
3. много действий с разъединителями.

     На ОРУ 220 кВ число присоединений  n = 8. Принимаем схему две рабочие системы шин с обходной.

На ОРУ 110 кВ число присоединений n = 15. Принимаем схему две рабочие секционированные системы шин с обходной.      

Достоинства и недостатки данной схемы  те же, что и для ОРУ 110 кВ

Схема электрических  соединений первого варианта рисунок 3.

 

2.5 Схема электрических соединений второго варианта

 

Описание схемы:

Согласно  НТП приняты следующие схемы:

На ОРУ 110 кВ число присоединений n = 16. Принимаем схему две рабочие секционированные системы шин с обходной.     

На ОРУ 220 кВ число присоединений  n = 7. Принимаем схему две рабочие системы шин с обходной.

Рисунок 4 – Схема электрических  соединений второго варианта

 

2.6 Расчет  и разработка схемы собственных нужд

 

Собственные нужды (с.н.) – это комплекс, в который  входят все механизмы вместе с  их приводными двигателями, источниками  питания внутристанционными электросетями  и в РУ, а так же установками  освещения, отопления и оперативным  током. Принимаем  одну ступень  собственных  нужд 0,4 кВ. Схема изображена на рисунке 5.

U1 = 0,4 кВ

1. Определяем расход мощности всей станции на собственные нужды:

, МВ·А

где α – расход электроэнергии на СН, %;

      Р_УСТ∑  - суммарная установленная мощность станции, МВт;

          Kс = коэффициент спроса

2. Число трансформаторов  СН принимаем равным числу генераторов

n_ТСН = 6;

3. Определяем  полную мощность одного ТСН:

, МВ·А

где - полная мощность собственных нужд всей станции;

       - количество трансформаторов СН,

= 0,512 МВ·А

4. Трансформаторы  СН подключается отпайкой к обмотке НН блочных трансформаторов, по одному трансформатору на блок. Схема СН – одиночная секционированная автоматом. Резервные трансформаторы СН подключаются к обмотке НН автотрансформатора связи. Резервные секции СН соединяются с каждой рабочей секцией через автоматические выключатели. Трансформаторы общестанционных СН равномерно распределяются по секциям агрегатных СН

Из каталога [3] выбираем трансформатор собственных нужд, типа 

ТМ -1000/35.

Мощность  резервного трансформатора с.н. не менее  рабочего, т.к. автотрансформаторов  связи два устанавливаем два  резервных трансформатора с.н. Из каталога [3] выбираем РТСН типа ТМС-1600/35.

 

Таблица 4 – Номинальные параметры трансформаторов собственных нужд                                                                

Тип трансформатора	Uном, кВ		Потери. кВт			UКЗ, %	IХХ, %
	ВН	НН	ХХ		КЗ
ТМ-1000/35	13,8	0,4	2	12,2		6,5	1,4
ТМС-1600/10	13,8	0,4	2,9	18,0		6,5	1,3

Примечание: ТМ – трансформатор трехфазный, двухобмоточный масляный с естественной циркуляцией масла и естественным охлаждением; С - для собственных нужд, номинальной мощностью 1000(1600) кВА, класс напряжения 35 кВ.

Рисунок 5 –  Схема собственных нужд для шести  генераторов

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

                         3. Технико-экономическое сравнение вариантов

 

Для выбора более экономичного варианта, провожу расчет потерь электроэнергии в трансформаторах и расчет технико-экономических показателей.

Варианты  схем станций и подстанций выбираются на основании общих соображений  согласно НТП.

Рассчитывают  два варианта, окончательно останавливаются  на наиболее целесообразном варианте, который имеет лучшие экономические  показатели.

Существует  несколько способов экономической  оценки схем.

Наиболее  удобен метод, основанный на сравнении расчетных приведенных затрат предложенных вариантов главных схем электрических соединений станций.

Последовательность  расчета следующая: определяются капитальные  вложения, годовые эксплуатационные издержки и, затем, расчетные приведенные затраты. Данные сводим в таблицу 5.

 

3.1 Расчёт  потерь электрической энергии  в трансформаторах

 

Потери мощности в двухобмоточных трансформаторах определяются по формуле:

, МВт·ч

где:  ∆Pх.х – потери мощности в трансформаторе в режиме холостого хода, кВт

        T – число часов работы трансформатора в году, обычно принимают

        T = 8760 ч.

      ∆Pк.з – потери мощности к.з., кВт

      Sрасч – полная расчетная мощность трансформатора, МВА

      Sном – номинальная мощность одного трансформатора, МВа

      τ – число часов наибольших потерь определяется по кривым (2500 ч)

1 вариант

 = 2188,052 МВт·ч

= 2585,680 МВт·ч

где:  ∆Pх.х – потери мощности в трансформаторе в режиме холостого хода, кВт

        T – число часов работы трансформатора в году, обычно принимают

        T = 8760 ч.

        ∆Pк.з – потери мощности к.з., кВт

         Sрасч – полная расчетная мощность трансформатора, МВА

         Sном – номинальная мощность одного трансформатора, МВа

        τ – число часов наибольших потерь определяется по кривым (2500 ч)

         n – число параллельно работающих трансформаторов

= 1591,45 МВт·ч

, МВт·ч

где: - суммарные потери в трансформаторах по первому варианту

= 17504,1 МВт·ч

2 вариант

 

= 2188,052 МВт·ч

= 2585,680 МВт·ч

= 2963,9 МВт·ч

= 20646,6 МВт·ч

 

 

3.2 Расчёт  технико – экономических показателей.