Разработка главной схемы электрических соединений

 

Главная схема электрических соединений электростанции – это совокупность основного оборудования (генераторы, трансформаторы, линии), сборных шин, коммутационной и др. первичной аппаратуры со всеми выполненными между ними соединениями.

Выбор главной схемы является определяющим при проектировании электрической части станции, так как он определяет полный состав элементов и связей между ними. Выбранная главная схема является исходной при составлении принципиальных схем электрических соединений, схем собственных нужд, схем вторичных соединений и т. д.

Из сложного комплекса предъявляемых условий, влияющих на выбор главной схемы электроустановки, можно выделить основные требования к схемам:

– надежность электроснабжения потребителей;

– приспособленность к проведению ремонтных работ;

– оперативная гибкость электрической схемы;

– экономическая целесообразность.

При проектировании электрических схем КЭС учитывается, что они всю вырабатываемую электроэнергию, за исключением потребления на собственные нужды, выдают в сети повышенных напряжений.

Электрическая схема КЭС на генераторном напряжении строится по блочному принципу с питанием собственных нужд блока от сети генераторного напряжения. Блоки выполняем простыми. Для исключения возможности междуфазных КЗ в сети генераторного напряжения соединение генераторов с трансформаторами блоков, а также ответвления к трансформаторам собственных нужд выполняем закрытыми экранированными токопроводами и никакой коммутационной аппаратуры на этих участках не предусматриваем.

К схеме электрических соединений КЭС предъявляются следующие требования:

– на электростанциях с энергоблоками мощностью 300 МВт и более повреждение или отказ любого выключателя, (кроме шиносоединительного и секционного) не должны приводить к отключению более одного энергоблока и одной или нескольких линий, если при этом сохраняется устойчивость энергосистемы;

– повреждение или отказ любого выключателя не должны приводить к нарушению транзита через шины электростанции, т. е. к отключению более одной цепи транзита, если он состоит из двух параллельных цепей;

– энергоблоки, как правило, следует присоединять через отдельные трансформаторы и выключатели на стороне повышенного напряжения;

– отключение линий электропередач должно производиться не более чем двумя выключателями, а энергоблоков, трансформаторов собственных нужд – не более чем тремя выключателями РУ каждого напряжения;

– ремонт выключателей напряжением 110 кВ и выше должен быть возможен без отключения;

– схемы РУ высокого напряжения должны предусматривать возможность секционирования сети или деления электростанции на самостоятельно работающие части с целью ограничения токов КЗ;

– при питании от данного распределительного устройства двух пускорезервных трансформаторов собственных нужд блочных электростанций должна быть исключена возможность потери обоих трансформаторов в случае повреждения или отказа любого выключателя, в том числе секционного или шиносоединительного.

Связь с энергосистемой осуществляется по линиям сверхвысокого напряжения 330 кВ. Потребители питаются по линиям высокого напряжения 110 кВ.

Выбираем схему РУ 330 кВ 3/2 выключателя на присоединение, схему РУ 110 кВ – две системы шин с обходной. Достоинством схемы "3/2" является то, что при ревизии любого выключателя все присоединения остаются в работе. Другим достоинством полуторной схемы является ее высокая надежность, так как все цепи остаются в работе даже при повреждении на сборных шинах. Схема позволяет в рабочем режиме без операций разъединителей производить опробование выключателей. Ремонт шин, очистка изоляторов, ревизия шинных разъединителей производится без нарушения работы цепей (отключается соответствующий ряд шинных выключателей), все цепи продолжают работать параллельно через оставшуюся под напряжением систему шин.

Упрощенная главная схема электрических соединений приведена на рисунке 2.3 и 2.4.

Рисунок 2.3 – Упрощенная главная схема варианта 1

 

Рисунок 2.4 – Упрощенная главная схема варианта 2

 

2.4 Технико-экономическое сравнение вариантов

 

Технико-экономическое сравнение вариантов может производится 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.

Экономически целесообразный вариант определяется минимумом приведенных затрат:

(2.7)

где - нормативный коэффициент, принимаем 0,125;

– капитальные вложения, тыс. у. е.;

– годовые издержки, тыс. у. е./год;

– ущерб от недоотпуска электроэнергии, тыс. у. е./год.

Для упрощения вычисления исключаем из расчета капиталовложения, которые являются одинаковыми для обоих вариантов схем.

Ущерб от недоотпуска электроэнергии считаем равным в первом и втором случае, так как число и мощность генераторов совпадает.

Расчетная стоимость трансформатора характеризует полные капитальные затраты – ее определяем умножением заводской стоимости трансформатора на коэффициент, учитывающий дополнительные расходы на его доставку, строительную часть и монтаж. Коэффициент для пересчета заводской стоимости силовых трансформаторов и автотрансформаторов к расчетной стоимости определяем по [1, таблица 10.3].

Капиталовложения К определяем по укрупненным показателям стоимости схем по [2, таблица 10.29]. Результаты подсчета капиталовложений приводим в таблице 2.4.

 

Таблица 2.4 – Капиталовложения в электроустановки

Наименование	Стоимость единиц, тыс. у. е.	Вариант 1	Вариант 2
Кол. ед.	Сумма	Кол. ед.	Сумма
Автотрансформатор	392,8		785,6		785,6
Трансформатор ТДЦ-400000/330	398,5				1992,5
Трансформатор ТДЦ-400000/110
Ячейка ОРУ-330	287,2		1148,8
Ячейка ОРУ-110
Итого:	­	­	3953,4	­	4214,1

 

Годовые эксплуатационные издержки складываются из ежегодных эксплуатационных расходов на амортизацию оборудования И_а и расходов, связанных с потерями энергии в трансформаторах РУ:

(2.8)

где Р _а и Р _о – отчисления на амортизацию и обслуживание, %. Для оборудования проекта примем

Δ W – потери энергии в кВт·ч;

β – стоимость одного кВт·ч потерянной энергии, равная
0,05 у. е./(кВт·ч).

Потери энергии в двухобмоточных трансформаторах:

(2.9)

где Δ Р _хх – потери холостого хода;

Δ Р _кз – потери короткого замыкания;

S _н – номинальная мощность трансформатора, МВ А;

S _м– максимальная нагрузка трансформатора, МВ А;

Т – число часов работы трансформатора (принимаем Т = 8760 ч);

τ – число часов максимальных потерь, определяемое по [3] рис. 10.1 в зависимости от Т _max=5000 часов.

Потери энергии в автотрансформаторах:

(2.10)

Для упрощения примем:

В каталогах для автотрансформаторов даны потери мощности КЗ пары обмоток ВН и СН Δ P _{кз вс}. При мощности обмоток ВН и СН, равной
100 % S _н и мощности обмотки НН:

Потери отдельных обмоток находятся из выражения

(2.11)

(2.12)

где – коэффициент выгодности.

(2.13)

Найдем потери энергии, а затем и годовые эксплуатационные издержки для первого варианта.

Потери отдельных обмоток и коэффициент выгодности в автотрансформаторах АТ1 и АТ2 по формулам (2.11)–(2.13)

Потери энергии в блочных трансформаторах по формуле (2.9)

Суммарные потери энергии для первого варианта будут равны

Годовые эксплуатационные издержки

Найдем потери энергии и издержки для второго варианта:

Потери энергии в автотрансформаторах АТ1 и АТ2 по формуле (2.11)

По формуле (2.10)

Подставляем значения в формулу (2.18):

Потери энергии в блочных трансформаторах по формуле (2.9)

Суммарные потери энергии для второго варианта будут равны

Годовые эксплуатационные издержки

тыс. у. е.

Приведенные затраты соответственно для первого и второго варианта будут равны

тыс. у. е./год,

тыс. у. е./год,

.

В итоге получаем, что второй вариант схемы дешевле и поэтому для дальнейших расчетов используем данную схему, приведенную в графическом материале (лист 2).