ВВЕДЕНИЕ
Принятая энергетическая программа Республики Казахстан предусматривает завершение формирования основных узлов в единой энергетической системе страны с тем, чтобы повысить её манёвренность и надёжность. Это будет достигаться строительством новых тепловых станций на западе страны и работающих на газе, на северо-востоке страны будет предложено строительство мощных КЭС на базе Экибазтуских углей с последующей транспортировкой избытка электрической энергии зарубеж в Россию и Китай. Планируется строительство новых ЛЭП высокого и сверхвысокого напряжения с тем, чтобы направить потоки электроэнергии с востока и северо-востока в направлении юга и запада страны.
В перспективе для более надёжного и полного обеспечения центра страны и особенно юга электрической энергией возможно строительство атомной теплоэлектростанции в районе о. Балхаш. На юге страны возможно строительство нетрадиционных источников электрической энергии – ветровых и солнечных электростанций. Электроснабжение малых изолированных потребителей расположенных в труднодоступных районах возможно осуществить от небольших газотурбинных генераторов.
ВЫБОР СИНХРОННЫХ ГЕНЕРАТОРОВ
Таблица 1.«Технические параметры СГ»
Тип генератора | Рном МВТ | Sном МВА | Uном кВ | cosφ | Iном А | X"d о. е. | n об/мин |
ТВФ-120-2У3 | 10,5 | 0,8 | 6,875 | 0,192 | |||
ТВВ-220-2ЕУЗ | 258,3 | 15,75 | 0,85 | 8,625 | 0,1906 |
Источник: (уч. 1, стр. 610), (уч. 2, стр.76-103)
X" d- сверх переходное индуктивное сопротивление в относительных единицах (о. е.)
ВЫБОР ДВУХ СТРУКТУРНЫХ СХЕМ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СТАНЦИИ
Рис. 1 Вариант – I
Рис. 2 Вариант – II
Расход мощности на с. н. одного генератора:
Рс.н.= ×Pном.г; =5% [уч. 1 стр. 445 таб. 5,2]
Рс.н.= ×120=6 МВт – для генераторов ТВФ-120-2УЗ
Рс.н.= ×220=11 МВт – для генераторов ТВВ-220-2ЕУЗ
Расчёт перетока через АТ связи I – варианта
Pпер.max =2×120-2×6-260=-32 МВт
Pпер.min=2×120-2×6-230=-2 МВт
Расчёт перетока через АТ связи I – варианта
Pпер.max =3×120-3×6-260=82 МВт
Pпер.min=3×120-3×6-230=118 МВт
Вывод: I - вариант по перетоку мощности более экономичен.
Провожу расчёт реактивных составляющих
Qс.н.=Рс.н.=cos
С. Н. Qc.н.=Рс.н × =6× =4,2 МВар
С. Н. Qc.н.=Рс.н × =11× =7,7 МВар
Qг1=Рг1× =120× =90 МВар
Qг2=Рг2× =220× =132 МВар
Qmax=Pmax× =260× =130 МВар
Qmin=Pmin× =230× =115 МВар
ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРОВ
4.1 Выбор блочных трансформаторов I и II варианта мощности провожу по [уч. 1, стр. 390 т. 5,4]
МВА
МВА
МВА
В качестве блочных трансформаторов принимаю [по уч. 2 стр. 146-156 табл. 3,6] на стороне:
- 110 кВ – трансформатор типа ТДЦ-200000/110
- 220 кВ – трансформатор типа ТДЦ-400000/220 – для генератора
ТВВ-220-2ЕУЗ
- 220 кВ – трансформатор типа ТДЦ-200000/220 – для генератора
ТВФ-120-2УЗ
Выбор автотрансформаторов связи
I – вариант
Sрасч.=
Sрасч.min.= МВА
Sрасч.max.= МВА
Sрасч.ав..= МВА
По наиболее тяжёлому режиму выбирают мощность автотрансформатора связи.
Sтреб.АТ= =109 мВА
Где Кn=1,4 т.к. график нагрузки и условия работы автотрансформатора неизвестны.
Выбираю два автотрансформатора: АТДЦТН-125000/220/110
II – вариант
Sрасч.=
Sрасч.min.= МВА
Sрасч.max.= МВА
Sрасч.ав..= МВА
По наиболее тяжёлому режиму выбирают мощность автотрансформатора связи.
Sтреб.АТ= =129.4 мВА
Где Кn=1,4 т.к. график нагрузки и условия работы автотрансформатора неизвестны.
Выбираю два автотрансформатора: АТДЦТН-200000/220/110
Данные выбранных трансформаторов свожу в таблицу 2
Таблица 2
Тип трансформатора | Кол- во IВ/IIВ | Uном кВ | Р0 кВт | Рк кВт | Uк % | ||||||
ВН | СН | НН | ВН- -СН | ВН--НН | СН- -НН | ВН- -СН | ВН- -НН | СН- -НН | |||
2×АТДЦТН 200000/220/110 | -/2 | 38,5 | - | - | |||||||
2×АТДЦТН 125000/220/110 | 2/- | 10,5 | - | - | |||||||
ТДЦ 200000/220 | 2/1 | - | - | - | - | - | |||||
ТДЦ 200000/110 | 2/3 | - | 15,75 | - | - | - | 10,5 | - | |||
ТДЦ 400000/220 | 2/2 | - | - | - | - | - |
ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ ВАРИАНТОВ
Капитальные затраты рассчитываю учитывая стоимость основного оборудования. Данные свожу в таблицу.
Капитальные затраты
Таблица 3
Тип оборудования | Стоимость ед. обор-я тыс. у.е. | I-вариант | II-вариант | ||
Кол-во шт. | Стоимость тыс. у.е. | Кол-во шт | Стоимость тыс. у.е. | ||
Блочные трансформаторы | |||||
ТДЦ-200000/110 | |||||
ТДЦ-400000/220 | |||||
ТДЦ-200000/220 | |||||
Автотрансформаторы связи | |||||
АТДЦТН- 125000/220/110 | - | - | |||
АТДЦТН- 200000/220/110 | - | - | |||
Ячейки ОРУ | |||||
220 кВ | |||||
110 кВ | |||||
Итого |
Потери электрической энергии в блочном трансформаторе ТДЦ-200000/110 присоединённом к сборным шинам 110 кВ [уч. 1 стр. 395 (5,13)]
τ кВТ×ч
Т=Тгод-Трем=8760-600=8160 час
τ=4600 час – время потерь
Тmax=6000 ч. по [уч. 1 стр. 396 рис. 5,6]
ΔW 1=8160×170+550× ×4600=2,7×106 кВт× час
Потери в блочном трансформаторе ТДЦ-400000/220 – для генератора ТВВ-220
ΔW 2=8160×315+850× ×4600=4,09×106 кВт× час
Потери в блочном трансформаторе ТДЦ-200000/220
ΔW 3=8160×130+660× ×4600=2,6×106 кВт× час
Потери электроэнергии в автотрансформаторе связи в I-варианта по [уч. 1 стр 396 (5,14)] с учётом того, что обмотка НН не нагружена.
τ τC
I – вариант автотрансформатор АТДЦТН-125000/220/110
= кВт×ч
Где РКВ=РКС=0,5×РКВ=0,5×315=157,5
SmaxB=SmaxC= МВА
Т=Тгод=8760 год
II – вариант автотрансформатор АТДЦТН-200000/220/110
= кВт×ч
Где РКВ=РКС=0,5×РКВ=0,5×430=215
SmaxB=SmaxC= МВА
Т=Тгод=8760 год
Суммарные годовые потери I – варианта
2×1,12×106+2×2,7×106+2×4,09×106+2×2,6×106=21,02×106 кВт×ч
Суммарные годовые потери II – варианта
2×1,3×106+3×2,7×106+2×4,09×106+1×2,6×106=21,48×106 кВт×ч
Годовые эксплутационные издержки
Где Ра=6,4 %, Ро=2 %, =0,6×10-2 у.е. кВт×ч по уч. 2 стр. 545
т. у. е.
т. у. е.
Приведённые затраты по уч. 1 стр.395
З=РН×К+U
Где РН=0,12 – нормативный коэффициент экономической эффективности для энергетики
ЗI=0,12×3062+383,328=750,8 т.у.е.
ЗII=0,12×3135+392,220=768,4 т.у.е.
Разница в затратах
Вывод: Варианты равноценны т.к. ∆З<5 %, принимаю вариант – I т. к. по перетоку мощности более экономичнее.