Курсовой проект по дисциплине Специальные вопросы проектирования магистральных эп свн
 Скачать 1.17 Mb.
|
|
Вариант 1 КУ на промежуточной подстанции: По результатам рассчета баланса реактивной мощности (табл. 7) требуется установить ИРМ-330(500)/300/180: Рис.14. Схема соединения КУ на промежуточной подстанции КУ на приемной системе: По результатам рассчета баланса реактивной мощности (табл. 7) требуется установить три БСК мощностью 250 Мвар: Рис.15. Схема соединения КУ на шинах приемной системы Вариант 3 КУ на промежуточной подстанции: По результатам рассчета баланса реактивной мощности (табл. 7) требуется установить 3х3хРОМБСМ-60000/525/3: Рис.18. Схема соединения КУ на промежуточной подстанции КУ на приемной системе: По результатам рассчета баланса реактивной мощности (табл. 7) требуется установить три БСК мощностью 250 Мвар: Рис.19. Схема соединения КУ на шинах приемной системы Выбор ЛРТ Таким образом, выбираем три ЛРТ типа ЛТДН 40000/10. Схемы электрических соединений открытых распределительных устройств (ОРУ) электростанции, промежуточной и концевой подстанции Вариант 1 Электростанция: Устанавливаем одну группу турбогенераторов, которая состоит из десяти ТГ типа ТВВ 200-2а. Параметры данного генератора представлены в таблице 16. Таблица 16. Параметры генератора ТВВ 200-2А
Мощность одного генератора велика, следовательно, используем энергоблоки «генератор – трансформатор», присоединяем к каждому трансформатор ТДЦ-250000/330 (табл.17). В целях выдачи мощности (100 МВт) в другом направлении, в там числе местная нагрузка, подключаем одни энергоблок Г-Т к РУ 220 кВ: один ТВВ 200-2А через трансформатор ТЦ-250000/220 (табл.18). Также такое распределение энергоблоков оказывается более экономичным за счет того, что один генератор связан с трансформатором меньшего класса напряжения. На нагрузку отходят 2 цепи линии. Для связи РУ 330 кВ с РУ 220 кВ предусматриваются автотрансформаторы 4×АОДЦТН-133000/330/220 (табл.19), три однофазных АТ постоянно в работе, а один в нормальном режиме не работает и включается в случае выхода из строя или при необходимости вывода в ремонт однофазного АТ из постоянно работающей тройки. Таблица 17. Параметры трансформатора ТДЦ-250000/330
Таблица 18. Параметры трансформатора ТДЦ-250000/220
Таблица 19. Параметры автотрансформатора АОДЦТН-167000/330/220
Для РУ 330 кВ выбирается «полуторная схема», а для РУ 220 кВ выбирается схема «четырехугольник». Таким образом, электрическая схема выдачи мощности КЭС для первого варианта представлена на рис.20. Рис. 20. Схема выдачи мощности КЭС для первого варианта Промежуточная подстанция: Выбираем трансформатор для снабжения потребителей промежуточной подстанции в соответствии с [2]: Выбираем 3 х ТРДНС-40000/330 (табл.20). Для РУВН промежуточной подстанции выбираем схему соединения «полуторная» (рис. 21). Таблица 20. Параметры автотрансформаторов промежуточной ПС
Рис.21. Схема соединенения РУ ВН 330 кВ промежуточной подстанции для 1 варианта Для РУНН промежуточной подстанции выбираем схему соединения «схема с двумя секционированными системами шин» (рис. 22). Количество линий, отходящих от шин НН, определяется в соответствии с [2], исходя из нагрузки в 3 4 МВ∙А на одну линию. Таким образом, . Рис.22. Схема соединенения РУ НН 10 кВ промежуточной подстанции для 1 варианта Приемная подстанция: Концевой подстанцией электропередачи является опорная подстанция приемной системы, схема ОРУ которой неизвестна. Схема соединения РУ 330 кВ приемной системы изображена на рис.23. Рис.23. Схема соединенения РУ 330 кВ приемной подстанции для 1 варианта Вариант 3 Электростанция: Параметры генераторов представлены в таблицах 16 пункта 2.5.3.1. Мощность одного генератора велика, следовательно, используем энергоблоки «генератор – трансформатор», присоединяем к каждому трансформатор ТДЦ-250000/500 (табл.23). В целях выдачи мощности (100 МВт) в другом направлении, в там числе местная нагрузка, подключаем одни энергоблок Г-Т к РУ 220 кВ: один ТВВ 200-2А через трансформатор ТЦ-250000/220 (табл.18). Также такое распределение энергоблоков оказывается более экономичным за счет того, что один генератор связан с трансформатором меньшего класса напряжения. На нагрузку отходят 2 цепи линии. Для связи РУ 500 кВ с РУ 220 кВ предусматриваются автотрансформаторы 4×АОДЦТН-167000/500/220 (табл.24), три однофазных АТ постоянно в работе, а один в нормальном режиме не работает и включается в случае выхода из строя или при необходимости вывода в ремонт однофазного АТ из постоянно работающей тройки. Таблица 23. Параметры трансформатора ТДЦ-250000/500
Таблица 24. Параметры автотрансформатора АОДЦТН-167000/500/220
Для РУ 500 кВ выбирается «полуторная схема», а для РУ 220 кВ выбирается схема «четырехугольник». Таким образом, электрическая схема выдачи мощности КЭС для варианта 3 представлена на рис.24. Рис. 24. Схема выдачи мощности КЭС для 3 варианта Промежуточная подстанция: Выбираем автотрансформатор для снабжения потребителей промежуточной подстанции в соответствии с [2]: Выбираем АОДЦТН-167000/500/330 (табл.12). Для РУВН промежуточной подстанции выбираем схему соединения «полуторная» (рис. 25). Рис.25. Схема соединенения РУ ВН 500 кВ промежуточной подстанции для 3 варианта Для РУСН промежуточной подстанции выбираем схему соединения «полуторная», а для РУНН – «две секционированные выключателями системы шин» (рис. 26). Рис.26. Схема соединенения РУ СН 330 кВ и РУ НН 10 кВ промежуточной подстанции для 3 варианта Приемная подстанция: Концевой подстанцией электропередачи является опорная подстанция приемной системы, схема ОРУ которой неизвестна. Автотрансформаторы связи с системой были выбраны в п.2.4. параметры в таблице 12. Схема соединения РУ 500 кВ приемной системы «полуторная» (рис.27). Рис.27. Схема соединенения РУ 500 кВ приемной подстанции для 3 варианта Технико-экономическое сравнение вариантов выполнения электропередачи и выбор целесообразного Технически осуществимые варианты выполнения электропередачи сопоставляются по дисконтированным затратам на ее сооружение и эксплуатацию. При этом допускается сопоставлять лишь отличающиеся части рассматриваемых вариантов и не учитывать затраты на возмещение потерь электроэнергии в трансформаторах и шунтирующих реакторах ввиду малости этих потерь по сравнению с потерями в линиях. Экономически целесообразным признается вариант, характеризуемый наименьшими дисконтированными затратами при условии, что затраты других вариантов превышают наименьшие более, чем на 5%. В противном случае варианты считаются равноэкономичными и выбор одного из них для дальнейшей разработки осуществляется на основании дополнительных соображений, таких как повышенная надежность и способность к дальнейшему развитию, меньшие потери электроэнергии, повышенный запас устойчивости и др. Для каждого варианта рассчитываются суммарные дисконтированные затраты за период равный 15 годам: годовые эксплуатационные расходы по объекту без учета затрат на амортизацию; ежегодная норма отчислений. Коэффициент дефляции к 2020 году: На напряжение 220 кВ и выше устанавливаются элегазовые выключатели, на 10 кВ - вакуумные. Зональные коэффициенты для стоимости электросетевых объектов в ОЭС Центра регионе: , [2]. Ввиду отсутствия данных принимаем Сопоставление вариантов Вариант 1 Капиталовложения в строительство ЛЭП 330 кВ: Базисные показатели стоимости опор с оттяжками на первом участке: Базисные показатели стоимости опор с оттяжками на втором участке: Суммарные капиталовложения в ЛЭП: Капиталовложения в РУ: Стоимость ячейки одного комплекта выключателя в ОРУ (тыс.руб.) [1] Так как в рассматриваемых вариантах РУ СН и РУ НН неодинаковые, то необходимо учитывать разницу в числе ячеек. Для этого сначала посчитаем число ячеек, полученный результат снесен в таблицу ниже. Таблица 25. Число ячеек выключателей
Капиталовложения в трансформаторное оборудование: Базовые стоимости на трансформаторное оборудование взяты из [1]. Трансформаторы на электростанции: Трансформаторы связи на электростанции: Трансформаторы на промежуточной подстанции: Суммарное капиталовложение в трансформаторное оборудование: Капиталовложения в дополнительное оборудование: На приемной системе установлено: БСК-750/330, но т.к. в другом варианте установлено БСК-750/330, нет разницы. Стоимость УПК в современных справочниках не указана. Однако, в соответствии с [5] для 330 кВ составляет 11,5 тыс.руб. / Мвар. Для приблизительного расчета капиталовложений предположим, что стоимость изменилась в таком же процентном соотношении, как и стоимость синхронного компенсатора. Рассчитаем изменение стоимости КСВБ-50-11: Тогда стоимость УПК: где - линейный ток протекающий через УПК: Тогда суммарные капиталовложения в дополнительное оборудование: Суммарные капиталовложения в подстанцию: Суммарные капиталовложения: Годовые потери электроэнергии: Значения мощностей из таблицы 7. Стоимость ЭЭ в Москве регионе составляет 4,48 руб/кВт·ч [2]. Издержки на обслуживание и ремонт: Эксплуатационные расходы за каждый год: Расчет дисконтированных затрат приведен в таблице ниже. Таблица 26. Дисконтированные затраты для варианта №2
| |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||