Выбор числа и мощности трансформаторов на электростанции и подстанции
На электростанции установлено восемь генераторов генератора ТВВ-200-2АУ3. Паспортные данные по [6,76] в таблице 4.1:
Таблица 4.1. – Параметры генератора
| Марка |  |  |  |
| ТВВ-200-2АУ3 | 0,85 | 15,75 |
По [1, 9] электростанцию будем проектировать с укрупнёнными энергоблоками. Номинальную мощность повышающего трансформатора определим по [1, 9]:
где 
суммарная мощность выдаваемая генераторами в сеть;
число трансформаторов, исходя из паспортных данных стандартных трансформаторов и суммарной мощности генераторов примем для первого варианта 
однофазных трансформаторов, для второго - 
трехфазных.
номинальный коэффициент мощности генератора,примем из таблицы 4.1 
Тогда
Выбираем по [6, 161] 12 однофазных трансформаторов ОРЦ – 417000/750 для варианта №1, паспортные данные приведены в таблице 4.2; 8 трансформаторов ТДЦ – 250000/500 для варианта №2, паспортные данные приведены в таблице 4.3;
Таблица 4.2.- Параметры трансформатора
| Марка |  |  |  |  |  |
| ОРЦ – 417000/750 |
Таблица 4.3. - Параметры трансформатора
| Марка | | | | | |
| ТДЦ – 400000/500 |
Произведём выбор трансформаторов промежуточной подстанции. На промежуточной ПС рекомендуется [1,10] устанавливать два трансформатора. Рассчитаем полную мощность нагрузки промежуточной подстанции в режиме наибольших нагрузок.
Выбираем по [6, 161] на промежуточную ПС 6 однофазных автотрансформаторов АОДЦТН – 267000/750/220 для варианта №1, паспортные данные приведены в таблице 4.3; 2 автотрансформатора АТДЦТН – 250000/500/110 для варианта №2, паспортные данные приведены в таблице 4.4;
Таблица 4.3. - Параметры трансформатора
| Марка | | |  | | |  |
| АОДЦТН – 267000/750/220 | 10,5 |
Таблица 4.4. - Параметры трансформатора
| Марка | | | | | | |
| АТДЦТН – 250000/500/110 |
Произведём выбор трансформаторов на ПС приёмной энергосистемы. Рассчитаем полную мощность на втором участке электропередачи.
По [1, 10] номинальная мощность одного трансформатора:
Выбираем по [6, 161] на ПС приёмной энергосистемы 6 однофазных автотрансформаторов АОДЦТН – 267000/750/220 для варианта №1, паспортные данные приведены в таблице 4.5; 6 однофазных автотрансформаторов АОДЦТН – 267000/500/220 для варианта №2, паспортные данные приведены в таблице 4.4;
Таблица 4.5. - Параметры трансформатора
| Марка |  | | | | | |
| АОДЦТН – 267000/750/220 | 10,5 |
Таблица 4.6. - Параметры трансформатора
| Марка | | | | | | |
| АОДЦТН – 267000/500/220 | 10,5 |
5. Разработка полных принципиальных схем вариантов электропередачи
На электростанции будем использовать укрупнённые энергоблоки, схему ОРУ станции принимаем по [1,10] трансформатор-шины с присоединением линий через два выключателя для первого варианта, для второго используем полуторную схему.
Схему ОРУ промежуточной ПС на 750 кВ выбираем трансформатор-шины с присоединением линий через два выключателя.
Схему ОРУ промежуточной ПС на 500 кВ выбираем по [1,10 ]полтора выключателя на присоединение.
Схему ОРУ ПС приёмной энергосистемы для первого варианта выбираем трансформатор-шины с присоединением линий через два выключателя, для второго варианта полуторную схему.
Число присоединений на стороне СН промежуточной подстанции для варианта №1:
Число присоединений на стороне СН промежуточной подстанции для варианта №2:
Число присоединений на стороне НН промежуточной подстанции:
Примеры принципиальных схем электропередач приведены для варианта №1 на рис.5.1, для варианта №2 - на рис.5.2
Рис. 5.1
Рис. 5.2
6. Технико-экономическое сравнение и выбор целесообразного варианта
Выбор целесообразного варианта выполнения электропередачи производится по критерию минимума приведенных затрат на передачу электрической энергии [1,11]:
где 
норма дисконта; 
– норма в долях от капитальных затрат на амортизацию и текущий ремонт для линий и соответственно; 
– норма в долях от капитальных затрат на амортизацию и текущий ремонт для электрооборудования 220 кВ и выше, принято по [4, 535], 
капитальные вложения на строительство электропередачи; 
поток мощност; 
активное сопротивление элемента электропередачи; 
длина участка линии; 
время наибольших потерь электрической энергии; 
удельная стоимость нагрузочных потерь и потерь холостого хода; 
потери энергии холостого хода ; 
вероятный ущерб от недоотпуска электроэнергии потребителям при аварийных и плановых ремонтах элементов электропередачи,
Из пункта 3:
Потери энергии в трансформаторах и линии рассчитаем по [1,12]:
где 
потери энергии в трансформаторах электростанции, промежуточной ПС и приёмной энергосиcтемы; 
потери на первом и втором участках линии электропередачи.
где 
соответственно количество трансформаторов, установленных на промежуточной электростанции, промежуточной ПС и приёмной системе; 
номинальные мощности соответственно обмоток ВН, СН, НН трансформаторов промежуточной ПС; 
то же трансформаторов системы; 
доли нагрузки, приходящейся на сторону среднего и низшего напряжения трансформаторов промежуточной ПС и приёмной системы; 
время работы трансформатора в году, 8760 ч; 
потери мощности холостого хода и короткого замыкания по [4,706], 
потери энергии в линии на корону, из [3,279].
Произведём расчёт потерь электрической энергии для варианта №1.
Для автотрансформаторов посчитаем только потери при перетоке мощности с обмотки высшего напряжения на обмотку среднего напряжения.
Нагрузочные потери 
, потери энергии холостого хода 
. Для варианта №2 расчёты аналогичные, приведём только результаты:
Нагрузочные потери 
, потери энергии холостого хода 
.
Найдём приведенные затраты в сооружение электропередачи по варианту №1 по [3,334].
Капитальные затраты в строительство электропередачи сведены в таблицу 6.1
Таблица 6.1. - Капитальные затраты в строительство электропередачи по варианту №1
| Объект | Оборудование | Количество, шт | Стоимость единицы, т.руб. | Всего, т.руб. |
| ЭС | 3xОРЦ-417000/750 | |||
| Ячейка 750 кВ | ||||
| ПС | 3xАОДЦТН-267000 | |||
| Ячейка 750 кВ | ||||
| Ячейка 220 кВ | ||||
| РУ 10 кВ | ||||
| Система | 3xАОДЦТН-267000 | |||
| Ячейка 750 кВ | ||||
| Всего | ||||
| Объект | Оборудование | Количество, км | Стоимость единицы, т.руб. /км | Всего, т.руб. |
| Линия 1 | 5xАС 240/56 | 2x600 | ||
| Линия 2 | 5xАС 300/66 | |||
| Всего |
Найдём приведенные затраты в сооружение электропередачи по варианту №2 по [3,334].
Капитальные затраты в строительство электропередачи сведены в таблицу 6.2
Таблица 6.2. - Капитальные затраты в строительство электропередачи по варианту №2
| Объект | Оборудование | Количество, шт | Стоимость единицы, т.руб. | Всего, т.руб. |
| ЭС | ТДЦ-250000/500 | |||
| Ячейка 500 кВ | ||||
| ПС | АТДЦНТ-250000/500/110 | |||
| Ячейка 500 кВ | ||||
| Ячейка 110 кВ | ||||
| РУ 10 кВ | ||||
| Система | 3xАОДЦТН-267000 | |||
| Ячейка 500 кВ | ||||
| Всего | ||||
| Объект | Оборудование | Количество, км | Стоимость единицы, т.руб./км | Всего, т.руб. |
| Линия 1 | 3xАС 400/51 | 2x600 | ||
| Линия 2 | 3xАС 400/51 | 2x650 | ||
| Всего |
Вероятный годовой ущерб от перерывов электроснабжения определится:
,
где 
, 
- вероятные ущербы от аварийных и плановых простоев.
Составляющие общего ущерба определяются по формулам:
где 
- максимальная нагрузка нормального режима; 
, 
- коэффициенты ограничения потребителей при аварийных (вынужденных) и плановых простоях в i-м режиме; 
, 
- коэффициенты вынужденного и планового простоя в i-м режиме; 
, 
- удельные ущербы от аварийных и плановых ограничений, тыс. руб./кВт. год; n- число рассматриваемых аварийных (плановых) режимов.
Коэффициенты ограничения потребителей:
где 
, 
- вынужденно отключаемая нагрузка в аварийных и плановых режимах.
Коэффициенты вынужденного и планового простоев:
где 
- параметр потока отказов i-го элемента электропередачи (табл. 8.4 /3/); 
- среднее время восстановления. i-го элемента электропередачи (табл. 8.6 /3/); 
- средняя частота плановых простоев i-го элемента (табл. 8.4 /3/); 
- средняя продолжительность планового простоя i-го элемента (табл. 8.3 /3/).
Учитывая малую вероятность одновременного отключения всех трансформаторов подстанции, в курсовом проекте можно ограничиться учетом только вероятностей отключения участков линии электропередачи.
Для вычисления ущербов необходимо рассмотреть все режимы, в которых возможны погашения (ограничения) потребителей.
Для первого варианта схемы могут быть рассмотрены следующие варианты:
1. Отключение одной цепи Л1. Здесь дефицит мощности будет связан с ограничениями в передаче мощности по другой параллельной цепи. Однако при расчете послеаварийного режима вторая цепь сможет пропустить всю мощность от электростанции.
2. Отключение Л2. В данном случае часть мощности в систему не выдается. Можно принять, что дефицит составляет 0,4…0,6 от мощности, передаваемой по линии Л2 в максимальном режиме. При плановом отключении дефицит мощности можно принять равным 
.
Для второго варианта схемы могут быть рассмотрены следующие варианты:
1. Отключение одной цепи Л1. Здесь дефицит мощности будет связан с ограничениями в передаче мощности по другой параллельной цепи. Однако при расчете послеаварийного режима вторая цепь сможет пропустить всю мощность от электростанции.
2. Отключение одной цепи Л2. Здесь дефицит мощности будет связан с ограничениями в передаче мощности по другой параллельной цепи. Однако при расчете послеаварийного режима вторая цепь сможет пропустить всю мощность от электростанции.
Найдём приведенные затраты в электропередачу по варианту №1:
Найдём приведенные затраты в электропередачу по варианту №2:
Наиболее выгодным вариантом оказывается второй вариант – электропередача на напряжении 500 кВ. В дальнейшем будем рассматривать только вариант схемы №2.