Выбор трансформаторов

Выбор трансформатора блока.Блок "генератор-трансформатор" не имеет поперечных электрических связей и подключается непосредственно к РУ повышенного напряжения. Поэтому условия работы блочного трансформатора полностью определяются номинальной мощностью генератора. Так как трансформатор должен пропускать без перегрузки полную мощность генератора и напряжения его обмоток должны соответствовать, с одной стороны, напряжению ОРУ, а с другой - напряжению генератора, то блочный трансформатор выбираем по следующим условиям:

, ,

При блочной компоновке регулирование напряжения на шинах ОРУ выполняется посредством АВР генераторов, поэтому трансформаторы блоков применяются без РПН.

В соответствии с этими условиями в блок с генератором мощностью 235,3 МВА устанавливаем трансформатор типа ТДЦ - 250 000/110/15.

Выбор трансформаторов связи.Трансформаторы связи обеспечивают энергетическую связь шин низкого напряжения с шинами ОРУ и с энергосистемой, повышая тем самым надежность работы станции и надежность электроснабжения близко расположенных потребителей (в нашем случае это потребитель Р1). При избытке мощности на шинах ГРУ эта мощность через трансформаторы связи передается в энергосистему, а при дефиците потребляется из энергосистемы. Следует напомнить, что по своим функциям ТЭЦ является больше тепловой станцией, чем электрической и поэтому кратковременные потребления электроэнергии на шины этой станции - явление вполне нормальное.

Ввиду частого реверса мощности и различных требований к регулированию напряжений на шинах ГРУ и ОРУ трансформаторы связи должны иметь устройство РПН.

На ТЭЦ устанавливают не менее двух трансформаторов связи. Однако установка трех и более трансформаторов требует серьезного экономического обоснования, поэтому установку двух трансформаторов связи в учебном про­екте следует считать наиболее целесообразной.

После выбора трансформаторы связи проверяются на перегрузочную способность по ГОСТ 14209-85.

Выбор трансформаторов связи для "Схемы -1". Графики перетока мощности в нормальном и ремонтном режимах приведены на рис. 3.4 и 3.5 и их сравнение показывает, что по максимуму мощности наиболее тяжелым является график нормального режима работы станции.

Согласно ГОСТ 14209-85 для трансформаторов допускается двухкратная перегрузка, поэтому при установке двух параллельно работающих трансформаторов их номинальная мощность выбирается по условию

где S_nepmax - максимум суточного графика перетока мощности в нормальном режиме .

Намечаем к установке два трансформатора связи типа ТРДН - 40000/110 и проверяем их по ГОСТ 14209-85.

Так как при параллельной работе эти трансформаторы не перегружаются, то их оценка по перегрузочной способности в этом режиме не производится.

При отключении одного трансформатора (аварийный режим) появляется аварийная перегрузка, которая должна быть оценена по указанному ГОСТ. Проведем следующий анализ.

На графике перетока мощности нормального режима (рис. 3.4) наносим линию, соответствующую мощности проверяемого трансформатора

(40 МВА) и определяем время его перегрузки (получаем t = 7 ч). Теперь по

этому графику определим следующие коэффициенты:

1) коэффициент максимальной нагрузки

2) коэффициент начальной нагрузки (недогрузки)

;

где S_эк1 - эквивалентная (среднеквадратичная) мощность начальной нагрузки, определяемая по интервалам времени, когда S_пер S_т.ном:

3)коэффициент перегрузки

где S_эк2 - эквивалентная (среднеквадратичная) мощность перегрузки, определяемая по тем интервалам времени, когда S_пер>S_т.ном :

Таким образом, с помощью коэффициентов К₁и К₂ реальный график нагрузки преобразован в эквивалентный по тепловому износу двухступенчатый график, который и используется для оценки перегрузочной способности трансформатора. При правильном преобразовании реального графика в двухступенчатый должно соблюдаться условие

Так как данное условие не соблюдается, двухступенчатый график требует коррекции, которую производим следующим образом. Вместо рассчитанного значения К₂ принимаем новое значение К'₂ =0,9 =1,61 и пересчитываем реальное время перегрузки в эквивалентное:

После этого определяем допустимое значение коэффициента перегрузки по таблицам ГОСТ по разделу "аварийные перегрузки". Для этого используем следующие данные:

- система охлаждения трансформатора................................................. Д;

-эквивалентная годовая температура воздуха для г.Омска.. 9_ОХЛ =+8,4 °С;

- время перегрузки трансформатора........................................ t'_n = 5,06 ч;

- коэффициент начальной нагрузки............................................ К, = 0,55;

- коэффициент перегрузки.......................................................... К₂ = 1,61.

Согласно данным ГОСТ, предельно допустимое значение коэффициента перегрузки К_2доп =1,51.

Вывод. Так как К'₂ = 1,61 > К_2доп = 1,51, то условие работы трансформатора по перегрузочной способности не удовлетворяется, и поэтому трансформатор ТРДН-40000/110/10 не принимается к установке в данной схеме.

По стандартному ряду мощностей выбираем следующий трансформатор -ТРДН-63000/110 и проводим для него такую же проверку по перегрузочной способности. Ниже приведены без комментариев только результаты расчетов:

где

Так как условие (1,05> 1,03) соблюдается, то коррекции двухступенчатого графика не требуется и проверку трансформатора на перегрузочную способность ведем по следующим данным:

- система охлаждения трансформатора.................................................. Д;

- эквивалентная годовая температура воздуха для г. Омска. . 9_ОХЛ = +8,4 °С;

- время перегрузки трансформатора............................................... t_n = 3 ч;

- коэффициент начальной нагрузки............................................... K_t = 0,51;

- коэффициент перегрузки............................................................ К₂ = 1,05 ;

Предельно допустимое значение коэффициента перегрузки К_2доп =1,9.

Вывод. Соблюдение условия К₂ < К_2доп (1,05 < 1,9) позволяет принять для установки в "Схему -1" два трансформатора связи типа ТРДН-63000/110.

3.5. Выбор схем распределительных устройств

Вид схем распределительных устройств ТЭЦ определяется функциями станции в энергосистеме и ее структурной схемой. К факторам, оказывающим наибольшее влияние на схемы РУ, относятся: количество генераторов и наличие блоков; состав потребителей, планируемых к подключению к шинам станции; уровни напряжений, Основные требования к главной схеме станции и ее распределительных устройств изложены в нормативных документах [1,2,3,8].

Выбор схемы ГРУ. Согласно требованиям, изложенным в [1], ГРУ, как правило, выполняется с одной секционированной системой сборных шин с различными модификациями. Эти схемы применяются при числе присоединений на секцию не более 8. Секционирование должно выполняться так, чтобы каждая секция имела источник энергии и примерно соответствующую нагрузку. Поэтому число секций ГРУ выбираем равным числу генераторов, работающих на шины этого распределительного устройства.

В редких случаях и при достаточном обосновании в ГРУ может быть принята двойная система шин с одним выключателем на присоединение. Причинами использования такой схемы может стать:

- большое число присоединений на секцию (более 8);

- питание потребителей 6-10 кВ по нерезервируемым линиям.

Для ограничения токов КЗ в схему устанавливаются секционные и линейные реакторы и используются трансформаторы с расщепленными обмотками.

Секционные реакторы ограничивают ток КЗ по всей сети генераторного напряжения, включая сборные шины, а линейные реакторы - только в распределительной сети. Поэтому при проектировании в первую очередь рассматривают возможность ограничения токов КЗ с помощью одних секционных реакторов. И только при недостаточном ограничении тока КЗ секционными реакторами рассматриваются варианты установки линейных реакторов. В качестве секционных реакторов используют одинарные реакторы, первоначаль­но выбирая их по следующим условиям:

Номинальный ток реактора	Индуктивное сопротивление, %	Вид схемы ГРУ
	8 - 12	Прямолинейная схема
	8 - 12	Схема кольца

Выбор схемы ОРУ. К РУ повышенного напряжения подключаются потребительские линии, линии связей с системой, трансформаторы связи, блоки, если такие есть на станции, а также резервные трансформаторы собственных нужд.

На выбор схемы ОРУ наибольшее влияние оказывают следующие факторы: общее число присоединений к шинам ОРУ; уровень напряжения; режимы работы связи станции с системой, то есть работа только с обменной мощностью или также с транзитной мощностью энергосистемы.

При небольшом числе присоединений (6 и менее) и отсутствии планов на расширение ОРУ выгодны упрощенные схемы и схемы многоугольников.

При числе присоединений более 6 и напряжениях 35 -220 кВ рассматривают варианты с одной или двумя системами шин с одним выключателем на присоединение. Обходную систему шин применяют на ОРУ 110-220 кВ. При напряжении 330 кВ и более предпочтительными становятся схемы кольцевого типа 3/2 и 4/3.

Так как в данном проекте на станции должно быть установлено ОРУ-110 кВ, то для этого уровня напряжения используем "двойную систему рабочих шин с обходной системой шин". Для рационального секционирования рабочих шин требуется определить число присоединений для связи станции с энергосистемой и со вторым потребителем (согласно [1], на каждые 12-14 присоединений должна быть организована своя секция). Кроме того, на крупных энергоустановках каждый источник рекомендуем подключать на отдельную секцию, при мощности источника 125 МВА и более это требование становится обязательным [1]. На ОРУ в схеме ТЭЦ источниками надо считать не только генераторы, но и выводы основных трансформаторов (в нашем случае трансформаторов связи).

Количество цепей ЛЭП, присоединяемых к шинам станции, определяем по их пропускной способности:

- количество цепей для связи с энергосистемой определяется максимумом обменной мощности станции с системой S_обм.max и пропускной способностью одной цепи воздушной линии S_л.110 при напряжении 110 кВ:

- количество цепей для связи с потребителем определяется максимумом
мощности этого потребителя:

- общее число присоединений на шины ОРУ

где - соответственно число трансформаторов связи и блоков.

По данным, приведенным в [13], для воздушных линий 110 кВ принимаем пропускную способность одной цепи 50 МВА.

Так как наибольший максимум обменной мощности приходится на нормальный режим генератора (S_обм.max = 232,38 МВА), то количество цепей, необходимое для связи станции с энергосистемой, рассчитывается по формуле

По максимуму мощности потребителя Р2 определяется необходимое число цепей ЛЭП

Общее число присоединений к шинам ОРУ

n_ору = n_с+n_Р2+n_тр.св+n_тр.6л =5 + 4 + 2 + 1 = 12.

Упрощенное изображение главной электрической схемы ТЭЦ (рис. 3.3, схема 1) приведено на рис. 3.6.

Рис. З.6. Главная электрическая схема проектируемой ТЭЦ