(5 оценок, среднее: 4,80 из 5)
Загрузка...
Учебная работа. Проектирование электрической части ТЭЦ 652 МВт
Министерство образования и науки Русской Федерации
Федеральное агентство по образованию
ИРКУТСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ технический УНИВЕРСИТЕТ
Кафедра электронных станций, сетей и систем
ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА
к курсовому проекту по дисциплине
«Проектирование и конструирование электронной части электростанций и подстанций»
Проектирование электронной части ТЭЦ 652 МВт
Выполнил студент группы ЭС-05-2
Федосов Денис Сергеевич
Иркутск 2009 г.
Содержание
- Введение
- 1. Обоснование выбора площадки для ТЭЦ и её компоновки
- 2. Выбор главной схемы электронных соединений ТЭЦ
- 2.1 Постановка задачки
- 2.2 Черта схемы присоединения электростанции к электроэнергетической системе
- 2.3 Формирование вариантов структурной схемы ТЭЦ
- 2.4 Выбор количества, типа и мощности трансформаторов и автотрансформаторов структурных схем
- 2.4.1 1-ый вариант
- 2.4.2 2-ой вариант
- 2.4.3 3-ий вариант
- 2.4.4. Четвёртый вариант
- 2.4.5 Выбор источников питания собственных нужд
- 2.5 Технико-экономическое сопоставление вариантов структурной схемы ТЭЦ
- 2.5.1 Расчёт финансовложений
- 2.5.2 Расчёт каждогодних расходов
- 2.5.3 Расчёт составляющей вреда из-за отказа основного оборудования
- 2.5.4 Определение рационального варианта структурной схемы ТЭЦ
- 2.6 Выбор схем распределительных устройств ТЭЦ с учётом вреда от перерыва в электроснабжении и утраты генерирующей мощности
- 2.6.1 Выбор схемы РУ 110 кВ
- 2.6.2 Выбор схемы РУ 220 кВ
- 2.6.3 Выбор схемы ГРУ (главное разведывательное управление — орган внешней разведки Министерства обороны Российской Федерации, центральный орган управления военной разведкой в Вооружённых Силах Российской Федерации) 6 кВ
- 3. Расчёт токов недлинного замыкания
- 3.1 Постановка задачки (цель и объём расчёта, вид КЗ)
- 3.2 Составление расчётной схемы сети
- 3.3 Составление схемы замещения
- 3.4 Расчёт характеристик токов недлинного замыкания (Iп0, Iпф, iу, iаф) для точки K-1
- 3.5 Расчёт характеристик токов недлинного замыкания для следующих точек КЗ
- 3.6 Составление сводной таблицы результатов расчёта токов недлинного замыкания
- 4. Выбор электронных аппаратов и проводников
- 4.1 Выбор выключателей, разъединителей, трансформаторов тока и напряжения, расчёт конструкции сборных шин и связей меж элементами РУ и оборудованием на напряжении 220 кВ
- 4.1.1 Выбор выключателей и разъединителей
- 4.1.2 Выбор трансформаторов напряжения и тока
- 4.1.3 Выбор токоведущих частей
- 4.2 Выбор выключателей, разъединителей, трансформаторов тока и напряжения, расчёт конструкции сборных шин и связей меж элементами РУ и оборудованием на напряжении 110 кВ
- 4.2.1 Выбор выключателей и разъединителей
- 4.2.2 Выбор трансформаторов напряжения и тока
- 4.2.3 Выбор токоведущих частей
- 4.3 Выбор выключателей, разъединителей, трансформаторов тока и напряжения, расчёт конструкции сборных шин и связей меж элементами РУ и оборудованием на напряжении 6-10 кВ
- 4.3.1 Выбор токоограничивающих реакторов
- 4.3.2 Выбор выключателей и разъединителей
- 4.3.3 Выбор трансформаторов напряжения и тока
- 4.3.4 Выбор токоведущих частей
- 5. Выбор схемы собственных нужд ТЭЦ
- 5.1 Черта систем потребителей собственных нужд ТЭЦ
- 5.2 Выбор схемы рабочего и запасного питания собственных нужд
- 5.3 Выбор количества и мощности источников рабочего и запасного питания собственных нужд
- Библиографический перечень
- приложение
Введение
Современное состояние электроэнергетики согласно [28] характеризуется заморочек системного нрава: высочайшим уровнем физического и морального износа оборудования, низкой эффективностью использования горючего, неравномерностью роста энергопотребления по местности страны, которая ведет к недочету активной мощности генерации и сетей электропередачи в ряде районов пиковых нагрузок.
Перечисленные препядствия явились следствием утраты электроэнергетикой собственных системных преимуществ, в итоге процесса реструктуризации отрасли, которая началась еще в 90-х годах и длится по реальный момент.
По размеру генерирующих мощностей и производству электроэнергии Наша родина занимает 4-ое в мире пространство опосля США (Соединённые Штаты Америки — страны испытывают недостаток электроэнергии. В качестве главных причин, характеризующих недостаток электроэнергии в русской экономике можно выделить: высочайший уровень тарифов на электроэнергию, недочет генерирующих мощностей в период пиковых нагрузок и отказы от подключения новейших потребителей. Толика довольных заявок на техническое присоединение к сетям повсевременно понижается: 32% — в 2004 г., 21% — в 2005 г., 16% — в 2006 г [28].
Для того чтоб генерирующие мощности обеспечивали развитие электроэнергетики Рф и управлялись с максимум перегрузки в пиковый период, нужен темп роста генерирующих мощностей не меньше прироста энергопотребления в стране. Но реалии таковы, что с 1999 года наблюдается опережающий рост энергопотребления по сопоставлению с приростом мощностей. Таковым образом, темпы ввода новейших мощностей очень низки и в истинное время не могут обеспечить потребности экономики.
Следствием низкого коэффициента обновления главных фондов в электроэнергетической отрасли в крайние годы является старение основного оборудования электростанций в стране. Пик ввода мощностей приходится на 1971-1980 гг., тогда было введено 31,4% от всей установленной мощности по Рф. Средний возраст оборудования электростанций Рф составляет наиболее 30 лет. Износ главных производственных фондов в русской электроэнергетике в крайние годы прогрессировал очень стремительно: с 51,6% в 2000 г. до 59,8% в 2005 г. За крайние 15 лет в Рф было введено только 25,1 ГВт генерирующих мощностей, в то время как в США (Соединённые Штаты Америки — экономики также является и моральный износ генерирующего оборудования.
Нарастание размеров изношенного оборудования и отсутствие способности его восстановления вводят электроэнергетику в зону завышенного риска технологических отказов и аварий оборудования.
Опережающий рост употребления электроэнергии в Рф просит активизации энергосбережения и масштабного ввода новейших генерирующих мощностей.
Невзирая на значимый потенциал экономии электроэнергии, лишь из-за этого решить делему недостатка генерирующих мощностей не представляется вероятным. Опережающий рост употребления электроэнергии просит резвого и масштабного ввода новейших генерирующих мощностей.
Форсированное стройку энергетических объектов может иметь своим результатом проявление мультипликативного эффекта в развитии экономики и оценочно может отдать прирост ВВП (Валовой внутренний продукт — макроэкономический показатель, отражающий рыночную стоимость всех конечных товаров и услуг, то есть предназначенных для непосредственного употребления, произведённых за год во всех отраслях экономики на территории государства) по 0,4% в год.
Непременно, также благотворно воздействует на темпы роста государственной экономики и возобновление длительного планирования на федеральном и региональных уровнях в электроэнергетической отрасли за счет того, что у инвесторов покажется возможность рассчитывать реализацию масштабных проектов на много лет вперед.
Таковым образом, решение системных заморочек электроэнергетики и ввод новейших генерирующих мощностей могут явиться действующим фактором в процессе увеличения эффективности остальных отраслей народного хозяйства.
В истинное время при отсутствии у страны одного плана по развитию энергетики и вводу новейших генерирующих мощностей главный инициативы при строительстве объектов энергетики следует ждать от личных компаний. Так, к примеру, ОАО (форма организации публичной компании; акционерное общество) «РУСАЛ» при строительстве дюралевых производств стремится сразу с сиим решить делему электро- и теплоснабжения компании путём строительства ТЭЦ. Излишек электроэнергии по мере необходимости выдаётся в систему, а тепло кроме его внедрения в технологическом цикле может употребляться для отопления и жаркого водоснабжения наиблежайшего населённого пт.
Невзирая на то, что технологический процесс производства электроэнергии на термических электростанциях труднее, а себестоимость электроэнергии выше и экологический вред от их больше, чем от ГЭС (Гидроэлектростанция — электростанция, в качестве источника энергии использующая энергию водного потока), всё же более симпатичными для инвесторов являются термо электростанции, требующие наименьших финансовложений в стройку. Таковым образом, огромного притока личного капитала в стройку гидроэлектростанций ждать не следует. Стройку больших гидроэнергетических объектов в обозримом будущем остается прерогативой страны, а прирост генерирующих мощностей ожидается в главном за счёт строительства ТЭЦ и ГРЭС.
Проектированию электронной части ТЭЦ и будет посвящён данный курсовой проект. В нём рассматриваются задачки проектирования, связанные с выбором главной схемы ТЭЦ 652 МВт (схемы РУ 220, РУ 110 и ГРУ (главное разведывательное управление — орган внешней разведки Министерства обороны Российской Федерации, центральный орган управления военной разведкой в Вооружённых Силах Российской Федерации) 6,3 кВ), также схемы собственных нужд. Также делается выбор основного и вспомогательного электрооборудования с учетом характеристик токов КЗ.
1. Обоснование выбора площадки для ТЭЦ и её компоновки
ТЭЦ как всеохватывающая техно система имеет в собственном составе огромное число спостроек, сооружений и инженерных коммуникаций — подземных, наземных и надземных.
Для размещения сооружений и коммуникаций электронной станции (ЭС) требуется значимая площадь. Для ТЭЦ площадь, приходящаяся на единицу установленной мощности, составляет согласно [17], стр. 22 0,01-0,03 га/МВт, другими словами для данной проектируемой станции площадь площадки строительства составит от 6,6 до 20 га. необходимо подразумевать, что в данную площадь не входят склад горючего, жд приемные станции с разгрузочными устройствами, золошлаковые отвалы, поселок энергетиков, строительная база.
Площадка станции обязана быть по способности горизонтальной, ровненькой, прямоугольной формы. Разность уровней отдельных участков площадки не обязана превосходить 4-6 м. Вдоль длинноватой оси площадки проектируются главные транспортные связи, намечаются комфортные и экономные трассы водоснабжения.
Площадку и корпуса ориентируют относительно сторон света, беря во внимание подходящее либо ненужное действие солнечного света на технологические и служебные помещения.
Площадку и сооружения на ней ориентируют также с учетом преимущественного направления ветров, имея в виду защиту открытых распределительных устройств и иных сооружений станции, жилых домов станционного поселка, также остальных населенных пт и окружающей природы от дымовых уносов: летучей золы, сернистых и остальных отравляющих газов.
Нежелателен и небезопасен нанос ветром паров и маленьких капель воды от градирен и брызгальных бассейнов на систему распределительных устройств и на остальные сооружения станции, потому что он может привести к ухудшению изоляции, обледенению, усложнению эксплуатации и трагедиям на станции.
Все наружные связи станции размещаются с одной (наименьшей) стороны площади и с торца головного корпуса станции; обратные торцы спостроек и сооружений оставляются вольными для грядущего расширения.
Положение взрывоопасного оборудования, также взрывоопасных резервуаров, емкостей, штабелей твердого горючего, контейнеров и обоюдное размещение их на местности проектируются в согласовании с действующими противопожарными нормами и требованиями штатской обороны.
Главные аспекты выбора площадки:
· наличие водоема для обеспечения экономного водоснабжения;
· площадка обязана быть как можно поближе к центру термический перегрузки;
· наличие подъездных путей для подвозки горючего.
Площадку для строительства будущей ТЭЦ избираем в районе городка Тайшет Иркутской области. ТЭЦ будет размещаться в 2 км к северу от Тайшета на правом берегу Бирюсы. В истинное время компания «РУСАЛ» производит стройку Тайшетского дюралевого завода производительностью 750000 тонн алюминия в год. Данная ТЭЦ будет выступать главным источником промышленного теплоснабжения завода, также одним из источников его электроснабжения. Стройку ТЭЦ поможет решить делему отопления и жаркого водоснабжения городка Тайшет, так как город снабжается теплом от котельных, а централизованный источник теплоснабжения отсутствует. Стройку ТЭЦ также поможет сделать лучше экологическую обстановку в городке, потому что вред от выбросов котельных, имеющих малоэффективные способы газоочистки и маленькую площадь рассеяния дымовых газов за счёт малой высоты трубы, оказывается существенно больше, чем от выбросов ТЭЦ.
Топливом для проектируемой ТЭЦ будут служить бурые угли Мугунского разреза либо Канско-Ачинского бассейна. Прибыльное географическое размещение Тайшета делает экономически равнозначными варианты поставки угля по стальной дороге как из Иркутской области, так и из Красноярского края.
Стройку насосной станции для подпитки ТЭЦ водой предполагается конкретно на берегу реки Бирюса. Цех химводоочистки для подготовки питающей воды к использованию на станции будет построен на местности ТЭЦ.
Дымовые трубы и градирни размещены с учетом розы ветров в данной местности таковым образом, чтоб как можно меньше выбросов золы выпадало на основной корпус и распределительные устройства. Устранение этого фактора приведет к повышению срока службы оборудования и наименьшей аварийности. Преобладающие направления ветров в районе г. Тайшет — западное и северо-западное.
Остальное оборудование и сооружения на ЭС размещены в согласовании с требованиями технологического цикла производства электроэнергии.
Приведём ситуационный план расположения проектируемой ТЭЦ в районе городка Тайшет и компоновку её главных сооружений:
Рис. 1. Ситуационный план проектируемой ТЭЦ: 1 — площадка ТЭЦ; 2 — площадка Тайшетского дюралевого завода; 3 — насосная станция; 4 — водоподводящий канал; 5 — паропровод отопления и трубопровод жаркого водоснабжения городка; 6 — паропровод технического пара и трубопровод технического водоснабжения дюралевого завода; 7 — полосы 6 кВ, питающие дюралевый завод; 8 — полосы 110 кВ, питающие местный промышленный район; 9 — полосы 220 кВ, связывающие ТЭЦ с системой; 10 — жд ветка.
Рис. 2. Сборка главных сооружений ТЭЦ: 1 — основной корпус; 2 — паровые котлы; 3 — турбоагрегаты; 4 — градирни; 5 — дымовые трубы; 6 — подвод воды от насосной станции; 7 — цех химводоочистки; 8 — трубопроводы жаркой воды и пара; 9 — золошлакоудаление; 10 — склад горючего; 11 — топливоподача, включающая в себя разгрузочное устройство; 12 — галерея конвейеров; 13 — дробильный корпус; 14 — мазутное хозяйство; 15 -распределительное устройство 110 кВ; 16 -распределительное устройство 220 кВ; 17 — блочные трансформаторы и автотрансформаторы; 18 — 6 ЛЭП (Линия электропередачи — один из компонентов электрической сети, система энергетического оборудования, предназначенная для передачи электроэнергии посредством электрического тока) 110 кВ, питающих промышленный район; 19 — 4 ЛЭП (Линия электропередачи — один из компонентов электрической сети, система энергетического оборудования, предназначенная для передачи электроэнергии посредством электрического тока) 220 кВ для связи с энергосистемой; 20 — распределительное устройство генераторного напряжения 6 кВ; 21 — основной щит управления ТЭЦ; 22 — запасный трансформатор собственных нужд; 23 — трансформаторы связи меж ГРУ (главное разведывательное управление — орган внешней разведки Министерства обороны Российской Федерации, центральный орган управления военной разведкой в Вооружённых Силах Российской Федерации) 6 кВ и РУ 110 кВ; 24 — 16 кабельных линий 6 кВ, питающих дюралевый завод; 25 — жд ветка для снятия в ремонт трансформаторов; 26 — трансформаторная мастерская; 27 — масляное хозяйство; 28 — механическая мастерская; 29 — вещественные склады; 30 — корпус управления (инженерно-бытовой); 31 — центральная проходная.
2. Выбор главной схемы электронных соединений ТЭЦ
2.1 Постановка задачки
Структурная схема — схема, определяющая составные части электростанции, их предназначение и связь. Это однолинейная схема, на которой указывается трансформаторные соединения меж генераторами и распределительными устройствами. Она создана для расчета баланса мощности, выбора числа и мощности трансформаторов и предстоящей разработки главной схемы электронных соединений.
При обозначенных в задании на проектирование критериях способом технико-экономического сопоставления конкурентоспособных вариантов произведём выбор рационального варианта структурной схемы.
Среднее решение — это решение, удовлетворяющее требованиям к качеству проектируемого объекта при мало вероятных издержек вещественных, денежных и трудовых ресурсов. Оно обязано быть получено при всеохватывающем рассмотрении объекта в целом с учетом взаимосвязей меж его частями.
В общем случае, процедура поиска хорошей структурной схемы сводится к поочередному выполнению последующих главных шагов:
1) в согласовании с начальными данными разрабатывается огромное количество на техническом уровне реализуемых вариантов структурных схем;
2) на базе инженерного анализа отбираются несколько более многообещающих вариантов схем;
3) для всякого отобранного варианта определяются вероятные перетоки мощности через трансформаторы и автотрансформаторы, исходя из более томных критерий работы станции;
4) ориентируясь на величины перетоков мощности, в любом варианте избираем пригодные по номинальным значениям типы трансформаторов и автотрансформаторов. Для выбора трансформаторов, связывающих ГРУ (главное разведывательное управление — орган внешней разведки Министерства обороны Российской Федерации, центральный орган управления военной разведкой в Вооружённых Силах Российской Федерации) и РУ завышенного напряжения ТЭЦ составляют и анализируют предполагаемые графики перегрузки трансформаторов связи а) в обычном режиме (в зимнюю пору и в летнюю пору); б) при выключении 1-го из работающих генераторов; в) по мере необходимости мобилизации вращающегося резерва, когда генераторы ТЭЦ наращивают мощность до номинального значения. При наличии 2-ух РУ завышенного напряжения могут рассматриваться варианты установки автотрансформаторов или трехобмоточных трансформаторов. Автотрансформаторы имеют ряд преимуществ и недочетов перед трансформаторами;
5) для всякого варианта определяют их технико-экономические характеристики — финансовложения, эксплутационные Издержки, вреды и приведенные Издержки;
6) на основании сравнения приведенных издержек, также доп технического анализа, совсем принимают более рациональную структурную схему проектируемой электростанции.
2.2 Черта схемы присоединения электростанции к электроэнергетической системе
На данном шаге проектирования должны быть произведены последующие деяния:
1) выбор уровня напряжения для выдачи мощности электростанции в ЭЭС;
2) определение предпочтительного распределения генерирующих мощностей меж распределительными устройствами;
3) выбор числа, направления и пропускной возможности ЛЭП (Линия электропередачи — один из компонентов электрической сети, система энергетического оборудования, предназначенная для передачи электроэнергии посредством электрического тока) всякого напряжения;
4) обеспечение питания электроэнергией местной перегрузки;
5) оценка способности присоединения части блоков электростанции к распределительному устройству наиблежайшей подстанции;
6) оценка способности внедрения на станции 2-ух распределительных устройств 1-го напряжения.
Начальной информацией для проектирования в данном разделе являются:
· графики нагрузок генераторов и потребителей;
· величина системных и межсистемных перетоков мощности и их нрав;
· уровень токов недлинного замыкания от ЭЭС;
· требования по регулированию напряжения в соответствующих узлах ЭЭС, необходимость установки шунтирующих и дугогасящих реакторов, синхронных компенсаторов, батарей конденсаторов.
При курсовом проектировании задачки избрать схему присоединения ТЭЦ к энергосистеме не ставится. Черта присоединения указана в задании на проектирование. ТЭЦ будет связана с системой 4-мя воздушными линиями на напряжение 220 кВ длиной 67 км. Сопротивление системы в относительных единицах xС* = 0,14. Мощность системы SС = 2500 МВА. Аварийный резерв в системе составляет 280 МВт.
2.3 Формирование вариантов структурной схемы ТЭЦ
При формировании вариантов структурных схем электростанции нужно решить последующие задачки:
· распределение генераторов меж РУ различного напряжения;
· наличие трансформаторов и автотрансформаторов связи меж РУ;
· принцип построения электронной схемы станции (блочность, тип блоков и пр.);
· система резервирования электроснабжения потребителей собственных нужд.
Проектируемая электростанция имеет РУ генераторного напряжения 6 кВ, от которого предполагается питать цех дюралевого завода. Максимум перегрузки, потребляемой на генераторном напряжении, приходится на зимний период и составляет 140 МВт. На напряжении 110 кВ от станции будет питаться промышленный район. Максимум перегрузки, выдаваемой в сеть 110 кВ, также приходится на зимний период и составляет 180 МВт. Связь с системой, как уже было обозначено, будет осуществляться через РУ 220 кВ.
Согласно заданию на проектирование, на станции предполагается установить 4 турбогенератора мощностью по 63 МВт и 4 турбогенератора мощностью по 100 МВт. К ГРУ (главное разведывательное управление — орган внешней разведки Министерства обороны Российской Федерации, центральный орган управления военной разведкой в Вооружённых Силах Российской Федерации) 6 кВ могут быть подключены только агрегаты по 63 МВт, так как турбогенераторы мощностью 100 МВт на напряжение 6,3 кВ не выпускаются.
Согласно данной единичной мощности генераторов, также напряжения ГРУ (главное разведывательное управление — орган внешней разведки Министерства обороны Российской Федерации, центральный орган управления военной разведкой в Вооружённых Силах Российской Федерации), по [11] избираем турбогенераторы с полным водяным остыванием типа Т3В-63-2У3 и асинхронизированные турбогенераторы с полным водяным остыванием типа Т3ВА-100-2У3 производства ОАО (форма организации публичной компании; акционерное общество) «Силовые машинки«. Так как асинхронизированные генераторы имеют возможность изменять величину вырабатываемой реактивной мощности в широких границах, то для определённости условимся принять коэффициент мощности асинхронизированных турбогенераторов таковым же, как у обыденных турбогенераторов такого же класса мощности. Таковым образом, коэффициент мощности асинхронизированных генераторов считаем неизменным и равным 0,8.
Рис. 3. Наружный вид асинхронизированного турбогенератора
Таблица 1. характеристики избранных турбогенераторов
Тип
Р, МВт
cos
Sн, МВА
Uн, кВ
КПД, %
Хd», о.е.
Хd’, о.е.
Хd, о.е.
Х2, о.е.
Х0, о.е.
Тd0, с
Система возбуждения
Т3В-63-2У3
63
0,8
78,75
6,3
98,4
0,203
0,275
1,915
0,248
0,102
6,23
параллельное самовозбуждение
Т3ФА-100-2У3
100
0,8
125
10,5
98,3
0,192
0,278
1,907
0,234
0,097
6,5
см. рис. 3
Асинхронизированные турбогенераторы — генераторы новейшего поколения, которые имеют широкие пределы стойкости и предусмотрены для работы в режимах глубочайшего употребления реактивной мощности без вреда для собственного технического состояния.
Достоинства асинхронизированных турбогенераторов обеспечиваются специальной системой АРВ и наличием 2-ух обмоток возбуждения, сдвинутых на 90 электронных градусов
Рис. 4. Двухканальная система возбуждения асинхронизированного турбогенератора: СУТ — система управления тиристорами; ТВ (Телевидение (греч. — далеко и лат. video — вижу; от новолатинского televisio — дальновидение) — комплекс устройств для передачи движущегося изображения и звука на расстояние) — трансформатор системы возбуждения; УЗП — устройство защиты от перенапряжений с шунтирующими катушками; ЗР — защитные резисторы; АГП — автомат гашения поля; АЗР — автоматы замыкания обмоток ротора накоротко.
Беря во внимание, что напряжение генераторов 100 МВт совпадает с напряжением собственных нужд (10 кВ), питание крайних экономичнее всего будет выполнить при помощи реактированных отпаек от генераторов 100 МВт. Запасный трансформатор собственных нужд будет подключен к шинам ГРУ (главное разведывательное управление — орган внешней разведки Министерства обороны Российской Федерации, центральный орган управления военной разведкой в Вооружённых Силах Российской Федерации). Подробнее о источниках питания собственных нужд будет сказано дальше.
Принимаем к предстоящему рассмотрению последующие варианты структурных схем ТЭЦ:
Рис. 5. Вариант 1 структурной схемы ТЭЦ
Рис. 6. Вариант 2 структурной схемы ТЭЦ
Рис. 7. Вариант 3 структурной схемы ТЭЦ
Рис. 8. Вариант 4 структурной схемы ТЭЦ
2.4 Выбор количества, типа и мощности трансформаторов и автотрансформаторов структурных схем
Выбор трансформаторов содержит в себе определение числа, типа и номинальной мощности трансформаторов структурной схемы проектируемой электроустановки. Выбор номинальной мощности трансформатора создают с учетом его нагрузочной возможности. В общем случае условие выбора мощности трансформатора имеет вид:
Sном = Sрасч/kп,
где Sрасч — расчетная мощность, МВА; Sном — номинальная мощность, МВА; kп ? коэффициент допустимой периодической либо аварийной перегрузки трансформатора по [1].
По ГОСТ 14209-85 коэффициент допустимой перегрузки трансформатора определяется исходя из предыдущего режима работы трансформатора и температуры окружающей среды.
Аварийная перегрузка разрешается в аварийных вариантах, к примеру при выходе из строя параллельно включенного трансформатора. Допустимая аварийная перегрузка определяется максимально допустимыми температурами обмотки (140°С для трансформаторов напряжением выше 110 кВ) и температурой масла в верхних слоях (115°С). Аварийные перегрузки вызывают завышенный Износ витковой изоляции, что может привести к сокращению нормированного срока службы трансформатора, если завышенный Износ потом не компенсирован перегрузкой, с износом изоляции ниже обычного.
температуры охлаждающей среды во время появления перегрузки tохл и продолжительности перегрузки. При выбирании трансформаторов по условиям аварийных перегрузок можно пользоваться таблицами из [1].
Для выбора трансформаторов и автотрансформаторов нужно произвести расчёт потоков мощности для всякого варианта структурной схемы. Для каждой обмотки трансформатора делается построение графиков активной и реактивной мощности. В качестве расчётной полной мощности принимается мощность, соответственная максимумам этих графиков.
Так как в задании на курсовое проектирование все графики нагрузок и график загрузки генераторов для зимнего и летнего периодов являются одноступенчатыми (другими словами мощности перегрузки и генерации постоянны в течение суток), то создавать построение графиков будет нецелесообразно. Заместо этого предлагается провести расчёт потоков мощности в всеохватывающем виде для разных режимов работы ТЭЦ.
Для определённости зададимся коэффициентами мощности нагрузок на ГРУ (главное разведывательное управление — орган внешней разведки Министерства обороны Российской Федерации, центральный орган управления военной разведкой в Вооружённых Силах Российской Федерации) и на РУ 110 кВ, также средним коэффициентом мощности устройств собственных нужд. Примем, что на ГРУ (главное разведывательное управление — орган внешней разведки Министерства обороны Российской Федерации, центральный орган управления военной разведкой в Вооружённых Силах Российской Федерации) cosцГРУ = 0,9, перегрузка промышленного района имеет коэффициент мощности cosцРУ-110 = 0,92, а движки собственных нужд работают с cosцс.н. = 0,8.
В согласовании с сиим произведём расчёт потоков мощности для всякого варианта структурной схемы ТЭЦ.
2.4.1 1-ый вариант
Рис. 9. Вариант 1 структурной схемы ТЭЦ
Осенне-зимний период
Сначала произведём расчёт потоков мощности при всех работающих генераторах и трансформаторах без учёта утрат мощности.
Мощность устройств собственных нужд согласно заданию на проектирование, составляет 12% от установленной мощности ТЭЦ:
.
Механизмы собственных нужд питаются через реактированные отпайки от 4 блоков по 100 МВт. Таковым образом, мощность собственных нужд, приходящаяся на любой агрегат:
;
.
В осеннее-зимний период все агрегаты загружены на 100%. Потому мощность, вырабатываемая генераторами будет соответствовать их номинальной мощности.
Сначала произведём расчёт потоков в блочной части ТЭЦ.
Реактивная мощность, вырабатываемая каждым из генераторов 100 МВт:
.
Таковым образом, поток полной мощности, текущий через любой трансформатор блоков 100 МВт в осенне-зимний период:
;
.
сейчас произведём расчёт перетоков мощности через автотрансформаторы в осенне-зимний период.
Реактивная мощность перегрузки на ГРУ (главное разведывательное управление — орган внешней разведки Министерства обороны Российской Федерации, центральный орган управления военной разведкой в Вооружённых Силах Российской Федерации):
.
Реактивная мощность, вырабатываемая каждым из генераторов 63 МВт:
.
Излишек мощности, выдаваемый с ГРУ (главное разведывательное управление — орган внешней разведки Министерства обороны Российской Федерации, центральный орган управления военной разведкой в Вооружённых Силах Российской Федерации) на обмотки НН автотрансформаторов:
;
.
Реактивная мощность, потребляемая перегрузкой промышленного района, питающегося от РУ 110 кВ:
.
Поток мощности, текущий по обмоткам СН автотрансформаторов к перегрузке на РУ 110 кВ:
;
.
По первому закону Кирхгофа находим излишек мощности, выдаваемый автотрансформаторами в систему:
;
.
Как лицезреем из расчётов, в обычном режиме более загруженными оказались обмотки ВН автотрансформаторов.
сейчас произведём расчёт перетоков мощности в ремонтных и аварийных режимах для осенне-зимнего периода.
Для ТЭЦ проверка перетоков мощности через автотрансформаторы обязана осуществляться при последующих режимах:
1) при выключении 1-го из параллельно работающих автотрансформаторов связи;
2) при выключении блока в блочной части ТЭЦ;
3) при выключении генератора, работающего на ГРУ (главное разведывательное управление — орган внешней разведки Министерства обороны Российской Федерации, центральный орган управления военной разведкой в Вооружённых Силах Российской Федерации).
Совпадение во времени вышеуказанных событий маловероятно, потому потоки рассчитываются для всякого из их в отдельности.
При выходе из строя 1-го автотрансформатора потокораспределение в остальной части схемы не поменяется, так как утраты в её элементах при выбирании структурной схемы не учитываются. По данной нам причине потоки, приходящиеся на один оставшийся в работе автотрансформатор, будут вдвое больше, чем те же потоки в обычном режиме.
Отключение блока, работающего на РУ 220 кВ, можно не разглядывать, потому что в этом случае потокораспределение в обмотках автотрансформаторов не поменяется и недостатка мощности на станции наблюдаться не будет. Рассчитаем потоки при выключении генератора блока, присоединенного к РУ 110 кВ. Учтём, что питание устройств собственных нужд от реактора блока с отключенным генератором будет сохраняться.
Мощность, выдаваемая с ГРУ (главное разведывательное управление — орган внешней разведки Министерства обороны Российской Федерации, центральный орган управления военной разведкой в Вооружённых Силах Российской Федерации) на обмотки НН автотрансформаторов, будет той же, что и в обычном режиме:
;
.
Поток мощности, текущий по обмоткам СН автотрансформаторов к перегрузке на РУ 110 кВ при одном работающем блоке:
;
.
Мощность, текущая из системы через обмотку ВН:
;
.
В данном режиме более загруженными оказались обмотки НН автотрансформаторов.
Произведём расчёт потоков мощности при выключении 1-го генератора, работающего на ГРУ (главное разведывательное управление — орган внешней разведки Министерства обороны Российской Федерации, центральный орган управления военной разведкой в Вооружённых Силах Российской Федерации).
Излишек мощности, выдаваемый на обмотки НН автотрансформаторов:
;
.
Поток мощности, текущий по обмоткам СН автотрансформаторов к перегрузке на РУ 110 кВ, остается этим же, что и в обычном режиме:
;
.
Излишек мощности, выдаваемый автотрансформаторами в систему:
;
.
В данном режиме более загруженными вновь оказались обмотки ВН автотрансформаторов.
Весенне-летний период
В согласовании с заданием на курсовое проектирование в весенне-летний период генераторы загружены на 48% от собственной номинальной мощности. Из условия стойкости факела котлоагрегат не может работать с таковой паропроизводительностью. Но так как принимается, что ТЭЦ имеет поперечные связи в термический части, то часть котлоагрегатов в весенне-летний период отключается, и потому работа генераторов в таком режиме оказывается вероятна. Как следует, мощность, потребляемая механизмами собственных нужд, миниатюризируется той же пропорции, что и вырабатываемая генераторами мощность, так как часть парогенераторов остановлена. Потому расход на собственные нужды в весенне-летний период примем равным 48% от расхода в осенне-зимний период. График загрузки агрегатов и график употребления мощности механизмами собственных нужд являются одноступенчатыми, другими словами мощность в течение суток не изменяется.
Дневные графики нагрузок на ГРУ (главное разведывательное управление — орган внешней разведки Министерства обороны Российской Федерации, центральный орган управления военной разведкой в Вооружённых Силах Российской Федерации) и на РУ 110 кВ также являются одноступенчатыми, величина потребляемой мощности составляет 95 и 145 МВт соответственно. Коэффициенты мощности нагрузок и генераторов примем теми же, что и для осенне-зимнего периода, и постоянными в течение суток. Сначала так же, как и в прошлом пт, произведём расчёт потоков в блочной части ТЭЦ. Так как активная мощность, вырабатываемая генераторами и потребляемая перегрузкой собственных нужд, составляет 48% мощности в осенне-зимнем периоде, а коэффициенты мощности не изменялись, то поток полной мощности, текущий через любой трансформатор блоков 100 МВт обусловится как:
;
.
Этот поток мощности, как и следовало ждать, меньше, чем в осенне-зимнем периоде. Он будет употребляться при определении перетоков через автотрансформаторы связи.
Реактивная мощность перегрузки на ГРУ (главное разведывательное управление — орган внешней разведки Министерства обороны Российской Федерации, центральный орган управления военной разведкой в Вооружённых Силах Российской Федерации) в весенне-летний период:
.
Излишек мощности, выдаваемый с ГРУ (главное разведывательное управление — орган внешней разведки Министерства обороны Российской Федерации, центральный орган управления военной разведкой в Вооружённых Силах Российской Федерации) на обмотки НН автотрансформаторов:
;
.
Реактивная мощность, потребляемая перегрузкой промышленного района:
.
Поток мощности, текущий по обмоткам СН автотрансформаторов к перегрузке на РУ 110 кВ:
;
.
Мощность, текущая через обмотку ВН автотрансформаторов из системы:
;
.
Как лицезреем из расчётов, в обычном режиме более загруженными оказались обмотки СН автотрансформаторов.
сейчас произведём расчёт перетоков мощности в ремонтных и аварийных режимах для весенне-летнего периода.
При выключении блока, работающего на шины связи с системой, будет иметь пространство недостаток мощности на станции и, как следствие, переток мощности из системы. Рассчитаем его:
.
Данный переток меньше обозначенного в задании аварийного резерва в энергосистеме, который составляет 280 МВт. Как следует, данный режим не приведёт к нарушению стойкости и небезопасному понижению частоты.
сейчас рассчитаем потоки при выключении генератора блока, работающего на РУ 110 кВ.
Мощность, выдаваемая с ГРУ (главное разведывательное управление — орган внешней разведки Министерства обороны Российской Федерации, центральный орган управления военной разведкой в Вооружённых Силах Российской Федерации) на обмотки НН автотрансформаторов, будет той же, что и в обычном режиме:
;
.
Поток мощности, текущий по обмоткам СН автотрансформаторов к перегрузке на РУ 110 кВ при одном работающем блоке:
;
.
Мощность, потребляемая из системы через обмотку ВН автотрансформаторов:
;
.
В данном режиме более загруженными оказались обмотки СН автотрансформаторов. конфигурации частоты в данном режиме не происходит, так как мощность, потребляемая из системы, меньше мощности резерва.
Произведём расчёт потоков мощности при выключении 1-го генератора, работающего на ГРУ (главное разведывательное управление — орган внешней разведки Министерства обороны Российской Федерации, центральный орган управления военной разведкой в Вооружённых Силах Российской Федерации).
Мощность, подтекающая к шинам ГРУ (главное разведывательное управление — орган внешней разведки Министерства обороны Российской Федерации, центральный орган управления военной разведкой в Вооружённых Силах Российской Федерации):
;
.
Поток мощности, текущий по обмоткам СН автотрансформаторов к перегрузке на РУ 110 кВ, остается этим же, что и в обычном режиме:
;
.
Мощность, потребляемая из системы через обмотку ВН автотрансформаторов:
;
.
В данном режиме более загруженными оказались обмотки ВН автотрансформаторов. конфигурации частоты в данном режиме также не происходит, так как мощность, потребляемая из системы, меньше мощности аварийного резерва.
Выбор трансформаторов и автотрансформаторов
Для упрощения выбора трансформаторов и автотрансформаторов представим результаты проведённых расчётов для 2-ух периодов года в виде рисунков. На всех рисунках заместо 2-ух автотрансформаторов изображён один, в то время как потоки мощности указаны для 2-ух параллельно работающих автотрансформаторов связи.
Рис. 10. Потоки мощности, текущие через блочные трансформаторы (а) и автотрансформаторы связи (б) в обычном режиме
Рис. 11. Потоки мощности, текущие через автотрансформаторы при выключении генератора блока, присоединенного к РУ 110 кВ (а), и при выключении 1-го генератора 63 МВт на ГРУ (главное разведывательное управление — орган внешней разведки Министерства обороны Российской Федерации, центральный орган управления военной разведкой в Вооружённых Силах Российской Федерации) (б)
Избираем трансформаторы блоков 100 МВт (см. рис. 10 а):
.
В данном случае коэффициент периодической перегрузки был принят равным единице, так как график загрузки трансформаторов одноступенчатый.
Принимаем к установке по [16], стр. 146-160 2 трансформатора ТДЦ-125000/110 и 2 трансформатора ТДЦ-125000/220.
Так как автотрансформаторы связи в общем случае работают в комбинированном режиме, другими словами передача мощности осуществляется как электронным, так и электромагнитным путём, то любая из обмоток (общая, поочередная и третичная) обязана быть рассчитана на типовую мощность. Комбинированный режим возникает из-за несоответствия коэффициентов мощности генераторов и нагрузок и возникающих по данной нам причине перетоков реактивной мощности.
Коэффициент периодической перегрузки в формулах ниже также примем равным единице, а коэффициент типовой мощности исходя из соотношения напряжений обмоток ВН и СН автотрансформаторов из [16], стр. 146-160 будет равен:
.
Тогда для обычного режима обязано производиться условие (см. рис. 10 б):
.
Так как в обычном режиме более загружены обмотки ВН, то согласно [23] поочередная обмотка не обязана быть загружена сверх типовой мощности:
.
При выходе из строя 1-го параллельно работающего автотрансформатора оставшийся в работе трансформатор должен обеспечить выдачу излишка мощности с ГРУ (главное разведывательное управление — орган внешней разведки Министерства обороны Российской Федерации, центральный орган управления военной разведкой в Вооружённых Силах Российской Федерации), также связь РУ 110 и 220 кВ. Коэффициент загрузки в аварийном режиме принимается равным 1,4. Как следует, должны производиться условия (см. рис. 10 б):
;
.
Согласно [17], отключение блока, равно как и отключение генератора в неблочной части ТЭЦ, являются достаточно частыми мероприятиями, потому автотрансформаторы должны обеспечивать перетоки мощности, возникающие в таком режиме, без сокращения срока службы изоляции. По данной нам причине при расчётах коэффициент загрузки принимаем равным коэффициенту периодической перегрузки. При выключении блока, работающего на РУ 110 кВ, нужно также проверить загрузку общей обмотки. Потому должны производиться последующие условия (см. рис. 11 а):
;
.
Проверку загрузки обмоток при выключении генератора, работающего на ГРУ (главное разведывательное управление — орган внешней разведки Министерства обороны Российской Федерации, центральный орган управления военной разведкой в Вооружённых Силах Российской Федерации), можно не создавать, потому что все потоки в этом режиме меньше, чем в прошлом (см. рис. 11 б).
Беря во внимание все условия, к установке по [16], стр. 146-160 принимаем 2 автотрансформатора АТДЦТН-250000/220/110.
Таблица 2. Трансформаторы и автотрансформаторы, принятые к установке в варианте 1 структурной схемы ТЭЦ
Тип
количество
ТДЦ-125000/110
2
ТДЦ-125000/220
2
АТДЦТН-250000/220/110
2
2.4.2 2-ой вариант
Рис. 12. Вариант 2 структурной схемы ТЭЦ
Так как порядок расчёта потоков мощности для выбора трансформаторов и автотрансформаторов в следующих вариантах схемы аналогичен расчётам в первом варианте, то комменты к расчёту будут даваться малые.
Сначала рассчитаем потоки мощности в осенне-зимнем периоде.
Так как число источников питания собственных нужд в данном варианте то же, что и в прошлом, и реактированные полосы для их питания также отходят от генераторов 100 МВт блочной части ТЭЦ, то потоки мощности через блочные трансформаторы блоков 100 МВт будут теми же, что и в прошлом варианте:
;
.
Так как у блока 63 МВт отпайки на собственные нужды нет, то мощность, текущая через блочный трансформатор блока 63 МВт, равна вырабатываемой генератором мощности:
;
.
Производим расчёт потоков мощности через автотрансформаторы в обычном режиме:
;
.
;
.
;
.
Как лицезреем из расчётов, в обычном режиме более загруженными оказались обмотки ВН автотрансформаторов.
сейчас произведём расчёт перетоков мощности в ремонтных и аварийных режимах для осенне-зимнего периода.
Отключение блока, работающего на РУ 220 кВ, можно не разглядывать, потому что в этом случае потокораспределение в обмотках автотрансформаторов не поменяется и недостатка мощности на станции наблюдаться не будет. Рассчитаем потоки при выключении генератора блока 100 МВт, присоединенного к РУ 110 кВ:
;
.
;
.
;
.
В данном режиме более загруженными оказались обмотки СН автотрансформаторов.
Произведём расчёт потоков мощности при выключении 1-го генератора, работающего на ГРУ (главное разведывательное управление — орган внешней разведки Министерства обороны Российской Федерации, центральный орган управления военной разведкой в Вооружённых Силах Российской Федерации).
;
.
;
.
;
.
В данном режиме более загруженными оказались обмотки ВН автотрансформаторов.
сейчас произведём расчёт потоков мощности в весенне-летнем периоде.
Потоки мощности через блочные трансформаторы блоков 100 МВт:
;
.
Поток мощности через блочный трансформатор блока 63 МВт:
;
.
Потоки мощности через автотрансформаторы в обычном режиме для весенне-летнего периода:
;
.
;
.
;
.
Как лицезреем из расчётов, в обычном режиме более загруженными оказались обмотки ВН автотрансформаторов. сейчас произведём расчёт перетоков мощности в ремонтных и аварийных режимах для весенне-летнего периода. При выключении блока, работающего на шины связи с системой, будет иметь пространство недостаток мощности на станции и, как следствие, переток мощности из системы. Рассчитаем его:
.
Данный переток меньше обозначенного в задании аварийного резерва в энергосистеме, который составляет 280 МВт. Как следует, данный режим не приведёт к нарушению стойкости системы.
Сейчас рассчитаем потоки при отказе генератора блока 100 МВт, присоединенного к РУ 110 кВ.
;
.
;
.
;
.
В данном режиме более загруженными оказались обмотки СН автотрансформаторов. Нарушения стойкости в данном режиме не происходит, так как мощность, потребляемая из системы, меньше мощности аварийного резерва.
Произведём расчёт потоков мощности при выключении 1-го генератора, работающего на ГРУ (главное разведывательное управление — орган внешней разведки Министерства обороны Российской Федерации, центральный орган управления военной разведкой в Вооружённых Силах Российской Федерации).
;
.
;
.
;
.
В данном режиме более загруженными оказались обмотки ВН автотрансформаторов. Нарушения стойкости в данном режиме также не происходит, так как мощность, потребляемая из системы, меньше мощности аварийного резерва.
Представим результаты проведённых расчётов для 2-ух периодов года в виде рисунков:
Рис. 13. Потоки мощности, текущие через блочные трансформаторы блока 63 МВт (а), блоков 100 МВт (б) и через автотрансформаторы связи (в) в обычном режиме
Рис. 14. Потоки мощности, текущие через автотрансформаторы при выключении генератора блока 100 МВт, работающего на РУ 110 кВ (а), и при выключении 1-го генератора 63 МВт на ГРУ (главное разведывательное управление — орган внешней разведки Министерства обороны Российской Федерации, центральный орган управления военной разведкой в Вооружённых Силах Российской Федерации) (б)
Избираем трансформатор блока 63 МВт (см. рис. 13 а):
.
Избираем трансформаторы блоков 100 МВт (см. рис. 13 б):
.
Принимаем к установке по [16], стр. 146-160 1 трансформатор ТДЦ-80000/110, 1 трансформатор ТДЦ-125000/110 и 3 трансформатора ТДЦ-125000/220.
Избираем автотрансформаторы связи. Для обычного режима должны производиться условия (см. рис. 13 в):
;
.
При выключении 1-го параллельно работающего автотрансформатора должны производиться условия (см. рис. 13 в):
;
.
При выключении блока 100 МВт, работающего на РУ 110 кВ, должны производиться последующие условия (см. рис. 14 а):
;
.
Проверку загрузки обмоток при выключении генератора, работающего на ГРУ (главное разведывательное управление — орган внешней разведки Министерства обороны Российской Федерации, центральный орган управления военной разведкой в Вооружённых Силах Российской Федерации), можно не создавать, потому что потоки в этом режиме меньше, чем в прошлом (см. рис. 14 б). Принимаем к установке по [16], стр. 146-160 2 автотрансформатора АТДЦТН-200000/220/110.
Таблица 3. Трансформаторы и автотрансформаторы, принятые к установке в варианте 2 структурной схемы ТЭЦ
Тип
количество
ТДЦ-80000/110
1
ТДЦ-125000/110
1
ТДЦ-125000/220
3
АТДЦТН-200000/220/110
2
2.4.3 3-ий вариант
Рис. 15. Вариант 3 структурной схемы ТЭЦ
Сначала рассчитаем потоки мощности в осенне-зимнем периоде. Так как число источников питания собственных нужд в данном варианте то же, что и в прошлых, и реактированные полосы для их питания также отходят от генераторов 100 МВт, то потоки мощности через блочные трансформаторы блоков 100 МВт будут теми же, что и в прошлых вариантах:
;
.
Рассчитаем потоки мощности в неблочной части ТЭЦ. Излишек мощности, выдаваемый на трансформаторы связи, будет этим же, что излишек мощности, выдаваемый на обмотки НН автотрансформаторов в первом варианте:
;
.
Производим расчёт потоков мощности через блочные автотрансформаторы в обычном режиме. Мощность, подтекающая к обмотке НН всякого блочного автотрансформатора:
;
.
;
.
;
.
Как лицезреем из расчётов, в обычном режиме более загруженными оказались обмотки НН блочных автотрансформаторов.
сейчас произведём расчёт перетоков мощности в ремонтных и аварийных режимах для осенне-зимнего периода.
Отказ блока, работающего на РУ 220 кВ, можно не разглядывать, потому что в этом случае потокораспределение в остальной части схемы не поменяется и недостатка мощности на станции наблюдаться не будет.
Рассчитаем потоки при отказе 1-го блочного автотрансформатора:
;
.
Мощность, выдаваемая в сеть среднего напряжения, будет сейчас приходиться на один автотрансформатор:
;
.
;
.
В данном режиме более загруженными оказались обмотки ВН автотрансформаторов.
Потокораспределение в остальной части схемы не поменяется.
Произведём расчёт потоков мощности при выключении 1-го генератора, работающего на ГРУ (главное разведывательное управление — орган внешней разведки Министерства обороны Российской Федерации, центральный орган управления военной разведкой в Вооружённых Силах Российской Федерации).
Излишек мощности, выдаваемый на трансформаторы связи, уже был рассчитан ранее:
;
.
При всем этом перетоки мощности через любой блочный автотрансформатор:
;
.
;
.
;
.
В данном режиме более загруженными оказались обмотки НН автотрансформаторов.
сейчас произведём расчёт потоков мощности в весенне-летнем периоде.
Потоки мощности через блочные трансформаторы блоков 100 МВт:
;
.
Рассчитаем потоки мощности в неблочной части ТЭЦ в весенне-летнем периоде.
Излишек мощности, выдаваемый на трансформаторы связи (из прошлых расчётов):
;
.
Производим расчёт потоков мощности через блочные автотрансформаторы в обычном режиме.
Мощность, подтекающая к обмотке НН всякого блочного автотрансформатора, будет таковой же, что и у блоков 100 МВт:
;
.
;
.
;
.
Как лицезреем из расчётов, в обычном режиме более загруженными оказались обмотки СН блочных автотрансформаторов.
сейчас произведём расчёт перетоков мощности в ремонтных и аварийных режимах для весенне-летнего периода.
Отказ блока 100 МВт, работающего на РУ 220 кВ, можно не разглядывать, потому что в этом случае потокораспределение в остальной части схемы не поменяется и недостатка мощности на станции наблюдаться не будет.
Рассчитаем потоки при отказе 1-го блочного автотрансформатора:
;
.
Мощность, выдаваемая в сеть среднего напряжения, будет сейчас приходиться на один автотрансформатор:
;
.
;
.
В данном режиме более загруженными оказались обмотки СН автотрансформаторов. конфигурации частоты не происходит, так как мощность, потребляемая из системы, меньше мощности аварийного резерва.
Потокораспределение в остальной части схемы не изменяется.
Произведём расчёт потоков мощности при выключении 1-го генератора, работающего на ГРУ (главное разведывательное управление — орган внешней разведки Министерства обороны Российской Федерации, центральный орган управления военной разведкой в Вооружённых Силах Российской Федерации), в весенне-летний период.
Мощность, подтекающая к ГРУ (главное разведывательное управление — орган внешней разведки Министерства обороны Российской Федерации, центральный орган управления военной разведкой в Вооружённых Силах Российской Федерации) через трансформаторы связи, уже была рассчитана ранее:
;
.
При всем этом перетоки мощности через любой блочный автотрансформатор:
;
.
;
.
;
.
В данном режиме более загруженными оказались обмотки СН автотрансформаторов.
Представим результаты проведённых расчётов для 2-ух периодов года в виде рисунков. На рисунках изображён один трансформатор связи, в то время как потоки указаны сходу для 2-ух параллельно работающих трансформаторов.
Рис. 16. Потоки мощности, текущие через трансформаторы (а) и автотрансформаторы (б) блоков 100 МВт и трансформаторы связи (в) в обычном режиме
Рис. 17. Потоки мощности, текущие при выключении 1-го блочного автотрансформатора через оставшийся в работе автотрансформатор (а) и при выключении 1-го генератора 63 МВт на ГРУ (главное разведывательное управление — орган внешней разведки Министерства обороны Российской Федерации, центральный орган управления военной разведкой в Вооружённых Силах Российской Федерации) через трансформаторы связи (б) и блочный автотрансформатор (в)
Избираем трансформаторы блоков 100 МВт (см. рис. 16 а):
.
Принимаем к установке по [16], стр. 146-160 2 трансформатора ТДЦ-125000/220.
Избираем трансформаторы связи. В обычном режиме обязано производиться условие (см. рис. 16 б):
.
При отказе 1-го трансформатора связи обязано производиться условие (см. рис. 16 б):
.
При выключении 1-го генератора на ГРУ (главное разведывательное управление — орган внешней разведки Министерства обороны Российской Федерации, центральный орган управления военной разведкой в Вооружённых Силах Российской Федерации) обязано производиться условие (см. рис. 17 б):
.
Так как согласно [23] трансформаторы связи могут работать как повышающие в режиме выдачи мощности на РУ 110 кВ и как понижающие при передаче мощности на ГРУ (главное разведывательное управление — орган внешней разведки Министерства обороны Российской Федерации, центральный орган управления военной разведкой в Вооружённых Силах Российской Федерации), то в качестве трансформаторов связи нужно установить трансформаторы с РПН. На номинальную мощность 125 МВА выпускаются лишь трансформаторы с расщеплённой обмоткой НН. Потому на ГРУ (главное разведывательное управление — орган внешней разведки Министерства обороны Российской Федерации, центральный орган управления военной разведкой в Вооружённых Силах Российской Федерации) при установке таковых трансформаторов нужно будет применить схему с попарным секционированием. Таковым образом, к установке по [16], стр. 146-160 принимаем 2 трансформатора связи ТРДЦН-125000/110. Избираем блочные автотрансформаторы. Для обычного режима должны производиться условия (см. рис. 16 в):
;
.
При выходе из строя 1-го параллельно работающего автотрансформатора оставшийся в работе автотрансформатор должен обеспечить переток мощности меж РУ завышенного напряжения и выдачу мощности генератора (см. рис. 17 а):
;
.
При выключении генератора, работающего на ГРУ (главное разведывательное управление — орган внешней разведки Министерства обороны Российской Федерации, центральный орган управления военной разведкой в Вооружённых Силах Российской Федерации), должны производиться последующие условия (см. рис. 17 в):
;
.
Беря во внимание все приведённые выше условия, принимаем решение по установке 2 блочных автотрансформаторов АТДЦТН-250000/220/110 (согласно [16], стр. 146-160).
Таблица 4. Трансформаторы и автотрансформаторы, принятые к установке в варианте 3 структурной схемы ТЭЦ
Тип
количество
ТРДЦН-125000/110
2
ТДЦ-125000/220
2
АТДЦТН-250000/220/110
2
Таковым образом, схема варианта 3 будет смотреться несколько по другому:
Рис. 18. Вариант 3 структурной схемы ТЭЦ
2.4.4 Четвёртый вариант
Рис. 19. Вариант 4 структурной схемы ТЭЦ
Рассчитаем потоки мощности в осенне-зимнем периоде.
Потоки мощности через блочные трансформаторы блоков 100 МВт будут теми же, что и в прошлых вариантах:
;
.
Рассчитаем потоки мощности в неблочной части ТЭЦ.
Мощность, подтекающая к ГРУ (Главное разведывательное управление — орган внешней разведки Министерства обороны Российской Федерации, центральный орган управления военной разведкой в Вооружённых Силах Российской Федерации) через трансформаторы связи (рассчитана ранее):
;
.
Производим расчёт потоков мощности через блочные автотрансформаторы в обычном режиме.
;
.
;
.
;
.
Как лицезреем из расчётов, в обычном режиме более загруженными оказались обмотки ВН блочных автотрансформаторов.
сейчас произведём расчёт перетоков мощности в ремонтных и аварийных режимах для осенне-зимнего периода.
Отключение блока, работающего на РУ 220 кВ, можно не разглядывать, потому что в этом случае потокораспределение в остальной части схемы не поменяется и недостатка мощности на станции наблюдаться не будет.
Рассчитаем потоки при выключении 1-го блочного автотрансформатора:
;
.
Мощность, выдаваемая в сеть среднего напряжения, будет сейчас приходиться на один автотрансформатор:
;
.
;
.
В данном режиме более загруженными оказались обмотки ВН автотрансформаторов. Потокораспределение в остальной части схемы не поменяется. Рассчитаем потоки мощности через блочные автотрансформаторы при выключении 1-го блока, работающего на РУ 110 кВ.
;
.
;
.
;
.
В данном режиме более загруженными оказались обмотки НН автотрансформаторов.
Произведём расчёт потоков мощности при выключении 1-го генератора, работающего на ГРУ (главное разведывательное управление — орган внешней разведки Министерства обороны Российской Федерации, центральный орган управления военной разведкой в Вооружённых Силах Российской Федерации).
Мощность, подтекающая к ГРУ (главное разведывательное управление — орган внешней разведки Министерства обороны Российской Федерации, центральный орган управления военной разведкой в Вооружённых Силах Российской Федерации) через трансформаторы связи:
;
.
При всем этом перетоки мощности через любой блочный автотрансформатор:
;
.
;
.
;
.
В данном режиме более загруженными оказались обмотки НН автотрансформаторов.
сейчас произведём расчёт потоков мощности в весенне-летнем периоде.
Потоки мощности через блочные трансформаторы блоков 100 МВт:
;
.
Рассчитаем потоки мощности в неблочной части ТЭЦ в весенне-летнем периоде.
Мощность, подтекающая к ГРУ (главное разведывательное управление — орган внешней разведки Министерства обороны Российской Федерации, центральный орган управления военной разведкой в Вооружённых Силах Российской Федерации) через трансформаторы связи (рассчитана ранее):
;
.
Производим расчёт потоков мощности через блочные автотрансформаторы в обычном режиме.
;
.
;
.
;
.
Как лицезреем из расчётов, в обычном режиме более загруженными оказались обмотки СН блочных автотрансформаторов.
сейчас произведём расчёт перетоков мощности в ремонтных и аварийных режимах для весенне-летнего периода.
Отказ блока 100 МВт, работающего на РУ 220 кВ, можно не разглядывать, потому что в этом случае потокораспределение в остальной части схемы не поменяется и недостатка мощности на станции наблюдаться не будет.
Рассчитаем потоки при отказе 1-го блочного автотрансформатора:
;
.
Мощность, выдаваемая в сеть среднего напряжения, будет сейчас приходиться на один автотрансформатор:
;
.
;
.
В данном режиме более загруженными оказались обмотки СН автотрансформаторов. Нарушения стойкости в данном режиме не происходит, так как мощность, потребляемая из системы, меньше мощности аварийного резерва.
Потокораспределение в остальной части схемы не поменяется.
Рассчитаем потоки мощности через блочные автотрансформаторы при выключении 1-го блока, работающего на РУ 110 кВ.
;
.
;
.
;
.
В данном режиме более загруженными оказались обмотки СН автотрансформаторов.
Произведём расчёт потоков мощности при выключении 1-го генератора, работающего на ГРУ (главное разведывательное управление — орган внешней разведки Министерства обороны Российской Федерации, центральный орган управления военной разведкой в Вооружённых Силах Российской Федерации), в весенне-летний период.
Мощность, подтекающая к ГРУ (главное разведывательное управление — орган внешней разведки Министерства обороны Российской Федерации, центральный орган управления военной разведкой в Вооружённых Силах Российской Федерации) через трансформаторы связи:
;
.
При всем этом перетоки мощности через любой блочный автотрансформатор:
;
.
;
.
;
.
В данном режиме более загруженными оказались обмотки СН автотрансформаторов.
Представим результаты проведённых расчётов для 2-ух периодов года в виде рисунков. На рисунках изображён один трансформатор связи, в то время как потоки указаны сходу для 2-ух параллельно работающих трансформаторов.
а б в
Рис. 20. Потоки мощности, текущие через трансформаторы блоков 100 МВт (а), автотрансформаторы блоков 63 МВт (б) и трансформаторы связи (в) в обычном режиме
]]>