Учебная работа. Разработка структурной схемы выдачи мощности с шин станции КЭС 3х200 мВт

Учебная работа. Разработка структурной схемы выдачи мощности с шин станции КЭС 3х200 мВт

РАЗРАБОТКА СТРУКТУРНОЙ СХЕМЫ ВЫДАЧИ МОЩНОСТИ С ШИН СТАНЦИИ КЭС 3×200 МВТ

1 Выбор вариантов структурной схемы

Для выдачи потока энергии, вырабатываемой на проектируемой электростанции, нужна электронная сеть. Естественно, что схема выдачи мощности электростанции зависит от напряжения и схемы электронной сети имеющейся энергосистемы, в какой будет работать проектируемая электростанция. Если проектируется мощная электростанция, то она в свою очередь значительно влияет на предстоящее развитие сети энергосистемы.

Проектирование схемы выдачи мощности станции произведем последующем порядке:

намечаем варианты ее выполнения;

для всякого варианта определяем перетоки мощности через блочные трансформаторы и автотрансформаторы связи и осуществляем их выбор;

вычислим утраты энергии в блочных трансформаторах и автотрансформаторах связи;

вычислим серьезные, эксплуатационные и приведенные Издержки.

В итоге сопоставления вариантов схемы выдачи мощности КЭС 3×200 МВт по аспекту минимума приведенных издержек выявим оптимальный вариант.

Схема выдачи мощности описывает распределение генераторов меж РУ различных напряжений, трансформаторную и автотрансформаторную связь меж РУ, метод соединения генераторов с блочными: трансформаторами, точки подключения пускорезервных и запасных трансформаторов собственных нужд.

К ОРУСН — 110 кВ подключим столько генераторов, сколько нужно, чтоб

покрыть нагрузку в наивысшем режиме. Другие подключим к ОРУВН- 330 кВ, т.е.:

nг-сн = Рнгмакс/Рг= 200 / 200 = 1

где Рнг max- наибольшая перегрузка ОРУСН- 110 кВ; Рг — мощность 1-го генератора; nг.сн — число генераторов, присоединенных к ОРУСН.

Разглядим последующие варианты структурных схем:

1) 1-й вариант: 2 блока мощностью 200 МВт подключим к ОРУВН-330

кВ, 1 блок мощностью 200 МВт подключим к ОРУСН- 110 кВ.

2) 2-й вариант: 1 блок мощностью 200 МВт подключим к ОРУВН- 330
кВ, 2 блока мощностью 200 МВт подключим к ОРУСН- 110 кВ.

Построим структурные схемы для 2-ух вариантов.

Рис. 1 — Структурная схема КЭС 3×200 МВт — 1-й вариант (С подключением 2 блока мощностью 200 МВт к ОРУВН — 330 кВ, 1 блок мощностью 200 МВт подключим к ОРУСН- 110 кВ)

АТ-2

Рис. 2 — Структурная схема КЭС 3×200 МВт — 2-й вариант. (С подключением 1 блок мощностью 200 МВт к ОРУВН- 330 кВ, 2 блока мощностью 200 МВт подключим к ОРУСН- 110 кВ)

2 Выбор генераторов, трансформаторов и автотрансформаторов связи

2.1 Выбор генераторов

Турбогенератор представляет собой быстроходную горизонтальную электронную машинку с недвижным статором и вращающимся цилиндрическим неявнополюсным ротором.

Для блоков мощностью 200 МВт избираем синхронный генератор типа

ТВВ-200-2АУЗ, каталожные данные приведены в таблице.

Таблица 1 -Данные генератора

Тип турбогенератора

ТВВ-200-2АУЗ

Номинальная частота вращения, о/мин

3000

Номинальная полная мощность, МВА

235,5

Номинальная активная мощность, МВт

200 !

Номинальное напряжение, кВ

15,75

соs фном

0,85

Номинальный ток, кА

8,625

кпд, ном,%

98,6

Давление водорода, кПа (кгс/см2)

294(3)

Схема соед. обмоток статора

YY

Число выводов

9

Активное сопративление при 15 С

Обмотки статора

0,00115

Обмотки ротора

0,174

Индуктивное сопротивление Хd», о.е.

0,19

Масса ,т

Общая генератора без возбудителя и фундаментных плит

300

Статора

210

Ротора

48,1

Номинальным напряжением генератора именуют работы.

Номинальная мощность генератора определяется как продолжительно допустимая перегрузка при определенной расчетной температуре охлаждающего вещества (газа либо воды) и продолжительно допустимой температуре нагрева обмотки и стали статора и продолжительно допустимой температуре нагрева обмотки и стали статора и обмотки ротора.

Номинальный ток ротора это ток возбуждения генератора, при котором обеспечивается отдача генератором его номинальной четности при отклонении напряжения статора в границах ±5%Uном и при соs фном.

Любой генератор характеризуется коэффициентом полезного деяния при номинальной перегрузке его и номинальном коэффициенте мощности. У современных турбогенераторов номинальный КПД колеблется в границах 96,3-99,0%. Чем сильнее генератор, тем выше его КПД. С уменьшением перегрузки и коэффициента мощности КПД генератора уменьшатся.

Для остывания сердечника в процессе боты машинки пакеты отделяются круговыми вентиляционными каналами. Не считая того, имеются аксиальные каналы, по которым прогоняется охлаждающая среда (водород под давлением).

В пазах сердечника статора размещена двухслойная петлевая обмотка с укороченным шагом, набираемая из проводников сплошного сечения и полых проводников, снутри которых циркулирует вода и водород. Ротор турбогенератора устанавливается на 2-ух подшипниках скольжения, которые имеют принудительную смазку пол давлением от масляной системы турбины. Потому что в материале ротора ввиду большенный частоты вращения появляются значимые механические напряжения, то его изготовляют из цельной поковки высоколегированной стали, обладающей высочайшими механическими и магнитными качествами. На поверхности бочки ротора фрезеруют круговые пазы, в которые укладывают обмотку возбуждения, выполненную из профильных медных проводников, образующих каналы для циркуляции охлаждающей среды (вода, водород).

Суммарная мощность станции SС:

ХSс =Sг-nг= 235,5 * 3 = 706,5 МВА (1)

Перегрузка собственных нужд 1-го блока (с.н.) Sсн:

SСН = SГ* 10% /100% (2)

SСН= 235,5 *10% /100%= 23,55 МВА

2.2 Выбор трансформаторов

Трансформаторы предусмотрены для преобразования электроэнергии 1-го уровня напряжения на иной. Цель такового преобразования состоит в экономной передаче и потреблении электроэнергии.

На электронных станциях и подстанциях инсталлируются повышающие и понижающие трансформаторы для питания потребителей и для связи с энергосистемой.

Для варианта №1 структурной схемы требуется избрать блочные трансформаторы Т1-Т2 присоединенные к ОРУВН- 330 кВ.

Расчётная мощность трансформатора Т1-Т2 составит;

Sт.расч.1 = 1,05 *Sг= 1,05 * 235,5 = 247,275 МВА (3)

По справочнику принимаем для Uвн = 330 кВ тип трансформатора для Т1-Т2 ТДЦ-250000/330

Расчётная мощность трансформатора ТЗ составит:

Sт.расч.2=Sт.расч.1= 247,275 МВА

По справочнику принимаем для Uсн = 110 кВ тип трансформатора для ТЗ ТДЦ-250000/110

Для варианта №2 структурной схемы требуется избрать блочный трансформатор Т1 который подключен к ОРУВН- 330 кВ. Тип блочных трансформаторов аналоги-чен типу блочных трансформаторов Т1-Т2 из варианта №1 структурной схемы, другими словами ТДЦ-250000/330 . Произведем выбор блочных трасформаторов Т2-ТЗ которые под-ключены к ОРУСН- 110 кВ. Тип блочных трансформаторов аналогичен типу трансфор-матора ТЗ из варианта №1 структурной схемы, другими словами ТДЦ-250000/110

Таблица 2 — Каталожные данные избранных трансформаторов

Тип трансформатора

ТДЦ-250000/330

ТДЦ-250000/110

Номинальная мощность трансформатора, Зном, МВА

250

250

Напряжение обмотки ВН, кВ

347

121

Напряжение обмотки НН, кВ:

15,75

15,75

Утраты, холостого хода Рх, кВт

214

200

Утраты, недлинного зам. Рк, кВт

605

640

Напряжение недлинного замыкания Uк, %:

11

10,5

Стоимость, тыс. грн.

1008

875

Номинальной мощностью трансформатора именуется обозначенное в заводском паспорте

Номинальное напряжение обмоток трансформатора — это обозначенные в паспорте напряжения первичной и вторичной обмоток при холостом ходе трансформатора.

Напряжение недлинного замыкания Uк — это напряжение, при подведении которого к одной обмотке трансформатора при замкнутой накоротко иной обмотке в ней проходит ток, равный номинальному.

В избранных трансформаторах для подключения к ОРУВН использовано масляно-водяное остывание с принудительной циркуляцией масла (Ц). Охладители состоят из трубок по которым циркулирует вода, а меж трубками движется масло. Чтоб предупредить попадание воды в масляную систему трансформатора, давление масла в маслоохладителях обязано превосходить давление циркулирующей в их воды не наименее чем на 2Н/см. Эта система остывания эффективна, но имеет наиболее сложное конструктивное выполнение.

В трансформаторах для подключения к ОРУСН использовано остывание с дутьем и принудительной циркуляцией масла через воздушные охладители (ДЦ). Охладители состоят из системы тонких ребристых трубок, обдуваемых снаружи вентиляторами. Электронасосы, интегрированные в маслопроводы, делают непрерывную принудительную циркуляцию масла через охладители.

В трансформаторах с системами остывания ДЦ и Ц устройство принудительной циркуляции масла автоматом врубаются сразу с включением трансформатора и работают безпрерывно вне зависимости от перегрузки трансформатора. Число включаемых в работу охладителей определяется перегрузкой трансформатора. Такие трансформаторы имеют сигнализацию о прекращении циркуляции масла, охлаждающей воды либо остановке вентиляторов.

Рис. 3 — Трансформатор трехфазный с дутьем и принудительной циркуляцией масла

1 — ввод НН; 2 — ввод ВН; 3 — ввод ВН нулевой; 4 — газовое реле; 5 — реле уровня масла; 6 — выхлопная труба; 7 — расширитель; 8 — газовое реле переключателя; 9 — воздухоосушитель; 10 — привод РПН; 11 — маслоохладитель; 12 — телега; 13 — бак; 14 — термосифонный фильтр; 15 — интегрированный трансформатор тока.

2.3 Выбор автотрансформаторов

Автотрансформатор представляет собой многообмоточный трансформатор у которого две обмотки соединены электрически. В энергосистемах применение получили трехобмоточные автотрансформаторы — трехфазные и группы из однофазных. На проектируемой электростанции применим для связи ОРУВН и ОРУСН автотрансформаторы, владеющие существенными технико-экономическими преимуществами по сопоставлению с обыкновенными трансформаторами. Их стоимость, расход активных материалов (меди и стали) и утраты энергии при эксплуатации существенно ниже, чем у обыденных трансформаторов с той же номинальной мощностью.

Для выбора автотрансформаторов нужно найти для 2-ух вариантов перетоки мощности меж ОРУВН- 330 кВ и ОРУСН — 110 кВ.

На ОРУСН- 110 кВ перегрузки промышленных районов и остальных потребителей составят:

Sнг. max= Рнг.mах / соsфнг — 200 / 0,9 = 222,22 МВА; (4)

Sнг. min = Рнг. min / cos фнг = 160 / 0,9 = 177,78 МВА; (5)

Перетоки мощности меж ОРУВН- 330 кВ и ОРУСН — 110 кВ определяем для трёх режимов:

— при излишке мощности на шинах 110 кВ:

Sпизб. = SГ.сн — SнГ.min — Sсн.Г.сн| МВА

— при недостатке мощности на шинах 110 кВ:

S2.деф. =Sнг. max — SГ.сн+Sсн.Г.сн| МВА

— в аварийном режиме (когда один генератор отключен от ОРУСН — 110 кВ):

Sп3.ав.=Sнг. max — (SГ.сн — SГ.1) + Sсн.Г.сн. МВА

где Sнг. max. Sнг. min — соответственно нагрузкиmax и min на шинах ОРУСН- 110 кВ.МВА;

SГ.сн — суммарная мощность генераторов, присоединенных к шинам ОРУСН * 110 кВ; Sсн.Г.сн| — перегрузка от системы собственных нужд для блоков, присоединенных к шинам

ОРУСН- 110 кВ, МВА.

Для варианта 1 перетоки мощности определим по приведённым формулам (6); (7); (8):

Зп11изб.= 235,5 * 1- 177,78 — 23,55 * 1 = 34,17 МВА; 8П2деф= 222,22 — 235,5 * 1+ 23,55 * 1 = 10,27 МВА; Зпзав. = 222,22 — ( 235,5 * 1 — 235,5 ) + 23,55 * 1 = 245,77 МВА. Наибольший расчетный переток мощности равен 245,77 МВА в аварийном режиме.

Для варианта 2 перетоки мощности определим по приведённым формулам (6); (7); (8):

Зш2.изб.= 235,5 * 2- 177,78 — 23,55 * 2 = 246,12 МВА;

>п22.деф

= 222,2- 235,5 * 2+ 23,55 * 2 = -201,68 МВА;

Зп32.ав. = 222,2 ( 235,5 * 2 — 235,5 ) + 23,55 * 2 = 33,82 МВА. Наибольший расчетный переток мощности равен 246,12 МВА при излишке мощности.

Для варианта 1 расчётная мощность всякого из 2-ух автотрансформаторов связи составит: 31АТрасч = 245,77 /1,4= 175,55 МВА; избираем тип автотрансформатора связи АТДЦТН-200000/330/110

Для варианта 2 расчётная мощность всякого из 2-ух автотрансформаторов связи составит: Згдт.расч- 246,12 /1,4= 175,8 МВА; избираем тип автотрансформатора связи АТДЦТН-200000/330/110

Таблица 3 — Каталожные данные избранных автотрансформаторов

Тип автотрансформатора

АТДЦТН-200000/330/110

Номинальная мощность автотрансформатора,

Зном, МВА

200

Напряжение обмотки ВН, кВ

330

Напряжение обмотки СН, кВ

115

Напряжение обмотки НН, кВ

6,3;6,6;10,5;11

Утраты, холостого хода Рх, кВт

155

Утраты, недлинного зам. Рк, кВт

560

Напряжение недлинного замыкания Ык, %:

10,5

Стоимость, тыс. грн.

669

энергия электростанция трансформатор мощность

2.4 Определение годичных утрат активной электроэнергии в блочных трансформаторах и автотрансформаторах связи

Утраты мощности в трансформаторах и автотрансформаторах слагаются из утрат холостого хода и утрат недлинного замыкания. Для уменьшения утрат мощности в магнитопроводах используют холоднокатаную сталь с малым содержанием углерода и присадками, улучшающими характеристики стали.

Утраты недлинного замыкания состоят из джоулевых утрат в обмотках и элементах конструкции трансформатора, определяемых напряженностью магнитного поля рассеивания. Понижение утрат недлинного замыкания добиваются в главном уменьшением дополнительных утрат разными способами конструктивного порядка, а именно применением многопроволочных проводов с изолированными жилами.

С учётом каждогоднего времени простоя блочных трансформаторов на КЭС определяемого с чертами технологического процесса производства электроэнергии ТпРСТ

определим годичные утраты активной электроэнергии ДМпот в их по формуле:

бл.ном) ‘Тщах* (9)

где Рхх, Ркз — нормированные утраты мощности в трансформаторах соответственно в режиме холостого хода и режиме к.з., кВт; Знг — наибольшая перегрузка блочного трансформатора; ттах- время прохождения наибольших утрат активной мощности за год;

(для Ттах = 5500 ч; ттах= 3500 ч) Тпрст- времени простоя блочных трансформаторов.

В принятых вариантах присоединения автотрансформаторов к их третичным обмоткам не подключаются генераторы, тогда утраты АУ/потАТ определяются:

АЛ/П0,АТ = 2 -Рх, 6760+(1/2) -Р,3. <8нг.тах/ЗАт .ном) «Т-тах! (10)

Для проектируемой станции время простоя блочных трансформаторов: Для блочного трансформатора ТДЦ-250000/330 при мощности блока 200 МВт и подключен к шинам ОРУВН — 330 кВ составит 750 часов;

Для блочного трансформатора ТДЦ-250000/110 при мощности блока 200 МВт и подключен к шинам ОРУСН — 110 кВ составит 600 часов;

Определим утраты энергии в блочном трансформаторе, присоединенных на шины 330 кВ по формуле (9) составят:

ДЛ/т.бл= 214 -(8760- 750 )+(1/2)- 605 ( 247,275 / 250 )2′ 3500 =

= 2749,94 МВт * ч/год Определим утраты энергии в блочном трансформаторе, присоединенных на шины 110 кВ:

АЛ/тбл= 200 ‘(8760- 600 )+(1/2)- 640 ( 247,275 / 250 )2- 3500 = = 2121Л МВт -ч/год

Утраты энергии в автотрансформаторах связи определим по формуле (10): Для первого варианта: тип автотрансформатора #ссылка! ДЛ/АТ1= 2 * 155 -8760+ (1/2)- 560 ( 175,55 / 200 )2′ 3500 = = 3470,64 МВт ч/год

Для второго варианта: тип автотрансформатора АТДЦТН-200000/330/110 Д№Ат.2= 2 * 155 -8760+ (1/2)- 560 ( 175,8 / 200 )2- 3500 = = 3472,79 МВт-ч/год

Полные утраты энергии в схеме выдачи мощности рассчитываются суммированием утрат в блочных трансформаторах и автотрансформаторах связи.

Д^пот.у = ДМПОт.Тбл1 * Птр + Д№потТбл2 * Птр + ДЛ/потАТ

Для первого варианта:

Д№л = 2 * 2749,94 + 1 * 2727,72 + 3470,64 = 11698,2 МВт ч/год

Для второго варианта:

Д%2= 1 * 2749,94 + 2 * 2727,72 + 3472,79 = 11678,2 МВт ч/год

3. Сравнительный анализ технико-экономических характеристик вариантов

Для всякого варианта структурной схемы проектируемой электростанции определим: финансовложения в ту часть проектируемого объекта, которая связана с варьируемыми присоединениями структурной схемы; утраты энергии в трансформаторах за расчетный год; математическое ожидание недоотпущенной в систему электроэнергии из-за вреда. Потом на основании этих главных характеристик вычисляем

Таблица 4 — Расчёт приведённых издержек

№п/п

Наименование

Стоимость

единицы,

тыс.грн

Варианты

1-вариант

2-вариант

Кол-во единиц

Общая

стои-мость,

тыс.грн

Кол-во

единиц

Общая

стоимость,тыс.грн

1

2

3

4

5

6

7

1

Серьезные Издержки

Блочный трансформатор ТДЦ-250000/330

1008

2

2016

1

1008

Блочный трансформатор ТДЦ-250000/110

875

1

875

2

1750

Автотрансформатор 1-в: АТДЦТН-200000/330/110 И-в: АТДЦТН-200000/330/110

669 669

2

1338

2

1338

Итого

4229

4096

2

Издержки производства

Амортизационные отчисления

6,30%

266,427

258,048

Отчисления на текущий ремонт и сервис оборудования

2,50%

105,725

102,4

Стоимость утрат эл-энергии:

W=0.4 * W *10-2

0,4

46,793

46,713

Итого

418,945

407,161

3

Приведенные Издержки а *К+И

926,425

898,681

По приведенным затратам, делаем вывод что другим является 1 вариант, разница в вариантах составляет наименее 2,99 %, потому избираем тот вариант в каком меньше перетоки мощности через автотрансформаторы связи и утраты электроэнергии в трансформаторах, избираем вариант структурной схемы с подключением 2 блоков мощностью 200 МВт к ОРУВН- 330 кВ, 1 блок мощностью 200 МВт подключим к ОРУСН — 110 кВ (рис. 1).

4. Выбор рабочих и запасных трансформаторов собственных нужд

Число рабочих ТСН соответствует числу блоков. Подключим ТСН на ответвлении меж генератором и повышающим трансформатором. Избранные ТСН трансформируют напряжение 15,75 на 6,3 кВ для блока мощностью 200 МВт, при этом обмотка низкого напряжения берется расщепленной для уменьшения токов недлинного замыкания на шинах 6,3 кВ.

Из суждений резервирования и ограничения токов недлинного замыкания ТСН имеют схожую мощность. РУ 6,3 кВ выполним по схеме с одной секционированной системой шин. Сборные шины разделим на секции, исходя из условия, что для всякого блока установлено по одному котлу, который состоит из 2-ух корпусов и допускающий их раздельную работу; таковым образом, на любой блок приходится по две секции, которые попарно присоединяются к трансформатору собственных нужд. Любая секция присоединяется к ТСН через отдельный выключатель.

Мощность рабочего трансформатора собственных нужд блока избираем на основании подсчетов реальной перегрузки секций, присоединенных к этому трансформатору, с учетом как электродвигателей и ТСН блока, так и общестанционных нужд, которые обслуживают не только лишь данный блок, да и потребителей относящихся ко всей станции в целом.

Расчетная мощность трансформаторов определим суммой мощностей всех электроприемников, которые присоединены к данному трансформатору.

Мощность этих трансформаторов определяем по формуле:

SСН = Рсн.макс * кс

Где Рсн.макс подсчитываем зависимо от установленной мощности энергоблока.

Для энергоблока мощностью 200 МВт, вид используемого горючего — уголь Согласно справочным данным. Рсн.макс = 12% ; кс = 0,85

Sсн = Рсн.макс *кс= 12% * 200 *0,85 = 20,40 МВт.

По результатам расчета перегрузки с.н. избираем рабочие трансформаторы соб-ственных нужд по одному на любой блок. Избираем трансформатор ТРДНС-25000/35 .

Таблица 6 — Технические свойства избранного трансформатора с.н.

Тип трансформатора с.н.

ТРДНС-25000/35

Номинальная мощность трансформатора, Sном, МВА

25

Напряжение обмотки ВН, кВ

36,75

Напряжение обмотки НН, кВ

6,3-6,3

Утраты, холостого хода Рх, кВт

25

Утраты, недлинного зам. Рк, кВт

115

Напряжение недлинного замыкания Uк, %:

10,5/30

По условиям ограничения токов к.з. в сети собственных нужд принят к установке трансформатор с расщепленной обмоткой низкого напряжения. Применение трансформаторов наименьшей мощности невозможна потому что перегрузка трансформаторов собственных нужд недопустима.

Мощность запасных трансформаторов на блочных станциях выбирается с таковым расчетом, чтоб обеспечить подмену 1-го рабочего трансформатора и запуск либо останов смежного блока. Фактически мощность запасного трансформатора оказывается на ступень выше мощности рабочего. Исходя из этого избираем запасный трансформатор с.н.:

Число запасных ТСН зависит от числа блоков, их мощность, от наличия генераторных выключателей. На проектируемой КЭС генераторные выключатели не предусмотрены для блока мощностью 200 МВт, потому для КЭС 3×200 МВт по НТП, установим:

один пускорезервный трансформатор собственных нужд (ПРТ) от ОРУВН — 330 кВ.

один пускорезервный трансформатор собственных нужд (ПРТ) от ОРУСН -110 кВ. Технические и каталожные данные избранных трансформаторов сведем в таблицу.

Таблица 7 — Технические и каталожные данные избранных трансформаторов

Тип трансформатора с.н.

ТРДНС-32000/330

ТРДНС-32000/110

Номинальная мощность трансформатора, Зном, МВА

32

32

Напряжение обмотки ВН, кВ

347

115

Напряжение обмотки НН, кВ

6,3-6,3

6,3-6,3

Утраты, холостого хода Рх, кВт

45

34

Утраты, недлинного зам. Рк, кВт

150

170

Напряжение недлинного замыкания Uк, %:

11,5/28

10,5/30

Вывод

В итоге проведенных расчётов и выбора основного оборудования для станции избран рабочий вариант структурной схемы с подключением 2 блока мощностью 200 МВт к ОРУВН- 330 кВ, 1 блок мощностью 200 МВт подключим к ОРУСН- 110 кВ.

Произведен выбор типа, мощности и количества трансформаторов и автотранс-форматоров главной схемы, приняты к установке автотрансформаторы типа АТДЦТН-200000/330/110 , для подключения к ОРУВН — 330 кВ избран трансфор-матор типа ТДЦ-250000/330 для подключения генераторов мощностью 200 МВт, к ОРУВН- 110 кВ выбраны трансформаторы типа ТДЦ-250000/110 для подключения генераторов мощностью 200 МВт.

Схема выдачи мощности предугадывает внедрение ОРУВН — 330 кВ и ОРУСН — 110 кВ, связанных электрически при помощи автотрансформаторов, связи меж ОРУВН — 330 кВ и генераторами осуществляется при помощи двухобмоточных трансфор-маторов Т1 (G1); Т2 (G2).

Связь меж ОРУСН — 110 кВ и генераторами осуществляется при помощи двухоб-моточных трансформаторов ТЗ (G3).

Для рабочего питания собственных нужд блока мощностью 200 МВт приняты к уста-новке трансформаторы мощностью 25 МВ А, с расщепленными обмотками на низкой сто-роне, подключаемые в отпайку от цепи генератор-трансформатор. К рабочим трансформаторам через выключатели рабочего питания подключены две секции 6,3 кВ (секция 1А, 1В).

К установке на проектируемой станции КЭС 3×200 МВт, выбраны:

1) трансформатор собственных нужд — ТРДНС-25000/35

2) один пускорезервный трансформатор собственных нужд (ПРТ) от ОРУВН — 330 кВ.

ТРДНС-32000/330

3) один пускорезервный трансформатор собственных нужд (ПРТ) от ОРУСН -110 кВ.

]]>