Выбор силовых трансформаторов

3.1. Выбор блочных трансформаторов (рис. 2)

Выбор трансформаторов включает в себя определение числа, типа и номинальной мощности. При блочной схеме соединения генератора с трансформатором последний должен обеспечить выдачу мощности генератора в сеть повышенного напряжения за вычетом мощности нагрузки собственных нужд, подключенной на отпайке от генератора:

S_{ном. т} ≥ ,

где Р _сн - нагрузка на собственные нужды.

Нагрузка на собственные нужды зависит от типа электроустановки, вида топлива, мощности генератора и определяется исходя из условия

Р _сн = Р _{ном. г} · К,

где Р _{ном. г–} номинальная мощность генератора, МВт,

К – нагрузка на собственные нужды, %. Определяется по [2] с. 369, табл. 5.1; [10], с. 20.

Тип трансформатора выбираем по [9], с. 200; [10], с. 113-165.

Данные трансформаторы приведены в табл. 2.

Таблица 2

Параметры силовых трансформаторов

Тип трансформатора	S, МВА	Uн ,кВ	Потери, кВт	Uк, %
ВН	НН	Рхх	Ркз

Примечание: (расшифровка обозначения типа трансформатора).

На станциях с укрупненными блоками расчет мощности блочных трансформаторов производится по вышеприведенной формуле с учетом мощности двух генераторов, подключенных к трансформатору. Подключение собственных нужд отпайкой к каждому генератору необходимо обосновать.

3.2. Выбор трансформаторов, имеющих нагрузку на генераторном напряжении (рис. 1, в)

Для ТЭЦ, имеющих на ответвлении к блоку присоединение нагрузки собственных нужд и местную нагрузку на генераторном напряжении, которая имеет свой график нагрузки,

S_{ном. т} ≥ ,

где Р_{МН min} – минимальная местная нагрузка на генераторном напряжении.

3.3. Выбор трансформаторов связи (рис. 1, а, б)

Для ТЭЦ, имеющих генераторное распределительное устройство (ГРУ), выбор трансформаторов связи определяется по максимальному перетоку между ГРУ и РУ ВН. Максимальный переток определяется по наиболее тяжелому режиму:

S_{ном. т} ≥

Значения Р_МН подставляются в соответствии с графиками местной нагрузки для зимнего и летнего периодов.

Рассматриваются режимы работы:

– нормальный режим зимой (вместо номинальной мощности генераторов подставляется значение вырабатываемой мощности по зимнему графику генераторами, подключенными к ГРУ);

– нормальный режим летом (вместо номинальной мощности генераторов подставляется значение вырабатываемой мощности по летнему графику генераторами, подключенными к ГРУ);

– аварийный режим зимой, когда происходит отключение одного генератора, подключенного к ГРУ (оставшиеся генераторы работают с номинальной мощностью);

– аварийный режим летом, когда генераторы вырабатывают номинальную мощность в течении суток до устранения аварии;

(например, турбина ПТ-80/100 при аварии в системе зимой и летом работает с мощностью 80 МВт 24 часа в сутки до устранения аварии).

Для выбора трансформаторов берется наибольшая мощность в этих режимах.

3.4. Выбор автотрансформаторов связи (рис. 2, б)

Выбор автотрансформаторов связи, включенных между РУ высокого и среднего напряжения, осуществляется на основе расчета перетоков между этими РУ в нормальном и аварийных режимах.

Мощность автотрансформаторов выбирается по максимальному перетоку между РУ ВН и РУ СН, который определяется по наиболее тяжелому режиму

S_{ном. т} ≥ ,

где Σ Р_{ном. г} – суммарная мощность генераторов, покдлюченных к РУ СН; Р _сн – мощность собственных нужд генераторов, подключенных к РУ СН; Р _нагр – мощность нагрузки на среднем напряжении (для ТЭЦ на среднем и на генераторном напряжении); n – число автотрансформаторов.

При выборе числа АТС учитывают, во-первых, требуемую надежность электроснабжения потребителей сети СН, а во-вторых, допустимость изолированной работы блоков на РУ СН.

Если нарушение связи на РУ высшего и среднего напряжений влечет за собой недоотпуск электроэнергии потребителям или окажется, что минимальная нагрузка сети СН ниже технологического минимума по мощности отделившихся блоков, то предусматривают два АТС.

Установка двух АТС обязательна в следующих случаях:

– если АТС работает в реверсивном режиме в течение суток;

– если с РУ СН на РУ ВН передается мощность, превышающая мощность резерва системы;

– если потеря одного АТС приведет к отключению блока, подключенного к РУ СН, из-за избытка мощности.

В нормальном режиме вместо ΣР_г подставляются значения вырабатываемой мощности генераторов, подключенных по блочной схеме к РУ СН по летнему и зимнему графику выработки электроэнергии генераторов.

В качестве аварийных режимов рассматривается авария в системе летом, когда генераторы вырабатывают номинальную мощность в течение суток до устранения аварии и отключение одного из генераторов зимой, подключенного к РУСН. В этих режимах все рассуждения относительно значения мощностей генераторов, подставляемых в формулу аналогичные, как для трансформаторов связи.

Значения Р_МН подставляют из графиков местной нагрузки для зимнего и летнего периодов (для КЭС значения равняются 0).

Если генераторы подключены к обмоткам низшего напряжения (третичным обмоткам) автотрансформаторов (рис. 2, в) и существуют перетоки мощности между РУ СН и РУ ВН, то в этом случае возникают комбинированные режимы работы автотрансформаторов. Автотрансформаторы в этом случае называют блочными (БАТ). В этом случае мощность автотрансформаторов рассчитывается по максимальной нагрузке одной из обмоток: третичной (обмотка низшего напряжения), последовательной или общей:

S_{ном. т} ≥ ; S_{ном. т} ≥ ; S_{ном. т} ≥ ,

где S_{ном. т} – номинальная мощность автотрансформатора; S_п– мощность последовательной обмотки автотрансформатора; S_о– мощность общей обмотки автотрансформатора; S_н.н- мощность третичной обмотки (обмотки низшего напряжения) автотрансформатора; К_выг – коэффициент выгодности автотрансформатора.

Коэффициент выгодности К_выг определяется по формуле

К_выг = ,

где U_ВН и U_СН – напряжения на РУВН и РУСН.

По наибольшей мощности, определенной из расчетов по трем режимам, находим номинальную мощность автотрансформатора. Данные выбранных автотрансформаторов приводятся в табличной форме. Пример выбора силовых трансформаторов приведен в приложении 3.

4. Технико-экономическое сравнение вариантов структурных схем

Экономическая целесообразность схемы определяется минимальными приведенными затратами:

З= р_н·К+И+У,

где: р_н – нормативный коэффициент экономической эффективности, равный 0,12, 1/год; К – капиталовложения на сооружение электроустановки, тыс. руб.; И – годовые эксплуатационные издержки, тыс. руб./год; У – ущерб от недоотпуска электроэнергии, тыс. руб./год.

Капиталовложения Кпри выборе оптимальных схем выдачи электроэнергии определяют по укрупненным показателям стоимости элементов схемы (силовых трансформаторов, ячеек РУ) [9].

И – годовые эксплуатационные издержки на амортизацию и обслуживание электроустановки и потери в силовых трансформаторах, определяются по формуле

,

где р_о , р_а – отчисления на амортизацию и обслуживание, % , [10] , с. 549; β– стоимость 1 кВт∙ч потерь электроэнергии, коп/(кВт∙ч); ∆W- потери электроэнергии в силовых трансформаторах, кВт∙ч.

Расчет потерь электрической энергии в трансформаторах и автотрансформаторах.

Годовые потери энергиив двухобмоточном трансформаторе, работающем по многоступенчатому графику, определяют следующим образом:

где: Р_х , Р_к – потери холостого хода и короткого замыкания трансформатора;
N_{з ,} N_л – число рабочих суток в зимнем и летнем сезонах года;
S_i , S_j – нагрузка i-й и j-й ступеней соответственно зимнего и летнего графика нагрузки;
Δ t_i , Δ t_j – длительности ступеней;
n , m – количество ступеней в зимнем и летнем графиках.

Потери электроэнергии в нескольких параллельно работающих трансформаторах равны сумме потерь в каждом трансформаторе: ΔW = ΣΔW.

Потери электроэнергии в трехфазных автотрансформаторах при условии, что мощность обмотки НН составляет , определяются по формуле, где потери в обмотках ВН, СН, НН отнесены к номинальной мощности автотрансформатора: