- •Производство электроэнергии
- •2.1.1.3 Выбор числа и мощности трансформаторов связи на тэц
- •5) Определим мощность трансформаторов связи.
- •3) По формуле (2.3) определим полную нагрузку собственных нужд для генератора g4, подключенного к ру сн (среднего напряжения):
- •2.4.2 Варианты задания 6, 7, 8, 9, 10 приведены в таблице 2.12.
- •Список рекомендуемой литературы
Министерство образования и науки Российской Федерации
КУБАНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ
УНИВЕРСИТЕТ
Кафедра электроснабжения промышленных предприятий
Производство электроэнергии
Методические материалы
для студентов дневной формы обучения специальности
140211 - Электроснабжение
Практическое занятие 2
Выбор силовых трансформаторов
и автотрансформаторов ТЭС
(2 часа)
-
Турбогенератор типа ТВФ-110
Трансформатор 110 кВ
Турбогенератор типа ТВМ-300
Автотрансформатор
Краснодар
2010
2 Выбор силовых трансформаторов и автотрансформаторов ТЭС
2.1 Методические указания
Целью практического занятия является ознакомление со структурными схемами тепловых электростанций (ТЭС) и выбор силовых трансформаторов и автотрансформаторов (блочных, связи и собственных нужд), используемых в данных схемах. Теоретический материал по тематике практического занятия изложен в лекциях 2, 4, 6 по дисциплине "Производство электроэнергии".
2.1.1 Тепловые электростанции типа ТЭЦ
2.1.1.1 Схемы электростанций типа ТЭЦ
Электростанции типа ТЭЦ (теплоэлектроцентрали) могут иметь следующие схемы:
1) с поперечными связями по теплу (когда турбины электростанции имеют общее котельное отделение) и электроэнергии (когда генераторы электростанции подключены к шинам генераторного напряжения);
2) блочные, когда каждый агрегат турбина-генератор имеет свое котельное отделение и повышающий трансформатор;
3) смешанные.
Вариант структурной схемы ТЭЦ смешанного типа представлен на рисунке 2.1.
РУ ВН распределительное устройство
высшего (повышенного) напряжения
ГРУ распределительное устройство
генераторного напряжения
Рисунок 2.1 Структурная схема ТЭЦ
На рисунке 2.1 генераторы G1 и G2 подключены к шинам ГРУ, между ГРУ и РУ ВН включены трансформаторы связи, генератор G3 подключен к шинам РУ ВН через повышающий трансформатор по блочной схеме. Обычно генератор G3 является наиболее мощным.
2.1.1.2 Выбор мощности блочных трансформаторов
Для работы в блоке с генератором на стороне повышенного напряжения предусматривается двухобмоточный повышающий трансформатор, мощность которого находится по условию
SТ,НОМ SГ,НОМ, (2.1)
где SТ,НОМ номинальная мощность повышающего трансформатора, МВА;
SГ,НОМ номинальная мощность генератора, МВА.
Технические данные силовых трансформаторов приведены в справочной литературе [2, 3], в также в каталогах заводов-изготовителей (в том числе в сети Internet).
В случае отсутствия силового трансформатора требуемой мощности для работы в блоке с генератором могут быть использованы трансформаторы соответствующей суммарной мощности, включенные параллельно.
2.1.1.3 Выбор числа и мощности трансформаторов связи на тэц
На электростанциях типа ТЭЦ, имеющих шины генераторного напряжения, предусматривается установка трансформаторов для связи этих шин с шинами повышенного напряжения.
При трех или более секциях сборных шин ГРУ устанавливаются два трансформатора связи.
Один трансформатор связи ГРУ с РУ повышенного напряжения может быть установлен, если на ТЭЦ один или два генератора, например, для первой очереди станции.
Трансформаторы связи должны обеспечить выдачу в энергосистему всей активной и реактивной мощности генераторов за вычетом нагрузок собственных нужд и нагрузок распределительного устройства генераторного напряжения в период минимума нагрузки.
Мощность, выдаваемую в энергосистему, можно определить на основании суточного графика выработки мощности генераторами и графиков нагрузки потребителей.
В соответствии с [4, 5] расчетная полная мощность SРАСЧ, передаваемая через трансформаторы связи, определяется для ТЭЦ с учетом различных значений cos генераторов, нагрузки и потребителей собственных нужд:
(2.2)
где РГ, QГ суммарные активная и реактивная мощности генераторов,
присоединенных к сборным шинам;
РН, QH активная и реактивная нагрузки на генераторном напряжении;
РСН, QCH активная и реактивная нагрузки собственных нужд.
Значения РСН, QCH находятся по полной нагрузке собственных нужд SCH, МВА, определяемой по выражению
SCH kC РУСТ (Рсн,max/РУСТ)/100, (2.3)
где kC коэффициент спроса;
РУСТ установленная активная мощность ТЭЦ, МВт.
По наибольшей расчетной нагрузке определяется мощность трансформаторов связи. При установке двух трансформаторов
(2.4)
где кПГ коэффициент допустимой перегрузки трансформатора, который
определяется в соответствии с ГОСТ 14209-97; в расчетах по
индивидуальному заданию принять кПГ = 1,4.
Все трансформаторы связи должны иметь устройство РПН.
2.1.2 Тепловые электростанции типа КЭС
2.1.2.1 Схемы электростанций типа КЭС
Электростанции типа КЭС (конденсационные электростанции) выполняются по блочной схеме. При этом выдача электроэнергии в энергосистему происходит на двух, а иногда на трех повышенных напряжениях.
На рисунке 2.2 представлена структурная схема КЭС с двумя повышенными напряжениями высшим (ВН) и средним (СН).
Рисунок 2.2 Структурная схема КЭС
Выбор мощности блочных трансформаторов КЭС производится в соответствии с п. 2.1.1.2.
2.1.2.2 Выбор числа и мощности автотрансформаторов связи на КЭС
Связь между РУ разного напряжения КЭС осуществляется с помощью автотрансформаторов. Мощность автотрансформаторов выбирается по максимальному перетоку между РУ высшего и среднего напряжения, который определяется по наиболее тяжелому режиму. Расчетным режимом может быть выдача мощности из РУ среднего напряжения в РУ высшего напряжения, имеющего связь с энергосистемой. При этом в расчете необходимо учитывать минимальную нагрузку на шинах собственных нужд. Более тяжелым может оказаться режим передачи мощности из РУ высшего напряжения в РУ среднего напряжения при максимальной нагрузке на шинах среднего напряжения и отключении одного из энергоблоков, присоединенных к этим шинам.
На КЭС устанавливаются два автотрансформатора при отсутствии связей между линиями высшего и среднего напряжения в прилегающем районе энергосистемы. Мощность автотрансформаторов связи в этом случае определяется по условию (2.4).
Переток мощности через автотрансформаторы связи определяется выражением
(2.5)
где РГ, QГ активная и реактивная мощности генераторов,
присоединенных к шинам среднего напряжения;
РСН, QCH активная и реактивная нагрузки собственных нужд блоков,
присоединенных к шинам среднего напряжения;
РС, QC активная и реактивная нагрузки на шинах среднего напряжения.
Полная мощность собственных нужд для КЭС выбирается по формуле (2.3), где РУСТ установленная активная мощность КЭС, МВт.
Все автотрансформаторы связи должны иметь устройство РПН.
2.2 Индивидуальное задание
2.2.1 Составить структурную электрическую схему ТЭС.
2.2.2 Построить графики активной, реактивной и полной мощности, передаваемой в систему. Графики сопроводить поясняющими таблицами.
Расчетные зимние графики нагрузок в процентах от максимальной активной нагрузки для потребителей и в процентах от установленной номинальной мощности для генераторов представлены в таблице 2.1.
Нагрузка и коэффициент спроса установок собственных нужд представлены в таблице 2.2.
2.2.3 Выбрать число и мощность трансформаторов (автотрансформаторов) связи и блочных трансформаторов.
2.2.4 В расчетах коэффициент мощности потребителей принять таким же, как у генераторов.
2.2.5 При определении нагрузки собственных нужд использовать данные таблицы 2.2. В расчетах принять нагрузку собственных нужд постоянной, вне зависимости от времени суток.
Таблица 2.1 Параметры графиков активной нагрузки
Время суток, ч |
Активная нагрузка, % |
||
потребители |
генераторы |
||
ТЭЦ |
КЭС |
||
0 6 |
70 |
80 |
75 |
6 12 |
100 |
100 |
100 |
12 18 |
100 |
80 |
75 |
18 24 |
70 |
80 |
75 |
Таблица 2.2 Нагрузка и коэффициент спроса установок собственных нужд
Тип электростанции |
Рсн,max/РУСТ, % |
kC |
ТЭЦ: |
|
|
пылеугольная |
814 |
0,8 |
газомазутная |
57 |
0,8 |
КЭС: |
|
|
пылеугольная |
68 |
0,850,9 |
газомазутная |
35 |
0,850,9 |
Примечания
1 Рсн,max максимальная активная нагрузка собственных нужд, МВт.
2 РУСТ установленная активная мощность энергоблока КЭС, ТЭЦ;
КЭС или ТЭЦ в целом; неблочной части ТЭЦ, МВт.
2.3 Примеры расчетов
2.3.1 Пример выбора трансформаторов связи ТЭЦ
1) Представим исходные данные для примера расчета в форме таблицы 2.3, приняв, что топливо, используемое на ТЭЦ, пылеугольное.
2) По данным таблицы 2.3 и рисунка 2.1 составим структурную схему ТЭЦ смешанного типа (рисунок 2.3). На рисунке 2.3 три генератора мощностью 100 МВт подключены к шинам ГРУ, а один генератор мощностью 100 МВт подключен к шинам РУ ВН по блочной схеме.
Таблица 2.3 Исходные данные для ТЭЦ
Вариант |
Генераторы ТЭЦ |
Потребители на генераторном напряжении |
Система |
|||||
число |
единич- ная мощ- ность, МВт |
номи- нальное напряже- ние, кВ |
cosН |
макси-мальная нагрузка, МВт |
число кабельных линий |
напряжение, кВ |
число линий связи с системой |
|
11 |
4 |
100 |
10,5 |
0,8 |
150 |
20 |
110 |
6 |
Рисунок 2.3 Структурная схема ТЭЦ
(вариант 11)
3) По формуле (2.3) определим полную нагрузку собственных нужд для генераторов G1, G2, G3, подключенных к ГРУ (блочная часть имеет свою систему собственных нужд):
SCH kC РУСТ (Рсн,max/РУСТ)/100 = 0,8100310/100 = 24 МВА,
где kC коэффициент спроса; по данным таблицы 2.2 для пылеугольного
топлива на ТЭЦ kC = 0,8;
РУСТ установленная активная мощность ТЭЦ, МВт; по данным
таблицы 2.3 РУСТ = 1003 = 300 МВт;
Рсн,max/РУСТ = 814 % (таблица 2.2); примем Рсн,max/РУСТ = 10 %.
Для cosН = 0,8 (таблица 2.3) sinН = 0,6; tgН = 0,75.
Активная нагрузка собственных нужд:
РCH = SCH cosН = 240,8 = 19,2 МВт.
Реактивная нагрузка собственных нужд:
QCH SCH sinН =240,6 = 14,4 Мвар.
4) Построим графики активной, реактивной и полной мощности, передаваемой в систему, используя данные таблицы 2.1 и результаты расчетов по п. 3. Составим поясняющие таблицы. При составлении таблиц используем формулу (2.2).
Таблица 2.4 Параметры графика активной мощности, передаваемой в систему, для ГРУ ТЭЦ
Время суток, ч |
Активная нагрузка генераторов ТЭЦ РГ, МВт |
Активная нагрузка собственных нужд ТЭЦ РСН, МВт |
Активная нагрузка потребителей ГРУ ТЭЦ РН, МВт |
Расчетная активная мощность, передавае- мая в систему РРАСЧ, МВт |
0 6 |
3000,8 = 240 |
19,2 |
1500,7 = 105 |
24019,2105 = 115,8 |
6 12 |
3001,0 = 300 |
19,2 |
1501,0 = 150 |
30019,2150 = 130,8 |
12 18 |
3000,8 = 240 |
19,2 |
1501,0 = 150 |
24019,2150 = 70,8 |
18 24 |
3000,8 = 240 |
19,2 |
1500,7 = 105 |
24019,2105 = 115,8 |
Таблица 2.5 Параметры графика реактивной мощности, передаваемой в систему, для ГРУ ТЭЦ
Время суток, ч |
Реактивная нагрузка генераторов ТЭЦ QГ, Мвар |
Реактивная нагрузка собственных нужд ТЭЦ QСН, Мвар |
Реактивная нагрузка потребителей ГРУ ТЭЦ QН, Мвар |
Расчетная реактивная мощность, передавае- мая в систему QРАСЧ, Мвар |
0 6 |
2400,75 = 180 |
14,4 |
1050,75 = 78,8 |
18014,478,8 = 86,8 |
6 12 |
3000,75 = 225 |
14,4 |
1500,75 = 112,5 |
22514,4112,5 = 98,1 |
12 18 |
2400,75 = 180 |
14,4 |
1500,75 = 112,5 |
18014,4112,5 = 53,1 |
18 24 |
2400,75 = 180 |
14,4 |
1050,75 = 78,8 |
18014,478,8 = 86,8 |
Таблица 2.6 Параметры графика полной мощности, передаваемой в
систему, для ГРУ ТЭЦ
Время суток, ч |
Расчетная полная мощность, передаваемая в систему SРАСЧ, МВА |
0 6 |
|
6 12 |
|
12 18 |
|
18 24 |
|
Рисунок 2.4 График активной мощности,
передаваемой в систему, для ГРУ ТЭЦ
Рисунок 2.5 График реактивной мощности,
передаваемой в систему, для ГРУ ТЭЦ
Рисунок 2.6 График полной мощности,
передаваемой в систему, для ГРУ ТЭЦ