13. Схемы электрических соединений теплоэлектроцентралей. Выбор трансформаторов.

ТЭЦ предназначены для снабжения потребителей тепловой и электрической энергией. Характерным для ТЭЦ является наличие значительной местной нагрузки в радиусе 2–10 км от станции, которую целесообразно питать на генераторном напряжении. Избыток мощности ТЭЦ отдают в сети повышенного напряжения системы. Поэтому на ТЭЦ применяют распределительные устройства генераторного (либо ГРУ, либо РУ–ГН) и повышенных напряжений.

С овременные ТЭЦ с агрегатами большой единичной мощности имеют блочную схему, аналогичную схемам КЭС (Васильева на лекции сказала, что можно для ТЭЦ использовать схемы, которые используются на КЭС). Иногда схема ТЭЦ состоит из двух частей: первая часть с генераторами меньшей мощности имеет РУ 6 или 10 кВ и трансформаторы связи, вторая — блочная.

Структурные схемы ТЭЦ приведены на рисунке. Если мощность местной нагрузки 6–10 кВ не менее 50% установленной мощности, а мощность агрегатов 30–60 МВт, то целесообразны схемы "а", "б".

При наличии местной нагрузки на двух напряжениях применяются схемы "в" и "г". Если мощность местной нагрузки менее 30% установленной мощности генераторов ТЭЦ, используются схемы "д".

На рис. "е" показана комбинированная схема с РУ ГН и блоками.

Номинальное напряжение современных генераторов теплофикационных блоков мощностью более 100 МВт составляет 13,8…18 кВ, и, следовательно, местная нагрузка 6–10 кВ может быть присоединена к этим блокам только через понижающий трансформатор, включенный между генераторным выключателем и блочным трансформатором или через трёхобмоточные трансформаторы.

Схему б используют, когда P_{нагр 110} > P_{нагр 35}.

Схему в используют, когда P_{нагр 110} ≈ P_{нагр 35}.

Схему г используют, когда P_{нагр 10} ≤ 30% от P_{г ном}.

К тому же, в первых трёх схемах могут быть применены генераторы мощностью 30, 60, 100 МВт, так как их номинальное напряжение 6,3…10,5 кВ. Более мощные генераторы имеют большее напряжение, поэтому для выдачи мощности целесообразно их присоединение в виде блоков (схемы г–е).

Трансформаторы связи между РУ выбираются так же по режимам максимальных и минимальных нагрузок, а также аварийным режимам при отключении одного генератора. Причём имеются в виду как трансформаторы между РУ СН и РУ ВН, так и между РУ ГН и РУ ВН.

Выбор ТСН и РТСН для блочной части аналогичен схемам КЭС. Для неблочной части 1 РТСН на 6 генераторов. Количество ТСН, как правило, равно количеству генераторов. ТСН и РТСН подключаются на РУ СН.

Дальше, как обычно, пример, который я заебался писать.

Дано: газовая ТЭЦ, генераторы 4х60 МВт, РУ ГН – 10,5 кВ: P_min=80 МВт, P_max=100 МВт. РУ ВН 110 кВ.

Выбор генераторов: выбираем по активной мощности (60 МВт) и турбогенераторы. Г1–Г4: ТВФ–60–2. P_ном=60 МВт; cosφ_ном=0,8; U_ном=10,5 кВ. Значит S_ном=75 МВА

Выбор ТСН:

S_c.н.=5% от S_Г.

S_c.н.= 0,05·75=3,75 МВА;

Выбираем по полной мощности, по напряжению низкой (потребители от ТСН обычно имеют напряжение 6 или 10 кВ) и высокой стороны (номинальное напряжение генератора).

ТМ–4000/10

U_ном.ВН=10,5 кВ

РТСН тоже на 4000, но уже напряжение на 110. Она не говорила какой именно, в справочнике подобрать можно.

Выбор блочного трансформатора:

S_Т.бл. ≥ S_Г- S_c.н.

S_Т.бл. ≥ S_Г- S_c.н.=75-3,75=71,25 МВА;

Т3–Т4 можно выбрать сразу: ТДЦ–80000/110;

Выбор Т1–Т2: (для нахождения полной мощности нагрузки будем использовать косинус фи равный номинальному косинусу фи генератора).

a) Режим минимальных нагрузок (S_наг.min)

б) Режим максимальных нагрузок (S_наг.max)

в) Аварийный режим при отключении одного генератора при S_наг.min

г) Аварийный режим при отключении одного генератора при S_наг.max

Знак означает, откуда куда перетекает мощность. "+" – S течёт от ГН к ВН. "-" – S течёт от ВН к ГН.

У нас должно быть два трансформатора (n_АТ = 2), поэтому:

S_ном ≥  И тогда Т1 и Т2 будут каждый ТДН–40000/110.

А если бы мы выбрали такую, что три генератора были бы подключены к РУ ГН, а один генератор был бы блочным, тогда Т4 остался бы таким же, как и до этого, но чтобы выбрать Т1–Т2 (или Т1–Т3 при трёх трансформаторах) пришлось бы пересчитать режимы:

a) Режим минимальных нагрузок (S_наг.min)

б) Режим максимальных нагрузок (S_наг.max)

в) Аварийный режим при отключении одного генератора при S_наг.min

г) Аварийный режим при отключении одного генератора при S_наг.max

Знак означает, откуда куда перетекает мощность. "+" – S течёт от ГН к ВН. Как видно, нет ничего с отрицательным знаком. Но при этом максимум стал больше.

Пусть у нас должно быть два трансформатора (n_АТ = 2), поэтому:

S_ном ≥  И тогда Т1 и Т2 будут каждый ТДЦ–80000/110.

Пусть у нас должно быть три трансформатора (n_АТ = 3), поэтому:

S_ном ≥  И тогда Т1, Т2, Т3 будут каждый ТДН–40000/110.

Как видно, мы выбрали трансформатор мощности чуть-чуть меньше необходимой. Так можно делать. Потому что в нормальном режиме наш трансформатор всё равно будет недогружен. А вот при аварии он действительно будет перегружен больше чем на 40%. Это нехорошо конечно. Также смотрят на двухступенчатый график нагрузки, чтобы можно было точнее оценить, на сколько процентов и как долго будет перегрузка трансформатора.

С первого взгляда кажется, что второй вариант схемы (когда 3 генератора на РУ ГН и 1 блочный) дешевле. Мы можем обойтись тремя трансформаторами, а не четырьмя. К тому же надо будет меньше выключателей, меньше проводов и т.д. Однако, есть загвоздка.

Примерно так выглядит РУ ГН. (слева, где ЛР, видимо, измерительная часть). И у нас целых три генератора на РУ ГН. И значит, у нас появляется третья секция на РУ ГН, это дороговато, потому что мы добавляем опять выключатель и ещё токоограничивающий реактор. Так что при выборе между двумя рабочими схемами нужно потом считать технико-экономические затраты.