- •Лекция 1. Сведения о еэс
- •1.1 Общая характеристика еэс россии
- •1.2. Структура установленной мощности электростанций
- •1.3 Графики электрических нагрузок
- •1.4 Электрические сети
- •Лекция 2. Синхронные генераторы
- •Основные данные генераторов
- •Системы охлаждения генераторов
- •Системы возбуждения генераторов
- •Лекция 3. Продолжаем генераторы, начинаем силовые трансформаторы
- •Автоматическое гашение поля генератора
- •Силовые трансформаторы
- •Лекция 4. Силовые трансформаторы
- •Трансформаторы с расщеплённой обмоткой низшего напряжения
- •Автотрансформаторы
- •Режимы работы автотрансформаторов
- •Нагрузочная способность силовых трансформаторов
- •1) Систематическая нагрузка.
- •Лекция 6. Конец трансформаторов и начало схем соединений
- •2) Аварийная перегрузка.
- •Схемы электрических соединений электростанций и подстанций виды схем
- •Основные требования, предъявляемые к схемам электрических соединений
- •Лекция 7. Структурные схемы кэс
- •Как мы выбираем трансформаторы и автотрансформатор?
- •Лекция 8. Структурные схемы тэц
- •Лекция 9. Структурные схемы гэс и аэс Особенности схем гэс
- •Особенности схем аэс
- •Лекция 10. Схемы распределительных устройств со сборными шинам
- •Лекция 11. Блочные схемы электрических цепей
- •Блочные схемы «генератор – трансформатор»
- •Блочные схемы «генератор-трансформатор-линия»
- •Схемы мостиков и многоугольников Схемы мостиков
- •Схемы квадрата и многоугольника
- •Возможные варианты расширения схем
- •Лекция 12. Схемы подстанций
- •Классификация пс
- •Структурные схемы пс
- •Пример главной схемы электрических соединений пс 330/110/10 кВ
- •Лекция 13. Конструктивное исполнение распределительных устройств
- •Коммутационные аппараты
- •Вакуумные выключатели
- •Элегазовые выключатели
- •Разъединители
- •Распределительные устройства
- •Комплектный токопровод
Лекция 8. Структурные схемы тэц
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.
Современные 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.
Дальше будет два рисунка. Один из методички и, соответственно, полное описание из методички. А потом, я дам вам знать красным шрифтом, второй рисунок, который мы проходили на лекции. В любом случае, и там и там 6 схем, совпадают 4 схемы (а, в, д, е).
1 рисунок – методичка.
Структурные схемы ТЭЦ приведены на рис. 3. 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 понижающей трансформатор, включенный между генераторным выключателем и блочным трансформатором или через трёхобмоточные трансформаторы.
2 рисунок. Что было на лекции.
Схему б используют, когда Pнагр 110 > Pнагр 35.
Схему в используют, когда Pнагр 110 ≈ Pнагр 35.
Схему г используют, когда Pнагр 10 ≤ 30% от Pг 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 СН, 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 генераторное напряжение. Почему выделил красным РТСН? Потому что мы его никогда не подключаем к генераторному напряжению, мы всегда его подключаем на распределительное устройство повышенного напряжения, а не генераторного. Иначе в чём прикол РТСН? Более того, в примере, что мы разобрали на лекции, мы РТСН подключали к РУ 110 кВ. То есть, я хочу сказать, что Васильева, походу, оговорилась.
Дальше, как обычно, пример, который я заебался писать.
Дано: газовая ТЭЦ, генераторы 4х60 МВт, РУ ГН – 10,5 кВ: Pmin=80 МВт, Pmax=100 МВт. РУ ВН 110 кВ.
Выбор генераторов: выбираем по активной мощности (60 МВт) и турбогенераторы. Г1–Г4: ТВФ–60–2. Pном=60 МВт; cosφном=0,8; Uном=10,5 кВ. Значит Sном=75 МВА
Выбор ТСН:
Sc.н.=5% от SГ.
Sc.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
Uном.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:
SТ.бл. ≥ SГ- Sc.н.
SТ.бл. ≥ SГ- Sc.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 (Sнаг.min)
б) Режим максимальных нагрузок (Sнаг.max)
в) Аварийный режим при отключении одного генератора при Sнаг.min
г) Аварийный режим при отключении одного генератора при Sнаг.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 (nАТ = 2), поэтому:
Sном ≥ 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 (Sнаг.min)
б) Режим максимальных нагрузок (Sнаг.max)
в) Аварийный режим при отключении одного генератора при Sнаг.min
г) Аварийный режим при отключении одного генератора при Sнаг.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 (nАТ = 2), поэтому:
Sном ≥ И тогда Т1 и Т2 будут каждый ТДЦ–80000/110.
Пусть у нас должно быть три трансформатора (nАТ = 3), поэтому:
Sном ≥ 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.