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

S_Т,НОМ  S_Г,НОМ, (2.1)

где S_Т,НОМ  номинальная мощность повышающего трансформатора, МВА;

S_Г,НОМ  номинальная мощность генератора, МВА.

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 S_РАСЧ, передаваемая через трансформаторы связи, определяется для ТЭЦ с учетом различных значений cos генераторов, нагрузки и по­требителей собственных нужд:

(2.2)

где Р_Г, Q_Г  суммарные активная и реактивная мощности ге­нераторов,

присоединенных к сборным шинам;

Р_Н, Q_H  актив­ная и реактивная нагрузки на генераторном напряжении;

Р_СН, Q_CH  активная и реактивная нагрузки собственных нужд.

Значения Р_СН, Q_CH находятся по полной нагрузке собственных нужд S_CH, МВА, определяемой по выражению

S_CH  k_C  Р_УСТ (Р_сн,max/Р_УСТ)/100, (2.3)

где k_C  коэффициент спроса;

Р_УСТ  установленная активная мощность ТЭЦ, МВт.

По наибольшей расчетной нагрузке определяется мощность трансформаторов связи. При установке двух трансформаторов

(2.4)

где к_ПГ  коэффициент допустимой перегрузки трансформатора, который

определяется в соответствии с ГОСТ 14209-97; в расчетах по

индивидуальному заданию принять к_ПГ = 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 Р_Г, Q_Г  активная и реактивная мощности генераторов,

присоединенных к шинам среднего напряжения;

Р_СН, Q_CH  ак­тивная и реактивная нагрузки собственных нужд блоков,

при­соединенных к шинам среднего напряжения;

Р_С, Q_C  активная и реактивная на­грузки на шинах среднего напряжения.

Полная мощность собственных нужд для КЭС выбирается по формуле (2.3), где Р_УСТ  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	814	0,8
 газомазутная	57	0,8
КЭС:
 пылеугольная	68	0,850,9
 газомазутная	35	0,850,9

Примечания

1 Р_сн,max  максимальная активная нагрузка собственных нужд, МВт.

2 Р_УСТ  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	cosН	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):

S_CH  k_C  Р_УСТ (Р_сн,max/Р_УСТ)/100 = 0,8100310/100 = 24 МВА,

где k_C  коэффициент спроса; по данным таблицы 2.2 для пылеугольного

топлива на ТЭЦ k_C = 0,8;

Р_УСТ  установленная активная мощность ТЭЦ, МВт; по данным

таблицы 2.3 Р_УСТ = 1003 = 300 МВт;

Р_сн,max/Р_УСТ = 814 % (таблица 2.2); примем Р_сн,max/Р_УСТ = 10 %.

Для cos_Н = 0,8 (таблица 2.3) sin_Н = 0,6; tg_Н = 0,75.

Активная нагрузка собственных нужд:

Р_CH = S_CH  cos_Н = 240,8 = 19,2 МВт.

Реактивная нагрузка собственных нужд:

Q_CH  S_CH  sin_Н =240,6 = 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	3000,8 = 240	19,2	1500,7 = 105	24019,2105 = 115,8
6  12	3001,0 = 300	19,2	1501,0 = 150	30019,2150 = 130,8
12  18	3000,8 = 240	19,2	1501,0 = 150	24019,2150 = 70,8
18  24	3000,8 = 240	19,2	1500,7 = 105	24019,2105 = 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	2400,75 = 180	14,4	1050,75 = 78,8	18014,478,8 = 86,8
6  12	3000,75 = 225	14,4	1500,75 = 112,5	22514,4112,5 = 98,1
12  18	2400,75 = 180	14,4	1500,75 = 112,5	18014,4112,5 = 53,1
18  24	2400,75 = 180	14,4	1050,75 = 78,8	18014,478,8 = 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, МВА
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