Выбор силовых трансформаторов

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	U н, кВ	Потери, кВт	U к, %
ВН	НН	Р хх	Р кз

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 _МНmin – 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, подключенных 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 мощ-ность резерва системы;

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

В нормальном режиме вместо Σ Р _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 РУ СН. 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. Автотрансфор-маторы в этом случае называют блочными (БАТ). В этом случае мощность автотрансформаторов рассчитывается по максимальной нагрузке одной из обмоток: третичной (обмотка низшего напряжения), последовательной (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 авто-трансформатора.

Мощность последовательной обмотки автотрансформатора
S _попределяется по формуле

S _п = К_выг· S _СВ,

где S _СВ = Σ S _{г русн} – Σ S _с.н. – Σ S _СН– мощность перетоков между РУВН и РУСН.

Последовательная обмотка будет работать в случае, если переток мощности S _СВ будет со знаком «+», т.е. сумма мощностей генераторов, подключенных к РУ СН Σ S _{г русн} – Σ S _с.н будет меньше нагрузки на среднем напряжении S _СН, т.е. переток идет в РУВН. Значение мощности перетока просчитывается для нормальных и аварийных режимов, описанных выше, и из них выбирается максимальное значение.

Мощность общей обмотки автотрансформатора S _о определяется
по формуле

 

S _о = К_выг· S _СВ + S _н.н,

 

Общая обмотка будет работать в случае, если переток мощности S _СВ будет со знаком «–», т.е. сумма мощностей генераторов, подключенных к РУСН Σ S _г.русн – Σ S _с.н, будет меньше нагрузки на среднем напряжении S _СН, т.е. переток идет в РУ СН. Значение мощности перетока просчитывается для нормальных и аварийных режимов, описанных выше, и выбирается максимальное значение.

Мощность третичной обмотки автотрансформатора (обмотки низшего напряжения) S _н.нопределяется по номинальной мощности генератора, к которому подключена эта обмотка за вычетом мощности собственных нужд. Коэффициент выгодности К_выг определяется по формуле

 

К_выг = ,

 

где U _ВН и U _СН – напряжения на РУ ВН и РУ СН.

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 П.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 К при 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, руб./(кВт∙ ч); ∆ W – потери электроэнергии в силовых трансформаторах, кВт∙ ч.

Расчет потерь электрической энергии в трансформаторах и авто-трансформаторах.

Годовые потери энергии в 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 автотрансформаторе определяются по формуле, кВтч:

Δ W = P_x · 24 · (N _з + N _л) +

+ P _к · N _з · [(S _{нагр 1} /S _ном)² · (t ₁ + t ₆) + (S _{нагр 2} /S _ном)² · t ₂ +

+ (S _{нагр 3} /S _ном)² · t ₃) + (S _{нагр 4} /S _ном)² · t ₄) + (S _нагр5 /S _ном)² · t ₅] +

+ P _к ·N _л · [(S _нагр1 /S _ном)² · (t ₁ + t ₄) + (S _нагр2 /S _ном)² · t ₂ +

+ (S _{нагр 3} /S _ном)² · t ₃)].

Потери электроэнергии в нескольких параллельно работающих трансформаторах: Δ W = Σ Δ W.

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:

 

Определение народно-хозяйственного ущерба У
и расчет показателей надежности

Расчет надежности должен учитывать: показатели надежности элементов, схему соединения элементов и возможные состояния схемы электроустановки.

Элементы электроустановок относятся к категории восстанавливаемых (ремонтируемых) изделий. Основными показателями надежности такого рода элементов являются частота отказов и среднее время восстановления.

Частота отказов w, 1/год оценивается средним числом отказов на единицу изделия в единицу времени (принимается равной 1 году). Среднее время восстановления , ч/1 – это среднее время, необходимое для восстановления работоспособности элемента:

 

, ,

 

где m – число отказов за Т лет наблюдений; n – число наблюдаемых единиц оборудования данного вида; t_i – время, затраченное на восстановление работоспособности элемента после его i -го отказа.

Для оценки ремонтных состояний схемы необходимо знать показатели плановых ремонтов ее элементов. Такими показателями являются частота плановых ремонтов m, 1/год, и средняя продолжительность планового ремонта Т _р, ч/1.

Показатели надежности основных элементов схем, учитываемых при расчете, приведены в [10], с. 487.

Отказ трансформатора блока приводит к аварийной потере мощности генератора на время восстановительного ремонта трансформатора. Такие последствия будут иметь место при всех состояниях структурной схемы, за исключением ремонтного состояния данного блока.

Соответственно среднегодовой недоотпуск электроэнергии в систему из-за отказов трансформатора единичного блока и генераторного выключателя определяются следующим образом:

 

,

 

где множитель учитывает график работы генератора
(Т _уст – число часов использования установленной мощности генератора); – вероятность ремонтного состояния блока, определяемая следующим образом:

 

,

 

где – показатели ремонтируемого элемента (в данном случае энергоблока).

По известным графикам нагрузки генератора в зимние и летние сутки можно определить число часов использования установленной мощности, ч/год, по формуле:

 

,

 

где – электроэнергия, вырабатываемая генератором за зимние и летние сутки, кВт× ч; – число рабочих суток в зимнем и летнем сезонах (210 и 155 суток).

Среднегодовой недоотпуск электроэнергии в систему из-за отказов трансформатора связи и из-за отказа АТС определяется по следующим формулам:

 

,

 

где ,

,

где .

 

Затем определяем суммарный среднегодовой недоотпуск электро-энергии в систему для каждого варианта структурных схем.

Все расчеты по определению вероятностей ремонтного состояния элементов q, числа часов использования установленной мощности Т _уст и недоотпуска электроэнергии в систему из-за отказов элементов ∆ W _г, а так же определение суммарного недоотпуска Σ ∆ W _г приводятся в приложении.

Элементы схем в рассматриваемых вариантах совпадают, а потери электрической энергии из-за отказов трансформаторов связи не учитываются, так как вероятность выхода их из строя очень мала.

Результаты технико-экономического сравнения приведены в табл. 3.

Таблица 3

Основные составляющие приведенных затрат

 

	Вариант 1	Вариант 2	Вариант 3
К, тыс. руб.
И, тыс. руб.
У, тыс. руб.
3, тыс. руб.
3, %

Пример технико-экономического сравнения вариантов приведен
в П.3.