ВЫБОР ТРАНСФРМАТОРОВ НА ПРОЕКТИРУЕМОЙ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ

ВЫБОР ГЕНЕРАТОРА

Для выработки электроэнергии на станции применяется синхронный генератор трёхфазного переменного тока. Генераторы выбираются по заданной мощности.

Таблица 1 [7] с. 610

 

Тип

Pном

Sном

Cos

Uном

nном

к.п.д.

x"d

Iном

Сист.

Охлаждение

турбогенератора

МВт

МВА

град

кВ

об/мин

%

кА

возб.

Обм.

Обм.

статора

ротора

ТФ-60

0,8

10,5

98,3

0,195

6,88

М

КВР

НВР

Система возбуждения генератора - электромашинное возбуждение.

Охлаждение обмотки статора – косвенно водородное.

Охлаждение обмотки ротора – непосредственно водородное.

Охлаждение стали статора - водородное.

Принципиальная схема электромашинного возбуждения

Рис.1

 

Такая система возбуждения используется на генераторах до 100 МВт. Возбудитель – генератор постоянного тока GE. Он сочленен с валом синхроного генератора и вращается с ним с одинаковой частотой вращения. Ручное регулирование тока возбуждения генератора осуществляется изменением напряжения на возбудителе. Напряжение на возбудителе регулируется током возбуждения с помощью шунтового реостата RR.

АРВ обеспечивает поддержание напряжения генератора в нормальном режиме работы.

 

U = E – I * Rвн

 

АРВ – Автоматическое регулирование возбуждения

GE – Генератор постоянного тока

RR – Шунтовой реостат

LGE – Обмотка возбуждения возбудителя

 

2. ВЫБОР ДВУХ ВАРИАНТОВ СХЕМ ПРОЕКТИРУЕМОЙ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ

 

2.1. Вариант1

Рис.2

На ТЭЦ установлено четыре генератора типа ТФ-60. Два генератора включены на ГРУ 10кВ. Два генератора в блоках с трансформаторами включены на шины РУВН 110 кВ. Связь шин РУВН 110 кВ с системой осуществляется воздушными линиями 110 кВ. Связь ГРУ с шинами РУВН осуществляется двумя трансформаторами связи. С шин ГРУ питается нагрузка по 30 кабельным линиям.

 

 

2.2. Вариант 2

 

 

 

Рис.3

На ТЭЦ установлено четыре генератора типа ТФ-60. Три генератора включены на ГРУ 10кВ. Один генератор в блоке с трансформатором включен на шины РУВН 110 кВ. Связь шин РУВН 110 кВ с системой осуществляется воздушными линиями 110 кВ. Связь ГРУ с шинами РУВН осуществляется двумя трансформаторами связи. С шин ГРУ питается нагрузка по 30 кабельным линиям.

 

ВЫБОР ТРАНСФРМАТОРОВ НА ПРОЕКТИРУЕМОЙ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ

Вариант 1

 

3.1 Выбор блочных трансформаторов

 

Блочные трансформаторы выбираются по мощности генератора за вычетом нагрузки собственных нужд.

S_т≥ S_расч =√( P_G-P_СН )²+( Q_G-Q_СН )² (1.)

 

где: P_G и Q_G – активная и реактивная мощность генератора.

P_СН и Q_СН- активная и реактивная мощность собственных нужд.

 

Расход мощности собственных нужд определяется по формуле

Sс.н. =	n%	* PG * KC (2.)

 

 

 

где: К_С – коэффициент спроса

 

К_С = 0.8 [4 ] c.12

n% = 14 [4 ] c.12

 

По формуле (2) определяем мощность собственных нужд

Sс.н. =	60*14	*0,8= 6,72 МВА

 

 

P_CH = S_CH * cos φ =6,72*0,8= 5,38 MB A

tg φ_G =0,75 tg φ_СН =0,75

 

Определяем реактивные мощности генератора и собственных нужд

Q_G= P_G.* tg φ_G = 60*0,75 = 45 Мвар

Q_с.н = Р_с.н.* tg φ_СН = 5,38*0,75 = 4,04 Мвар

 

Определяем переток мощности по формуле (1)

S_т ≥ S_расч =√(60 -5,38 )²+(45 -4,04 )² = 67,8 МВ А

 

К установке принимаются трансформаторы Т3 и Т4 типа ТДЦ- 80000/110

 

 

3.2 Выбор трансформаторов связи

Трансформаторы связи выбираются по наибольшему перетоку между ГРУ и РУВН из трех режимов:

 

3.2.1 Режим максимальной нагрузки на шинах ГРУ:

S_{1 расч} =√(n P_G- P _{H max} - nP_CН )²+(n Q_G- Q _{H max} - nQ_CН )² (3).

 

3.2.2 Режим максимальной нагрузки на шинах ГРУ:

 

S_{2 расч} =√(n P_G- P _{H min} - nP_CН )²+(n Q_G- Q _{H min} - nQ_CН )² (4).

 

3.2.3 Аварийный режим (нагрузка на ГРУ максимальная один генератор

отключён):

S_{3 расч}=√ [(n-1)P_G- P _{H max} – (n-1)P_CН]²+[(n-1)Q_G- Q _{H max} – (n-1)Q_CН] ² (5).

 

Где: n – число генераторов на шинах ГРУ

P_G и Q_G -активная и реактивная мощности генераторов, МВт и Мвар.

P_CН и Q_CН - активная и реактивная мощности собственных нужд, МВт и Мвар.

P _{H max} и Q _{H max} – максимальная активная и реактивная нагрузка на шинах ГРУ, МВт и

Мвар.

P _{H min} и Q _{H min} – минимальная активная и реактивная нагрузка на шинах ГРУ, МВт и

Мвар.

 

P _{H max} =n* P_max* К_одн. = 30*3*1 = 90 МВт

Где: n- число кабельных линий

P_max – максимальная активная мощность одной линии, МВт

К_одн – коэффициент одновременности

cos φнагр.=0.8 tg φ_нагр. =0,75

Q _{H max} = P _{H max}* tg φ_нагр.= 90*0,75 = 67,5 Мвар

По (3) S_{1 расч}= √(2*60 - 90– 2*5,38 )²+(2*45 - 67,5 – 2*4,04 )² = 24,04 МВА

P _{H min} = n* P_min* К_одн.= 30*2*1 = 60 МВт

Где: n- число кабельных линий

P_min – минимальная активная мощность одной линии, МВт

К_одн – коэффициент одновременности

cos φнагр.=0.8 tg φ_нагр. =0,75

Q _{H min} = P _min * tg φ_нагр.=60*0,48 = 45 Мвар

По (4) S_{2 расч} =√ (2*60- 60– 2*2,82)²+(2*45- 45– 2*4,04)² = 61,5 МВА

По (5)S_{3 расч}=√ [60- 90 – 5,38]²+[45- 67,5– 4,04] ²= 44,23 МВА

 

 

S_{1 расч max}

S_т > (6).

1.4

Где: S_{1 расч max} – максимальная полная мощность из трёх режимов, МВА

1,4 – коэффициент учитывающий максимально-допустимую перегрузку на 40%

 

61,5

По (6) S_т = = 44 МВА

1.4

К установке принимаются трансформаторыТ1 и Т2 типа ТРДЦН-63000/110

 

Вариант 2

3.3.1 Выбор блочного трансформатора

Смотри пункт 3.1

К установке принимается трансформатор Т3 типа ТДЦ-80000/110

 

3.3.2 Выбор трансформаторов связи

По (3) S_{1 расч}=√(3*60- 90– 3*5,38)²+(3*45- 67,5 – 3*4,04)² = 92,32 МВА

По (4) S_{2 расч} =√ (3*60- 60– 3*2,82)²+(3*45- 45– 3*4,04)² = 130 МВА

По (5) S_{3 расч}= √(2*60 - 90– 2*5,38 )²+(2*45 - 67,5 – 2*4,04 )² = 24,4 МВА

 

 

По (6) S_т = = 93 МВА

1.4

 

К установке принимается трансформаторы Т1 и Т2 типа ТРДЦН-125000/110

Таблица номинальных данных трансформаторов.

Таблица 2 (6) с. 615

Тип трансформатора	Ном. напряжение кВ	Потери кВт	Напряжение К.З. %	Вар.	Вар.
ВН	НН	ХХ	КЗ	ВН-НН
ТДЦ-80000/110		10,5			10,5	Т3,Т4	Т3
ТРДЦН-63000/110		10,5-10,5			10,5	Т1,Т2	-
ТРДЦН-125000/110		10,5-10,5			10,5	-	Т1,Т2

 

 

4. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ ВАРИАНТОВ СХЕМ ПРОЕКТИРУЕМОЙ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ

 

Экономическая целесообразность схемы определяется минимальными приведёнными затратами

 

З = Е_нК + И + J,тыс руб /год (7)

 

Где:

К – капиталовложения на сооружение электроустановки, тыс. руб.

Е_н – нормативный коэффициент экономической эффективности,

равный 0,12

И – годовые эксплуатационные издержки, тыс. руб./год

J – ущерб от недоотпуска электроэнергии, тыс. руб./год.

При курсовом проектировании ущерб не учитываем, так как считаем, что варианты равноценны

Капиталовложения К при выборе оптимальных схем выдачи электроэнергии и выборе трансформаторов определяют по укрупненным показателям стоимости элементов схемы.

Годовые эксплутационные издержки определяются по формуле:

 

И=	РА + РО	·К +β ΔW 10 –5, тыс. руб./год(8)

Где:

Р_А = 6,4 % и Р_О = 3 % отчисления на амортизацию и обслуживание [7] с. 429

ΔW – потери электроэнергии в трансформаторе, кВт ч

β =1,50 коп. стоимость 1 кВт ч потерь электроэнергии

К_И = 50 коэффициент инфляции

Потери энергии в двухобмоточном трансформаторе определяются по формуле:

 

ΔW = РхТ + Рк (	Smax )2 Sном

 

 

Где:

Р_х – потери мощности холостого хода, кВт·ч

Р_к – потери короткого замыкания, кВт·ч

S_max – расчётная (максимальная) нагрузка трансформатора, МВА

Т – продолжительность работы трансформатора, ч (8760)

– продолжительность максимальных потерь.

= 0,124 +(	Тmax	)2 * 8760
10 4

 

Где: Т_max – число часов использования максимальной нагрузки (для блочных трансформаторов принимается Т_max=6500 ч, для трансформаторов связи Т_max=5000 ч).

 

4.1 Таблица технико-экономического сравнения вариантов схем проектируемой электростанции

Таблица 3 (7) с. 636-638

Тип   Оборудования	Стоимость Единицы Тыс. руб. .	Вариант 1	Вариант 2
Кол-во единиц Шт.	Общая стоимость Тыс. руб.	Кол-во единиц Шт.	Общая стоимость Тыс. руб.
Трансформатор блочный типа ТДЦ-80000/110	123*50=6150
Трансформатор связи типа ТРДН-63000/110	135*50=6750			_	_
Трансформатор связи типа ТРДЦН-125000/110	219*50=10950	_	_
Ячейки ОРУ	32*50=1600
Ячейки ЗРУ	15*50=750
Секционный выключатель с реактором	21*50=1050
Итого К, Тыс.руб.
Отчисление на амортизацию и обслуживание Ра+Ро 100 Тыс. руб.	(6,4+3)* 36250= =3407,5	(6,4+3)* 38700= =3637,8
Стоимость потерь электроэнергии в трансформаторах   β ΔW 10 –3, тыс. руб./год β=0,82 руб./кВтч	1,50*5306922,8 *10 –3= =7960,4	1,50*4427379,6 *10 –3= =6641,07
Годовые эксплутационные издержки И= РА+РО ·К +β ΔW 10–3     тыс. руб./год	3407,5+7960,4=11367,9	3637,8+6641,07=10278,87
Приведенные затраты З = ЕнК + И   тыс. руб./год	0,12*36250+11367,9=15717,9	0,12*38700+10278,87= =14922,87

Вывод: Схема второго варианта экономичнее схемы первого варианта, поэтому при дальнейшем расчете берем данные для схемы второго варианта.

 

4.2 Расчет потерь электроэнергии в трансформаторах:

Вариант 1

Потери в блочных трансформаторах Т3, Т4.

По (10) = 0,124 +(		)2 * 8760=5947,8 ч
10 4

По (9) ΔWТ4 = ΔWТ3 =70*8760 + 310* (	67,8	)2*5947,8=1937533,8 кВт·ч
Потери в трансформаторах связи Т1, Т2:

 

 

По (10) = 0,124 +(		)2 * 8760=3410,9 ч
10 4

По (9) ΔWТ1 = ΔWТ2 =59*8760 + 245* (	61,5/2	)2*3410,9=715927,6 кВт·ч
Суммарные потери в трансформаторах вариант 1

 

 

ΔW_1Вар.=2* ΔW_Б.Т.+2* ΔW_Т.С.=2*1937533,8 + 2*715927,6=5306922,8 кВт·ч

 

Вариант 1

Потери в блочном трансформаторе Т3.

По (10) = 0,124 +(		)2 * 8760=5947,8 ч
10 4

По (9) ΔWТ3 =70*8760 + 310* (	67,8	)2*5947,8=1937533,8 кВт·ч
Потери в трансформаторах связи Т1, Т2:

 

 

По (10) = 0,124 +(		)2 * 8760=3410,9 ч
10 4

По (9) ΔWТ1 = ΔWТ2 =100*8760 + 400* (	130/2	)2*3410,9=1244922,9 кВт·ч
Суммарные потери в трансформаторах вариант 2

 

ΔW_2Вар.= ΔW_Т1 + ΔW_Т2 + ΔW_Т3=1937533,8 + 2*1244922,9=4427379,6 кВт·ч