Разработка структурной схемы выдачи мощности с шин станции КЭС 3х200 мВт

Размещено на http://www.allbest.ru/

РАЗРАБОТКА СТРУКТУРНОЙ СХЕМЫ ВЫДАЧИ МОЩНОСТИ С ШИН СТАНЦИИ КЭС 3x200 МВТ

1 Выбор вариантов структурной схемы

Для выдачи потока энергии, вырабатываемой на проектируемой электростанции, необходима электрическая сеть. Естественно, что схема выдачи мощности электростанции зависит от напряжения и схемы электрической сети существующей энергосистемы, в которой будет работать проектируемая электростанция. Если проектируется мощная электростанция, то она в свою очередь существенно влияет на дальнейшее развитие сети энергосистемы.

Проектирование схемы выдачи мощности станции произведем следующем порядке:

намечаем варианты ее исполнения;

для каждого варианта определяем перетоки мощности через блочные трансформаторы и автотрансформаторы связи и осуществляем их выбор;

вычислим потери энергии в блочных трансформаторах и автотрансформаторах связи;

вычислим капитальные, эксплуатационные и приведенные затраты.

В результате сравнения вариантов схемы выдачи мощности КЭС 3x200 МВт по критерию минимума приведенных затрат выявим рациональный вариант.

Схема выдачи мощности определяет распределение генераторов между РУ разных напряжений, трансформаторную и автотрансформаторную связь между РУ, способ соединения генераторов с блочными: трансформаторами, точки подключения пускорезервных и резервных трансформаторов собственных нужд.

К ОРУСН - 110 кВ подключим столько генераторов, сколько необходимо, чтобы

покрыть нагрузку в максимальном режиме. Остальные подключим к ОРУВН- 330 кВ, т.е.:

nг-сн = Рнгмакс/Рг= 200 / 200 = 1

где Рнг max- максимальная нагрузка ОРУСН- 110 кВ; Рг - мощность одного генератора; nг.сн - число генераторов, подключенных к ОРУСН.

Рассмотрим следующие варианты структурных схем:

1) 1-й вариант: 2 блока мощностью 200 МВт подключим к ОРУВН-330

кВ, 1 блок мощностью 200 МВт подключим к ОРУСН- 110 кВ.

2) 2-й вариант: 1 блок мощностью 200 МВт подключим к ОРУВН- 330
кВ, 2 блока мощностью 200 МВт подключим к ОРУСН- 110 кВ.

Построим структурные схемы для двух вариантов.

Рис. 1 - Структурная схема КЭС 3x200 МВт - 1-й вариант (С подключением 2 блока мощностью 200 МВт к ОРУВН - 330 кВ, 1 блок мощностью 200 МВт подключим к ОРУСН- 110 кВ)



АТ-2

Рис. 2 - Структурная схема КЭС 3x200 МВт - 2-й вариант. (С подключением 1 блок мощностью 200 МВт к ОРУВН- 330 кВ, 2 блока мощностью 200 МВт подключим к ОРУСН- 110 кВ)

2 Выбор генераторов, трансформаторов и автотрансформаторов связи

2.1 Выбор генераторов

Турбогенератор представляет собой быстроходную горизонтальную электрическую машину с неподвижным статором и вращающимся цилиндрическим неявнополюсным ротором.

Для блоков мощностью 200 МВт выбираем синхронный генератор типа

ТВВ-200-2АУЗ, каталожные данные приведены в таблице.

Таблица 1 -Данные генератора

Тип турбогенератора	ТВВ-200-2АУЗ
Номинальная частота вращения, об/мин	3000
Номинальная полная мощность, МВА	235,5
Номинальная активная мощность, МВт	200 !
Номинальное напряжение, кВ	15,75
соs фном	0,85
Номинальный ток, кА	8,625
кпд, ном,%	98,6
Давление водорода, кПа (кгс/см2)	294(3)
Схема соед. обмоток статора	YY
Число выводов	9
Активное сопративление при 15 С
Обмотки статора	0,00115
Обмотки ротора	0,174
Индуктивное сопротивление Хd", о.е.	0,19
Масса ,т
Общая генератора без возбудителя и фундаментных плит	300
Статора	210
Ротора	48,1

Номинальным напряжением генератора называют значение напряжения, при котором он предназначен для длительной нормальной работы.

Номинальная мощность генератора определяется как длительно допустимая нагрузка при определенной расчетной температуре охлаждающего вещества (газа или жидкости) и длительно допустимой температуре нагрева обмотки и стали статора и длительно допустимой температуре нагрева обмотки и стали статора и обмотки ротора.

Номинальный ток ротора это ток возбуждения генератора, при котором обеспечивается отдача генератором его номинальной четности при отклонении напряжения статора в пределах ±5%Uном и при соs фном.

Каждый генератор характеризуется коэффициентом полезного действия при номинальной нагрузке его и номинальном коэффициенте мощности. У современных турбогенераторов номинальный КПД колеблется в пределах 96,3-99,0%. Чем мощнее генератор, тем выше его КПД. С уменьшением нагрузки и коэффициента мощности КПД генератора уменьшатся.

Для охлаждения сердечника в процессе роботы машины пакеты отделяются радиальными вентиляционными каналами. Кроме того, имеются аксиальные каналы, по которым прогоняется охлаждающая среда (водород под давлением).

В пазах сердечника статора расположена двухслойная петлевая обмотка с укороченным шагом, набираемая из проводников сплошного сечения и полых проводников, внутри которых циркулирует вода и водород. Ротор турбогенератора устанавливается на двух подшипниках скольжения, которые имеют принудительную смазку пол давлением от масляной системы турбины. Так как в материале ротора ввиду большой частоты вращения возникают значительные механические напряжения, то его изготовляют из цельной поковки высоколегированной стали, обладающей высокими механическими и магнитными свойствами. На поверхности бочки ротора фрезеруют радиальные пазы, в которые укладывают обмотку возбуждения, выполненную из профильных медных проводников, образующих каналы для циркуляции охлаждающей среды (вода, водород).

Суммарная мощность станции SС:

ХSс =Sг-nг= 235,5 * 3 = 706,5 МВА (1)

Нагрузка собственных нужд одного блока (с.н.) Sсн:

SСН = SГ* 10% /100% (2)

SСН= 235,5 *10% /100%= 23,55 МВА

2.2 Выбор трансформаторов

Трансформаторы предназначены для преобразования электроэнергии одного уровня напряжения на другой. Цель такого преобразования состоит в экономичной передаче и потреблении электроэнергии.

На электрических станциях и подстанциях устанавливаются повышающие и понижающие трансформаторы для питания потребителей и для связи с энергосистемой.

Для варианта №1 структурной схемы требуется выбрать блочные трансформаторы Т1-Т2 подключенные к ОРУВН- 330 кВ.

Расчётная мощность трансформатора Т1-Т2 составит;

Sт.расч.1 = 1,05 *Sг= 1,05 * 235,5 = 247,275 МВА (3)

По справочнику принимаем для Uвн = 330 кВ тип трансформатора для Т1-Т2 ТДЦ-250000/330

Расчётная мощность трансформатора ТЗ составит:

Sт.расч.2=Sт.расч.1= 247,275 МВА

По справочнику принимаем для Uсн = 110 кВ тип трансформатора для ТЗ ТДЦ-250000/110

Для варианта №2 структурной схемы требуется выбрать блочный трансформатор Т1 который подключен к ОРУВН- 330 кВ. Тип блочных трансформаторов аналоги-чен типу блочных трансформаторов Т1-Т2 из варианта №1 структурной схемы, то есть ТДЦ-250000/330 . Произведем выбор блочных трасформаторов Т2-ТЗ которые под-ключены к ОРУСН- 110 кВ. Тип блочных трансформаторов аналогичен типу трансфор-матора ТЗ из варианта №1 структурной схемы, то есть ТДЦ-250000/110

Таблица 2 - Каталожные данные выбранных трансформаторов

Тип трансформатора	ТДЦ-250000/330	ТДЦ-250000/110
Номинальная мощность трансформатора, Зном, МВА	250	250
Напряжение обмотки ВН, кВ	347	121
Напряжение обмотки НН, кВ:	15,75	15,75
Потери, холостого хода Рх, кВт	214	200
Потери, короткого зам. Рк, кВт	605	640
Напряжение короткого замыкания Uк, %:	11	10,5
Стоимость, тыс. грн.	1008	875

Номинальной мощностью трансформатора называется указанное в заводском паспорте значение полной мощности, на которую непрерывно может быть нагружен трансформатор при номинальном напряжении и при номинальных температурных условиях охлаждающей среды.

Номинальное напряжение обмоток трансформатора - это указанные в паспорте напряжения первичной и вторичной обмоток при холостом ходе трансформатора.

Напряжение короткого замыкания Uк - это напряжение, при подведении которого к одной обмотке трансформатора при замкнутой накоротко другой обмотке в ней проходит ток, равный номинальному.

В выбранных трансформаторах для подключения к ОРУВН применено масляно-водяное охлаждение с принудительной циркуляцией масла (Ц). Охладители состоят из трубок по которым циркулирует вода, а между трубками движется масло. Чтобы предотвратить попадание воды в масляную систему трансформатора, давление масла в маслоохладителях должно превышать давление циркулирующей в них воды не менее чем на 2Н/см. Эта система охлаждения эффективна, но имеет более сложное конструктивное выполнение.

В трансформаторах для подключения к ОРУСН применено охлаждение с дутьем и принудительной циркуляцией масла через воздушные охладители (ДЦ). Охладители состоят из системы тонких ребристых трубок, обдуваемых снаружи вентиляторами. Электронасосы, встроенные в маслопроводы, создают непрерывную принудительную циркуляцию масла через охладители.

В трансформаторах с системами охлаждения ДЦ и Ц устройство принудительной циркуляции масла автоматически включаются одновременно с включением трансформатора и работают непрерывно вне зависимости от нагрузки трансформатора. Число включаемых в работу охладителей определяется нагрузкой трансформатора. Такие трансформаторы имеют сигнализацию о прекращении циркуляции масла, охлаждающей воды или остановке вентиляторов.

Рис. 3 - Трансформатор трехфазный с дутьем и принудительной циркуляцией масла

1 -- ввод НН; 2 -- ввод ВН; 3 -- ввод ВН нулевой; 4 -- газовое реле; 5 -- реле уровня масла; 6 -- выхлопная труба; 7 -- расширитель; 8 -- газовое реле переключателя; 9 -- воздухоосушитель; 10 -- привод РПН; 11 -- маслоохладитель; 12 -- тележка; 13 -- бак; 14 -- термосифонный фильтр; 15 -- встроенный трансформатор тока.

2.3 Выбор автотрансформаторов

Автотрансформатор представляет собой многообмоточный трансформатор у которого две обмотки связаны электрически. В энергосистемах применение получили трехобмоточные автотрансформаторы - трехфазные и группы из однофазных. На проектируемой электростанции применим для связи ОРУВН и ОРУСН автотрансформаторы, обладающие существенными технико-экономическими преимуществами по сравнению с обычными трансформаторами. Их стоимость, расход активных материалов (меди и стали) и потери энергии при эксплуатации значительно ниже, чем у обычных трансформаторов с той же номинальной мощностью.

Для выбора автотрансформаторов необходимо определить для двух вариантов перетоки мощности между ОРУВН- 330 кВ и ОРУСН - 110 кВ.

На ОРУСН- 110 кВ нагрузки промышленных районов и других потребителей составят:

Sнг. max= Рнг.mах / соsфнг - 200 / 0,9 = 222,22 МВА; (4)

Sнг. min = Рнг. min / cos фнг = 160 / 0,9 = 177,78 МВА; (5)

Перетоки мощности между ОРУВН- 330 кВ и ОРУСН - 110 кВ определяем для трёх режимов:

- при избытке мощности на шинах 110 кВ:

Sпизб. = SГ.сн - SнГ.min - Sсн.Г.сн| МВА

- при дефиците мощности на шинах 110 кВ:

S2.деф. =Sнг. max - SГ.сн+Sсн.Г.сн| МВА

- в аварийном режиме (когда один генератор отключен от ОРУСН - 110 кВ):

Sп3.ав.=Sнг. max - (SГ.сн - SГ.1) + Sсн.Г.сн. МВА

где Sнг. max. Sнг. min - соответственно нагрузкиmax и min на шинах ОРУСН- 110 кВ.МВА;

SГ.сн - суммарная мощность генераторов, подключенных к шинам ОРУСН * 110 кВ; Sсн.Г.сн| - нагрузка от системы собственных нужд для блоков, подключенных к шинам

ОРУСН- 110 кВ, МВА.

Для варианта 1 перетоки мощности определим по приведённым формулам (6); (7); (8):

Зп11изб.= 235,5 * 1- 177,78 - 23,55 * 1 = 34,17 МВА; 8П2деф= 222,22 - 235,5 * 1+ 23,55 * 1 = 10,27 МВА; Зпзав. = 222,22 - ( 235,5 * 1 - 235,5 ) + 23,55 * 1 = 245,77 МВА. Максимальный расчетный переток мощности равен 245,77 МВА в аварийном режиме.

Для варианта 2 перетоки мощности определим по приведённым формулам (6); (7); (8):

Зш2.изб.= 235,5 * 2- 177,78 - 23,55 * 2 = 246,12 МВА;

>п22.деф

= 222,2- 235,5 * 2+ 23,55 * 2 = -201,68 МВА;

Зп32.ав. = 222,2 ( 235,5 * 2 - 235,5 ) + 23,55 * 2 = 33,82 МВА. Максимальный расчетный переток мощности равен 246,12 МВА при избытке мощности.

Для варианта 1 расчётная мощность каждого из двух автотрансформаторов связи составит: 31АТрасч = 245,77 /1,4= 175,55 МВА; выбираем тип автотрансформатора связи АТДЦТН-200000/330/110

Для варианта 2 расчётная мощность каждого из двух автотрансформаторов связи составит: Згдт.расч- 246,12 /1,4= 175,8 МВА; выбираем тип автотрансформатора связи АТДЦТН-200000/330/110

Таблица 3 - Каталожные данные выбранных автотрансформаторов

Тип автотрансформатора	АТДЦТН-200000/330/110
Номинальная мощность автотрансформатора, Зном, МВА	200
Напряжение обмотки ВН, кВ	330
Напряжение обмотки СН, кВ	115
Напряжение обмотки НН, кВ	6,3;6,6;10,5;11
Потери, холостого хода Рх, кВт	155
Потери, короткого зам. Рк, кВт	560
Напряжение короткого замыкания Ык, %:	10,5
Стоимость, тыс. грн.	669

энергия электростанция трансформатор мощность

2.4 Определение годовых потерь активной электроэнергии в блочных трансформаторах и автотрансформаторах связи

Потери мощности в трансформаторах и автотрансформаторах слагаются из потерь холостого хода и потерь короткого замыкания. Для уменьшения потерь мощности в магнитопроводах применяют холоднокатаную сталь с малым содержанием углерода и присадками, улучшающими свойства стали.

Потери короткого замыкания состоят из джоулевых потерь в обмотках и элементах конструкции трансформатора, определяемых напряженностью магнитного поля рассеивания. Снижение потерь короткого замыкания достигают в основном уменьшением добавочных потерь различными методами конструктивного порядка, в частности применением многопроволочных проводов с изолированными жилами.

С учётом ежегодного времени простоя блочных трансформаторов на КЭС определяемого с особенностями технологического процесса производства электроэнергии ТпРСТ

определим годовые потери активной электроэнергии ДМпот в них по формуле:

бл.ном) 'Тщах* (9)

где Рхх, Ркз - нормированные потери мощности в трансформаторах соответственно в режиме холостого хода и режиме к.з., кВт; Знг - максимальная нагрузка блочного трансформатора; ттах- время прохождения максимальных потерь активной мощности за год;

(для Ттах = 5500 ч; ттах= 3500 ч) Тпрст- времени простоя блочных трансформаторов.

В принятых вариантах присоединения автотрансформаторов к их третичным обмоткам не подключаются генераторы, тогда потери АУ\/потАТ определяются:

А\Л/П0,АТ = 2 -Рх, 6760+(1/2) -Р,3. <8нг.тах/ЗАт .ном) "Т-тах! (10)

Для проектируемой станции время простоя блочных трансформаторов: Для блочного трансформатора ТДЦ-250000/330 при мощности блока 200 МВт и подключен к шинам ОРУВН - 330 кВ составит 750 часов;

Для блочного трансформатора ТДЦ-250000/110 при мощности блока 200 МВт и подключен к шинам ОРУСН - 110 кВ составит 600 часов;

Определим потери энергии в блочном трансформаторе, подключенных на шины 330 кВ по формуле (9) составят:

Д\Л/т.бл= 214 -(8760- 750 )+(1/2)- 605 ( 247,275 / 250 )2' 3500 =

= 2749,94 МВт * ч/год Определим потери энергии в блочном трансформаторе, подключенных на шины 110 кВ:

А\Л/тбл= 200 '(8760- 600 )+(1/2)- 640 ( 247,275 / 250 )2- 3500 = = 2121Л МВт -ч/год

Потери энергии в автотрансформаторах связи определим по формуле (10): Для первого варианта: тип автотрансформатора #ССЫЛКА! Д\Л/АТ1= 2 * 155 -8760+ (1/2)- 560 ( 175,55 / 200 )2' 3500 = = 3470,64 МВт ч/год

Для второго варианта: тип автотрансформатора АТДЦТН-200000/330/110 Д№Ат.2= 2 * 155 -8760+ (1/2)- 560 ( 175,8 / 200 )2- 3500 = = 3472,79 МВт-ч/год

Полные потери энергии в схеме выдачи мощности вычисляются суммированием потерь в блочных трансформаторах и автотрансформаторах связи.

Д^пот.у = ДМПОт.Тбл1 * Птр + Д№потТбл2 * Птр + Д\Л/потАТ

Для первого варианта:

Д№л = 2 * 2749,94 + 1 * 2727,72 + 3470,64 = 11698,2 МВт ч/год

Для второго варианта:

Д\%2= 1 * 2749,94 + 2 * 2727,72 + 3472,79 = 11678,2 МВт ч/год

3. Сравнительный анализ технико-экономических показателей вариантов

Для каждого варианта структурной схемы проектируемой электростанции определим: капиталовложения в ту часть проектируемого объекта, которая связана с варьируемыми присоединениями структурной схемы; потери энергии в трансформаторах за расчетный год; математическое ожидание недоотпущенной в систему электроэнергии из-за ущерба. Затем на основании этих основных показателей вычисляем значение целевой функции приведенных затрат, которая дает комплексную количественную оценку экономичности сопоставляемых вариантов структурной схемы. Результаты расчётов сводим в таблицу.

Таблица 4 - Расчёт приведённых затрат

№п/п	Наименование	Стоимость единицы, тыс.грн	Варианты
			1-вариант	2-вариант
			Кол-во единиц	Общая стои-мость, тыс.грн	Кол-во единиц	Общая стоимость,тыс.грн
1	2	3	4	5	6	7
1	Капитальные затраты
	Блочный трансформатор ТДЦ-250000/330	1008	2	2016	1	1008
	Блочный трансформатор ТДЦ-250000/110	875	1	875	2	1750
	Автотрансформатор 1-в: АТДЦТН-200000/330/110 И-в: АТДЦТН-200000/330/110	669 669	2	1338	2	1338
	Итого		4229		4096
2	Издержки производства
	Амортизационные отчисления	6,30%		266,427		258,048
	Отчисления на текущий ремонт и обслуживание оборудования	2,50%		105,725		102,4
	Стоимость потерь эл-энергии: W=0.4 * W *10-2	0,4		46,793		46,713
	Итого		418,945		407,161
3	Приведенные затраты а *К+И		926,425		898,681

По приведенным затратам, делаем вывод что альтернативным является 1 вариант, разница в вариантах составляет менее 2,99 %, поэтому выбираем тот вариант в котором меньше перетоки мощности через автотрансформаторы связи и потери электроэнергии в трансформаторах, выбираем вариант структурной схемы с подключением 2 блоков мощностью 200 МВт к ОРУВН- 330 кВ, 1 блок мощностью 200 МВт подключим к ОРУСН - 110 кВ (рис. 1).

4. Выбор рабочих и резервных трансформаторов собственных нужд

Число рабочих ТСН соответствует числу блоков. Подключим ТСН на ответвлении между генератором и повышающим трансформатором. Выбранные ТСН трансформируют напряжение 15,75 на 6,3 кВ для блока мощностью 200 МВт, причем обмотка низкого напряжения берется расщепленной для уменьшения токов короткого замыкания на шинах 6,3 кВ.

Из соображений резервирования и ограничения токов короткого замыкания ТСН имеют одинаковую мощность. РУ 6,3 кВ выполним по схеме с одной секционированной системой шин. Сборные шины разделим на секции, исходя из условия, что для каждого блока установлено по одному котлу, который состоит из двух корпусов и допускающий их раздельную работу; таким образом, на каждый блок приходится по две секции, которые попарно присоединяются к трансформатору собственных нужд. Каждая секция присоединяется к ТСН через отдельный выключатель.

Мощность рабочего трансформатора собственных нужд блока выбираем на основании подсчетов действительной нагрузки секций, присоединенных к этому трансформатору, с учетом как электродвигателей и ТСН блока, так и общестанционных нужд, которые обслуживают не только данный блок, но и потребителей относящихся ко всей станции в целом.

Расчетная мощность трансформаторов определим суммой мощностей всех электроприемников, которые присоединены к данному трансформатору.

Мощность этих трансформаторов определяем по формуле:

SСН = Рсн.макс * кс

Где Рсн.макс подсчитываем в зависимости от установленной мощности энергоблока.

Для энергоблока мощностью 200 МВт, вид применяемого топлива - уголь Согласно справочным данным. Рсн.макс = 12% ; кс = 0,85

Sсн = Рсн.макс *кс= 12% * 200 *0,85 = 20,40 МВт.

По результатам расчета нагрузки с.н. выбираем рабочие трансформаторы соб-ственных нужд по одному на каждый блок. Выбираем трансформатор ТРДНС-25000/35 .

Таблица 6 - Технические характеристики выбранного трансформатора с.н.

Тип трансформатора с.н.	ТРДНС-25000/35
Номинальная мощность трансформатора, Sном, МВА	25
Напряжение обмотки ВН, кВ	36,75
Напряжение обмотки НН, кВ	6,3-6,3
Потери, холостого хода Рх, кВт	25
Потери, короткого зам. Рк, кВт	115
Напряжение короткого замыкания Uк, %:	10,5/30

По условиям ограничения токов к.з. в сети собственных нужд принят к установке трансформатор с расщепленной обмоткой низкого напряжения. Применение трансформаторов меньшей мощности невозможна так как перегрузка трансформаторов собственных нужд недопустима.

Мощность резервных трансформаторов на блочных станциях выбирается с таким расчетом, чтобы обеспечить замену одного рабочего трансформатора и пуск или останов смежного блока. Практически мощность резервного трансформатора оказывается на ступень выше мощности рабочего. Исходя из этого выбираем резервный трансформатор с.н.:

Число резервных ТСН зависит от числа блоков, их мощность, от наличия генераторных выключателей. На проектируемой КЭС генераторные выключатели не предусмотрены для блока мощностью 200 МВт, поэтому для КЭС 3x200 МВт по НТП, установим:

один пускорезервный трансформатор собственных нужд (ПРТ) от ОРУВН - 330 кВ.

один пускорезервный трансформатор собственных нужд (ПРТ) от ОРУСН -110 кВ. Технические и каталожные данные выбранных трансформаторов сведем в таблицу.

Таблица 7 - Технические и каталожные данные выбранных трансформаторов

Тип трансформатора с.н.	ТРДНС-32000/330	ТРДНС-32000/110
Номинальная мощность трансформатора, Зном, МВА	32	32
Напряжение обмотки ВН, кВ	347	115
Напряжение обмотки НН, кВ	6,3-6,3	6,3-6,3
Потери, холостого хода Рх, кВт	45	34
Потери, короткого зам. Рк, кВт	150	170
Напряжение короткого замыкания Uк, %:	11,5/28	10,5/30

Вывод

В результате проведенных расчётов и выбора основного оборудования для станции выбран рабочий вариант структурной схемы с подключением 2 блока мощностью 200 МВт к ОРУВН- 330 кВ, 1 блок мощностью 200 МВт подключим к ОРУСН- 110 кВ.

Произведен выбор типа, мощности и количества трансформаторов и автотранс-форматоров главной схемы, приняты к установке автотрансформаторы типа АТДЦТН-200000/330/110 , для подключения к ОРУВН - 330 кВ выбран трансфор-матор типа ТДЦ-250000/330 для подключения генераторов мощностью 200 МВт, к ОРУВН- 110 кВ выбраны трансформаторы типа ТДЦ-250000/110 для подключения генераторов мощностью 200 МВт.

Схема выдачи мощности предусматривает использование ОРУВН - 330 кВ и ОРУСН - 110 кВ, связанных электрически с помощью автотрансформаторов, связи между ОРУВН - 330 кВ и генераторами осуществляется с помощью двухобмоточных трансфор-маторов Т1 (G1); Т2 (G2).

Связь между ОРУСН - 110 кВ и генераторами осуществляется с помощью двухоб-моточных трансформаторов ТЗ (G3).

Для рабочего питания собственных нужд блока мощностью 200 МВт приняты к уста-новке трансформаторы мощностью 25 МВ А, с расщепленными обмотками на низкой сто-роне, подключаемые в отпайку от цепи генератор-трансформатор. К рабочим трансформаторам через выключатели рабочего питания подключены две секции 6,3 кВ (секция 1А, 1В).

К установке на проектируемой станции КЭС 3x200 МВт, выбраны:

1) трансформатор собственных нужд - ТРДНС-25000/35

2) один пускорезервный трансформатор собственных нужд (ПРТ) от ОРУВН - 330 кВ.

ТРДНС-32000/330

3) один пускорезервный трансформатор собственных нужд (ПРТ) от ОРУСН -110 кВ.

Размещено на Allbest.ru