Поиск по сайту
Начало >> Книги >> Архивы >> ­­­Электрическая часть электростанций

Типы трансформаторов и их параметры - ­­­Электрическая часть электростанций

Оглавление
­­­Электрическая часть электростанций
Сведения об электрических станциях
Компоновка тепловых и атомных электрических станций
Особенности компоновки гидроэлектростанций
Типы генераторов и их параметры
Системы охлаждения генераторов
Системы возбуждения
Гашение поля генератора
Параллельная работа генераторов
Нормальные режимы генераторов
Пусковые режимы генераторов
Допустимые перегрузки статора и ротора
Типы трансформаторов и их параметры
Охлаждение трансформаторов
Нагрузочная способность трансформаторов
Параллельная работа трансформаторов
Виды главных схем электрических соединений
Особенности главных схем теплоэлектроцентралей
Главные схемы гидроэлектрических и гидроаккумулирующих станций
Главные схемы атомных электрических станций
Главные схемы подстанций
Выбор главной схемы - требования
Выбор главной схемы - рекомендации
Выбор трансформаторов
Режимы нейтрали
Технико-экономическое сравнение вариантов схем
Главные схемы тепловых электростанций некоторых зарубежных стран
Собственные нужды электрических станций
Механизмы собственных нужд тепловых электрических станций
Механизмы собственных нужд гидроэлектростанций
Электродвигатели механизмов собственных нужд
Самозапуск электродвигателей собственных нужд
Схемы питания собственных нужд тепловых электростанций
Схемы питания собственных нужд гидроэлектростанций
Электрооборудование и механизмы собственных нужд АЭС
Особенности схем питания собственных нужд АЭС
Использование выбега турбогенераторов в режиме аварийного расхолаживания реактора АЭС
Выключатели высокого напряжения
Гашение дуги в выключателе постоянного тока
Гашение дуги в выключателе переменного тока
Восстановление электрической прочности
Восстанавливающееся напряжение
Собственная частота сетей высокого напряжения
Способы повышение отключающей способности выключателей
Особенности процессов отключения малых индуктивных и емкостных токов
Масляные выключатели с открытой дугой
Масляные выключатели с дугогасительными камерами
Малообъемные масляные выключатели
Воздушные выключатели
Компрессорные установки
Элегазовые выключатели
Автогазовые выключатели
Электромагнитные выключатели
Вакуумные выключатели
Выключатели нагрузки
Разъединители
Короткозамыкатели и отделители
Приводы выключателей и разъединителей
Общие сведения о ТН и ТТ
Измерительные трансформаторы напряжения
Конструкции измерительных трансформаторов напряжения
Измерительные трансформаторы тока
Измерительные трансформаторы постоянного тока
Оптико-электронные устройства
Выбор выключателей
Выбор разъединителей
Выбор реакторов
Выбор трансформаторов тока
Выбор трансформаторов напряжения
Выбор предохранителей
Выбор токоведущих частей распределительных устройств
Схемы вторичных соединений
Схемы с питанием цепей вторичных соединений
Детали схем вторичных соединений
Основная аппаратура цепей управления и сигнализации
Требования, предъявляемые к схемам дистанционного управления
Сигнализация
Дистанционное управление выключателями о помощью малогабаритных ключей
Дистанционное управление воздушными выключателями
Дистанционное управление выключателями при оперативном переменном токе
Дистанционное управление в установках низкого напряжения
Управление разъединителями
Монтажные схемы, маркировка, детали
Испытательные блоки
Провода и контрольные кабели вторичных цепей
Маркировка монтажных схем вторичных цепей
Контроль изоляции вторичных цепей
Оперативный ток на электрических станциях
Выбор аккумуляторных батарей для оперативного тока на электостанциях
Выбор зарядных агрегатов для оперативного тока на электостанциях
Распределение постоянного оперативного тока на электростанциях
Источники переменного оперативного тока на электростанциях
Конструкции распределительных устройств
Принципы выполнения распределительных устройств
Правила устройства и основные размеры конструкций РУ
Применение ОПН в конструкциях РУ
Выбор компоновки и конструкции РУ
Характерные конструкции распределительных устройств
Направления развития зарубежных конструкций РУ
Главный шит управления
Организация управления на мощных станциях блочного типа
АСУ в энергетике
Кабельные коммуникации и сооружения
Аккумуляторный блок
Вспомогательные устройства
Основные понятия о заземляющих устройствах
Опасность замыканий на землю. Роль защитного заземления
Удельное сопротивление грунта и воды
Конструкции защитных заземлений
Схема расчета заземления
Литература

На электрических станциях и подстанциях устанавливаются повышающие и понижающие трансформаторы для питания потребителей и для связи с энергосистемой.
Ввиду того что в сетях энергосистем существует несколько ступеней трансформации, число трансформаторов и их мощность в несколько раз превосходят число и установленную мощность


Номинальная мощность, кВ. А

Высшее напряжение, кВ не более

Доля в общем парке, %
по числу

 

по мощности

Средняя мощность. кВ. А

1800 и ниже

10

95,0

35,0

340

2500—7500

110

4,1

23,0

4900

10 000—90 000

330

0,8

27,0

25 000

Свыше 90 000

500

0,1

15,0

100 000

генераторов. В настоящее время на каждый установленный киловатт генераторной мощности приходится 7—8 кВ-А трансформаторной мощности. В ближайшие годы этот удельный показатель возрастет до 9—10 кВ-А/кВт в связи со все расширяющимися масштабами электрификации нашей страны, ростом сетей и увеличением числа ступеней трансформации.
Единичные мощности и напряжение трансформаторов непрерывно повышаются. Уже выпущены трехфазные трансформаторы 1000 MB - А для работы в блоке 800 МВт и ведется подготовка к изготовлению трансформаторов еще больших мощностей. Максимальная мощность группы однофазных трансформаторов 500 кВ равна 1,6 ГВ-А, а напряжением 750 кВ — 1,25 ГВ - А. Осваиваются трансформаторы напряжением 1150 кВ.
В табл. 1-13 приведены данные, характеризующие трансформаторный парк нашей страны (на 1.1.1969 г.). Как видно из таблицы, 99 % всех трансформаторов имеют относительно небольшие мощности и напряжение до 110 кВ.
Число трансформаторов, установленных на электростанциях, сравнительно невелико, однако они оказывают существенное влияние на работу энергосистемы.
В энергетических системах преимущественно применяются двух- и трехобмоточные трехфазные трансформаторы *. Трехобмоточные трансформаторы устанавливаются в тех случаях, когда на электростанции (подстанции) питание потребителей и выдача мощности производится на двух напряжениях: среднем и высоком (СН и ВН) или среднем и низком (СН и НН). Установка трехобмоточных трансформаторов взамен двух двухобмоточных экономит площади, материалы и капитальные вложения, а также сокращает потерн энергии при эксплуатации. Два двухобмоточных трансформатора в таких случаях устанавливают только при отсутствии перспективы развития нагрузки на втором напряжении и при общем ее значении, меньшем 10—15 % мощности трансформатора.

* На отдельных крупных подстанциях иногда применяются нестандартные четырехобмоточные трансформаторы, изготавливаемые по специальному заказу.

По экономическим причинам также предпочтительна установка трехфазных трансформаторов. Их стоимость, расход активных материалов (меди и стали) на 20—25 %, а потери энергии при эксплуатации на 12—15% меньше, чем в группе однофазных трансформаторов равной мощности.
В некоторых случаях обмотка одного и того же напряжения двухобмоточного трансформатора состоит из двух или нескольких параллельных, изолированных друг от друга ветвей. Эти трансформаторы с так называемыми расщепленными обмотками применяют для укрупнения блоков мощных ТЭС или ГЭС, когда с целью упрощения главной схемы и уменьшения токов короткого замыкания к одному трансформатору присоединяют несколько генераторов, а также на понижающих подстанциях и в схемах собственных нужд электростанций для уменьшения токов короткого замыкания и облегчения шин и аппаратуры.
На современных крупных электростанциях часто применяют для связи двух высших напряжений 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. Предельная мощность автотрансформаторов тоже может быть значительно больше, чем у обычных, так как их масса и габариты меньше. К числу недостатков автотрансформаторов относят некоторое усложнение релейной защиты и регулирования напряжения из-за наличия в них не только электромагнитной, но и гальванической связи между обмотками разных напряжений, а также необходимость глухого заземления нейтрали, что приводит к увеличению токов к. з., и большую опасность атмосферных перенапряжений из-за электрической связи обмоток ВН и СН. В настоящее время у нас в стране выпускаются только трехобмоточные автотрансформаторы, причем автотрансформаторная связь осуществлена в них между обмотками ВН и СН, а третья обмотка (НН) связана с ними только электромагнитно. Третья обмотка предназначается для компенсации токов третьей гармоники и используется для питания потребителей, присоединения синхронного компенсатора или даже генератора. Минимальная мощность трехобмоточных автотрансформаторов 220, 330 и 500 кВ равна соответственно 32; 63 и 125 MB-А.
К основным параметрам трансформатора принадлежат полная мощность, частота, напряжение, ток, потерн активной и реактивной мощности, к. п. д. Если эти параметры относятся к условиям, установленным ГОСТ, они называются номинальными. Номинальными называются условия, при которых высота установки трансформатора над уровнем моря не превосходит 1000 м, температура воды при входе в маслоохладитель не выше +25 °С, естественно изменяющаяся температура охлаждающего воздуха не более +40 °С при среднесуточной температуре не более+30 °С и среднегодовой не более +20 °С; температура окружающего воздуха не ниже —45 °С.

Полная мощность S, кВ-А, трехфазного двухобмоточного трансформатора выражается формулой:

(1-78)
В трехобмоточных трансформаторах номинальной называют мощность наиболее мощной обмотки.
В автотрансформаторах номинальной называется полная мощность, передаваемая автотрансформатором из первичной сети во вторичную. Эта мощность называется также проходной. Она складывается из электрической мощности, передаваемой из первичной обмотки во вторичную без трансформации посредством электрической связи между ними, и так называемой трансформаторной мощности  передаваемой во вторичную обмотку электромагнитным путем, как в обычных трансформаторах (рис. 1-51):

(1-79)
Трансформаторная мощность (в кВ-А) в номинальном режиме автотрансформатора называется типовой мощностью STIin, так как габариты и масса автотрансформатора с номинальной проходной мощностью 5Н соответствуют габаритам и массе обычного двухобмоточного трансформатора с мощностью STP, помещенной в шкале типовых мощностей трансформаторов по ГОСТ 9680—77Е (в киловольтамперах) и составляющей лишь часть полной мощности S (табл. 1-14).
Отношение типовой мощности к полной номинальной называют коэффициентом выгодности квыг, так как из выражения для этого коэффициента видно, что применение автотрансформатора тем выгоднее, чем ближе UBH к UCH и, следовательно, чем меньше
Таблица 1-14


10

 

16

 

25

...

40

 

63

 

100

160

250

400

    

630

    

1000

1600

2500

4000

    

6300

    

10 000

16 000

25 000

40 000

    

63 000

    

100 000

125 000

160 000

200 000

250 000

320 000

400 000

500 000

630 000

800 000

1 000 000

 

 

~

 

 

 

 

габариты автотрансформатора по сравнению с обычным трансформатором той же номинальной мощности:
(1-80)
где knc — коэффициент трансформации; £выг — коэффициент типовой мощности, или коэффициент выгодности.
Номинальная мощность однофазных трансформаторов и автотрансформаторов, предназначенных для работы в трехфазных группах, должна составлять 113 номинальных мощностей, приведенных в табл. 1-14.
В эксплуатации находится большое число трансформаторов, мощности которых соответствуют прежнему ГОСТ 401—41 (теперь см. ГОСТ 401—83) и не совпадают со шкалой табл. 1-14 (50, 180, 320, 560, 750 кВ-А, 1,8 MB-А и т. д.).
Номинальные напряжения первичной и вторичной обмоток трансформатора соответствуют напряжениям холостого хода. При работе под нагрузкой с напряжением первичной обмотки, равным номинальному, напряжение вторичной обмотки будет меньше на потери напряжения в трансформаторе.
Коэффициент трансформации трансформатора определяется отношением номинальных напряжений первичной и вторичной обмоток. В трехобмоточных трансформаторах коэффициент трансформации определяется для каждой пары обмоток: ВН и НН; ВН и СН; СН и НН.
Номинальными токами трансформатора являются токи, соответствующие работе трансформатора с номинальными мощностями и напряжением.
Напряжение короткого замыкания ик характеризует полное сопротивление трансформатора z и обычно выражается в процентах номинального напряжения:
(1-81)
Так как реактивное сопротивление трансформатора значительно выше активного, то приближенно считают
(1-82)
Напряжение короткого замыкания ик зависит от мощности и напряжения трансформаторов и изменяется в широких пределах: от 4,5—5,5 % у трансформаторов малой мощности 10— 35 кВ до 12—14 % у трансформаторов большой мощности 220— 500 кВ.
Ток холостого хода /х. х также является важной характеристикой трансформатора, по его номинальному значению можно судить о затратах реактивной мощности на намагничивание. Обычно ток холостого хода задается в процентах номинального тока трансформатора. Относительное его значение падает с увеличением мощности и напряжения: у трансформаторов 10— 35 кВ ток /х х равен 2,0—2,5 %, а у трансформаторов 220— 500 кВ /х. х = 0,5-i-0,3 %.
Не менее важными являются показатели экономичности работы трансформатора. Так как к. п. д. трансформатора зависит от нагрузки, принято характеризовать его экономичность раздельно постоянными потерями (потери в стали) Ах и потерями в меди при полной нагрузке АРк. 3. В заводских каталогах и в ГОСТ потери указываются непосредственно в киловаттах. Относительное их значение зависит от мощности трансформатора и уменьшается с увеличением этого показателя. Отнесенные к номинальной мощности потери в стали (постоянные потери) колеблются от 0,36 % в трансформаторах 100 кВ-А до 0,08 % в трансформаторах 630 MB-А. Соответственно данные для нагрузочных потерь Аз — это 2 и 0,21 % (уменьшение в 10 раз). Заметим, что как ни малы эти относительные значения, абсолютные потери в трансформаторах в масштабе страны очень велики. Так, в 1975 г. потери в стали трансформаторов составили примерно 3,3 %, а в меди обмоток — примерно 3,7 % энергии, выработанной всеми электростанциями страны, т. е. около 70 ТВт-ч, что равно годовой выработке трех таких станций, как Красноярская ГЭС.



 
« Энергоснабжение сельскохозяйственных потребителей
Карта сайта + все метки | Контакты
© Электроэнергетика При перепечатке и цитировании активная гиперссылка на сайт обязательна.