Проектирование электрической части ТЭЦ-200 МВт

" Проектирование электрической части ТЭЦ-200 мвт"

электрический трансформатор замыкание ток

1. Исходные данные и анализ задачи

Тип станции. ТЭЦ Установленная мощность станции. 200 МВт Тип турбин, установленных на станции ПТ-60−130, Р-50−130

Количество турбин установленных на станции 2, 1

Величина максимальной нагрузки на генераторном напряжения 80 МВт Величина минимальной нагрузки на генераторном напряжения 60 МВт Топливо газ-мазут Величина напряжения РУВН 110 кВ Величина напряжения ГРУ 10,5 кВ Мощность и сопротивление системы 2000/1,0

Количество линий, отходящих от РУВН 3

Длина линий, отходящих от РУВН 60

1.1 Анализ задачи

Из табл. 1.2 имеем основные данные турбин: турбина с противодавлением Р-50−130 имеет, , отбор производственный, давление пара — 130 кг/см²; конденсационная турбина ПТ-60−130 имеет, , давление пара — 130 кг/см², отбор производственный и теплофикационный. Таким образом, ТЭЦ предназначена для выработки тепловой энергии для производственных и теплофикационных целей и выработки электрической энергии для покрытия местной нагрузки 80/60 МВт на генераторном напряжении и передачи остальной мощности по двум линиям длиной 60 км в прилегающую систему мощностью на напряжении 110 кВ. Поскольку давление пара всех турбин одинаково, то выполняем ТЭЦ с поперечными связями по пару для повышения надежности теплоснабжения, а так как местная нагрузка составляет около 35% электрической мощности, то выбираем комбинированную схему выдачи мощности, т. е. часть генераторов подключаем к РУ генераторного напряжения, а остальные — к РУВН по блочному принципу в электрической части.

1.2 Выбор генераторов

По табл. 1.5 выбираем турбогенераторы. Для обоих типов турбин выбираем турбогенератор типа ТВФ-63−2 с форсированным водородным охлаждением, имеющий следующие данные:, ,, ,, ,, .

По ГОСТ 533–85 мощность ТГ в длительном максимальном режиме при и повышенном давлении водорода (2,5 вместо 2 кг/см2). Таким образом, установленная электрическая мощность ТЭЦ равна 363=189 МВт.

Максимальная полная мощность собственных нужд на один турбогенератор, где по табл. 1.4 для ТЭЦ на газомазутном топливе.

Количество линий для передачи энергии местным потребителям с шин ГРУ генераторного напряжения 10,5 кВ определяется по выражению (1.1)

где — пропускная мощность кабельной линии (КЛ) по табл. 1.4.

Таким образом, в результате анализа исходных и некоторых вторичных данных имеем расчетную схему станции.

Рис.

2. Разработка главной схемы электрических соединений станции

2.1 Выбор структурной схемы станции

На основании результатов раздела 1 на проектируемой станции вся вырабатываемая энергия выдается на двух напряжениях: с ГРУ 10,5 кВ — местным потребителям и с РУВН 110 кВ — в прилегающую систему. Как было показано ранее, наиболее подходящей будет комбинированная структурная схема. Для надежной связи ГРУ и РУВН и повышения надежности теплоснабжения принимаем два трансформатора связи. Исходя из максимально выдаваемой мощности с ГРУ и рекомендаций НТП к шинам ГРУ необходимо подключить 2 генератора.

Для уменьшения операций высоковольтными выключателями для генераторов, включаемых по блочной схеме, устанавливаем генераторный выключатель, что повышает надежность в системе собственных нужд.

При подключении к ГРУ 2 генераторов выдаваемая мощность на шины ГРУ в нормальном режиме

в ремонтном режиме при останове одного генератора

.

Переток мощности в нормальном и ремонтном режимах при максимальном и минимальном потреблении:

Таким образом, при подключении 2 генераторов к шинам ГРУ максимальный переток мощности получается в нормальном режиме при минимальном потреблении .

2.2 Выбор силовых трансформаторов (трансформаторов связи)

Выбор трансформаторов связи проводим по максимальному перетоку, определенному в предыдущему разделе.

Номинальная мощность трансформатора связи при нормальном режиме

где — коэффициент систематической перегрузки.

Если возможно частое отключение одного из трансформаторов, то

где — коэффициент аварийной кратковременной перегрузки.

По табл. 2.1−2.6 по найденной мощности и напряжению ВН — 110 кВ выбираем трансформаторы связи типа ТРДЦН-63 000−110/11 — трехфазный трансформатор с расщепленной вторичной обмоткой, с дутьем и циркуляцией масла, РПН, имеющий основные данные:, ,, , расщепленные обмотки включены параллельно.

Выбор блочных трансформаторов производится по мощности генератора за вычетом расхода на собственные нужды

Поскольку блок подключается к РУВН 110 кВ, то по найденной мощности для данного напряжения выбираем по табл. 2.1−2.6 блочный трансформатор типа ТДЦ-80 000/110/10,5 — трехфазный двухобмоточный с дутьем и принудительной циркуляцией масла, имеющий основные данные:, ,, .

Рабочие ТСН имеют первичное напряжение, равное напряжению генератора, а вторичное — напряжению первой ступени в системе собственных нужд, которое принимаем 6,3 кВ, мощность

По табл. 2.1−2.6 выбираем рабочий ТСН типа ТМН-4000/10,5/6,3 — трехфазный двухобмоточный с РПН, имеющий основные данные:, ,, .

Так как ТЭЦ с поперечными связями по пару и число рабочих ТСН не превышает 6, то выбираем один резервный трансформатор — РТСН такой же мощности, как рабочий ТСН, и подключаем его к отпайке обмотки НН трансформатора связи. Тогда выбираем РТСН типа ТМН-4000/10,5/6,3, имеющий те же данные, что и рабочий ТСН.

2.3 Выбор способов ограничения токов короткого замыкания

Для ограничения токов короткого замыкания на шинах генераторного напряжения — ГРУ, которое, как правило, выполняется по схеме «одиночная секционированная система шин», необходимо установить секционный реактор.

Для ограничения токов короткого замыкания в присоединениях местных потребителей с целью снижения параметров коммутационной аппаратуры и обеспечения термической стойкости кабельных линий устанавливаем групповые сдвоенные реакторы.

2.4 Выбор схем распределительных устройств

В распредустройстве генераторного напряжения — ГРУ выбираем схему «одиночная секционированная система шин» с числом секций, равным числу подключаемых генераторов, т. е. с двумя секциями.

В РУВН 220 кВ в соответствии с расчетами имеем 6 присоединений: 2 трансформатора связи, 1 блочных трансформатора и 3 линии, соединяющих станцию с системой. Учитывая возможность расширения и рекомендации НТП, принимаем схему: две системы шин и обходная система шин с отдельными обходным и шиносоединительным выключателями.

3. Расчет токов короткого замыкания

Составление электрической схемы замещения системы и приведение ее элементов к базисным условиям.

Рис.

На схеме замещения:

X1, X2 X3 — сопротивления генераторов ТВФ-63, X4 — сопротивление системы, X5 — сопротивление реактора, X6, X7 — сопротивление трансформаторов связи ТРДЦН-63 000/110/11, X8 — сопротивление блочного трансформатора ТДЦ-80 000/110, X9- сопротивление линии, соединяющей станцию с системой;

Е1 и Е2 — значения ЭДС генераторов ТВФ-63, Е3 — значение ЭДС системы.

Расчет токов короткого замыкания будем производить в трех точках:

К1 — РУВН, К2 — ГРУ, К3 — на выводах генератора ТВФ-63.

Принимаем за базисное напряжение =115 кВ.

Произведем расчет сопротивлений и ЭДС Синхронные генераторы.

=0,153*(115)²/78,75 =25,7 Ом, где — сопротивление генератора, приведенное к ступени базисного напряжения, Ом; - базисное напряжение, кВ; - номинальная полная мощность синхронного генератора, МВА.

Активное сопротивление электрических машин высокого напряжения во много раз меньше индуктивного, поэтому им пренебрегают и в схему замещения не вводят.

Сверхпереходная э.д.с. определяется по формуле

где — сверхпереходная э.д.с. генератора, приведенная к ступени базисного напряжения, кВ; - значение сверхпереходной э.д.с. генератора при номинальных условиях в относительных единицах, определяется по формуле где находится на основе известного из справочных данных генератора; - расчетное индуктивное сопротивление (сопротивление Потье), которое можно определить по выражениям .

Энергосистема В расчетную схему входит энергосистема, заданная своей полной мощностью, МВА и сопротивлением в относительных единицах. В схему замещения электроустановки она вводится в виде эквивалентного генератора с э.д.с. и сопротивлением, которые определяются по формулам

= 1*(115)²/2000=6,6 Ом где — э.д.с. энергосистемы, приведенная к ступени базисного напряжения, кВ; - базисное напряжение, кВ; - сопротивление энергосистемы, приведенное к ступени базисного напряжения, Ом.

Силовые трансформаторы и трансформаторы связи.

Двухобмоточные трансформаторы:

Трансформатор связи Линии. Сопротивление воздушной линии, приведенное к базисному напряжению Ом, ,

где — индуктивное сопротивление линии на 1 км длины, Ом/км; - длина линии, км; - среднее эксплуатационное напряжение линии, кВ.

Реакторы На ТЭЦ с поперечными связями генераторного напряжения токи к.з. на ГРУ, как правило, велики и для их ограничения применяют секционные реакторы.

Выбираем по номинальному току

Выбираем реактор РБДГ-10−4000−0,18УЗ

Расчет токов короткого замыкания в точка К1

Свернем схему замещения относительно точки короткого замыкания К1.

Рис.

Рис.

Определение начальных значений периодической составляющей тока производится по выражению:

где — э.д.с. ветви преобразованной схемы замещения, приведенная к ступени базисного напряжения, кВ; - базисное напряжение, кВ; - результирующее сопротивление ветви преобразованной схемы замещения относительно точки короткого замыкания, приведенное к ступени базисного напряжения, Ом; - среднее напряжение той ступени, на которой находится точка короткого замыкания, кВ.

Ветвь генератора, присоединенного к ГРУ:

Ветвь генератора, присоединенного к РУВН:

Ветвь системы:

Суммарное значение

Определение ударного тока производится по выражению

где — начальное значение периодической составляющей тока короткого замыкания рассматриваемой ветви, кА; - ударный коэффициент.

Ветвь генератора, присоединенного к РУСН:

Ветвь генератора, присоединенного к РУВН:

Ветвь системы:

Суммарное значение

Определение периодической составляющей тока короткого замыкания для времени .

Значения периодической составляющих тока короткого замыкания для времени необходимо знать для выбора выключателей. Расчетное время, для которого требуется определить токи короткого замыкания, вычисляется как с, где — собственное время отключения выключателя; 0,01 с — минимальное время действия релейной защиты.

Предварительно принимаем к установке элегазовый выключатель ВГТ-110−40/2500, у которого собственное время отключения и соответственно .

При определении действующего значения периодической составляющей тока короткого замыкания для моментов времени от 0 до 0,5 с для генераторов рекомендуется метод типовых кривых. Типовые кривые показывают изменение во времени периодической составляющей тока короткого замыкания синхронных машин при различных удаленностях точки короткого замыкания и представляют собой семейство кривых:

при ,

где — действующее значение периодической составляющей тока синхронного генератора в месте короткого замыкания в момент времени после возникновения короткого замыкания; - начальное значение периодической составляющей тока генератора.

Рис.

Составляющую для ветви ГРУ определяем по типовым кривым следующим образом:

1) Для ветви ГРУ номинальный ток генератора, приведенный к той ступени напряжения, где находится точка короткого замыкания:

кА, где — число генераторов, присоединенных к РУСН; - номинальная активная мощность генераторов, МВт; - номинальный коэффициент мощности генераторов; - среднее напряжение той ступени, на которой находится точка короткого замыкания, кВ;

2) по ранее найденному начальному значению периодической составляющей тока генератора и значению определяем их отношение ;

3) по кривой, соответствующей найденному, для расчетного времени находят отношение

4) зная и, определяем для ветви генератора, присоединенного к РУСН кА.

Аналогичным образом определяем составляющую для ветви РУВН:

1) кА

2)

3)

4) кА.

Периодическую составляющую тока короткого замыкания от системы в расчетный момент времени определяют проще, полагая кА.

Суммарное значение

Определение апериодической составляющей тока короткого замыкания для времени .

Значение апериодической составляющей тока короткого замыкания в каждой ветви схем определим по формуле:

где — начальное значение периодической составляющей тока короткого замыкания рассматриваемой ветви, кА; - среднее значение постоянной времени затухания апериодической составляющей тока короткого замыкания ветви; - расчетное время отключения цепи выключателем, с.

Ветвь генератора, присоединенного к РУСН:

Ветвь генератора, присоединенного к РУВН:

Ветвь системы:

Суммарное значение

Расчет токов короткого замыкания в точка К2

Свернем схему замещения относительно точки короткого замыкания К2.

Рис.

Рис.

Определение начальных значений периодической составляющей тока Ветвь генератора, присоединенного к ГРУ:

Ветвь системы:

Суммарное значение

Определение ударного тока Ветвь генератора, присоединенного к ГРУ:

Ветвь системы:

Суммарное значение

Определение периодической составляющей тока короткого замыкания для времени .

Составляющую для ветви ГРУ:

1) кА,

2) ;

Предварительно принимаем к установке элегазовый выключатель HGI 2 -17,5−50/6300, у которого собственное время отключения и соответственно .

3)

4) кА.

Периодическую составляющую тока короткого замыкания от системы в расчетный момент времени определяют проще, полагая кА.

Суммарное значение

Определение апериодической составляющей тока короткого замыкания для времени .

Ветвь генератора, присоединенного к РУСН:

Ветвь системы:

Суммарное значение

Расчет токов короткого замыкания в точка К3

Свернем схему замещения относительно точки короткого замыкания К3.

Рис.

Определение начальных значений периодической составляющей тока Ветвь генератора:

Ветвь системы:

Суммарное значение

Определение ударного тока Ветвь генератора:

Ветвь системы:

Суммарное значение

Определение периодической составляющей тока короткого замыкания для времени .

Составляющую для ветви генератора:

1) кА,

2) ;

Предварительно принимаем к установке элегазовый выключатель HGI 2 -17,5−50/6300, у которого собственное время отключения и соответственно .

3)

4) кА.

Периодическую составляющую тока короткого замыкания от системы в расчетный момент времени определяют проще, полагая кА.

Суммарное значение

Определение апериодической составляющей тока короткого замыкания для времени .

Ветвь генератора, присоединенного к РУСН:

Ветвь системы:

Суммарное значение

Таблица расчетов токов к.з.

Библиографический список

1. Разработка электрической части электростанций: Учеб. пособ. / Самар. гос. техн. ун-т. Б. И. Костылев, А. С. Добросотских. Самара, 2009. 136 с.

2. Электрическая часть станций и подстанций. Под ред. Васильева А. А. — М., 1990.

3. Неклепаев Б. Н., Крючков И. П. Электрическая часть станций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. — М., 1989.

4. Рожкова Л. Д., Козулин В. С. Электрооборудование станций и подстанций. — М., 1987.

5. Крючков И. П. и др. Электрическая часть станций и подстанций: Справочный материалы для курсового и дипломного проектирования. — 1987.