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 [1] 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 [1] 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
3´63=189 МВт.
Максимальная полная мощность
собственных нужд на один турбогенератор , где по табл. 1.4 [1] 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 [1].
Таким образом, в результате анализа
исходных и некоторых вторичных данных имеем расчетную схему станции.
Рис.
2. Разработка главной схемы
электрических соединений станции
.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 [1] по найденной
мощности и напряжению ВН - 110 кВ выбираем трансформаторы связи типа
ТРДЦН-63000-110/11 - 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 [1] блочный трансформатор типа ТДЦ-80000/110/10,5 - 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 [1] 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-63000/110/11, X8 -
сопротивление блочного трансформатора ТДЦ-80000/110, 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
=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:
) 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;
) по ранее найденному начальному
значению периодической составляющей тока генератора и значению определяем
их отношение ;
) по кривой, соответствующей
найденному , для
расчетного времени находят
отношение
) зная и , определяем
для ветви генератора, присоединенного к РУСН кА.
Аналогичным образом определяем
составляющую для ветви
РУВН:
) 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:
) кА,
) ;
Предварительно принимаем к установке
элегазовый выключатель HGI 2 -17,5-50/6300, у которого
собственное время отключения и соответственно .
3)
) 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:
) кА,
) ;
Предварительно принимаем к установке
элегазовый выключатель HGI 2
-17,5-50/6300, у которого собственное время отключения и
соответственно .
3)
) 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
Точка
к.з.
|
Источник
|
,кА,кА,кА,кА
|
|
|
|
К1
110кВ
|
Ветвь
генератора, присоединенного к ГРУ Ветвь генератора, присоединенного к РУВН
Ветвь системы Суммарное значение
|
2,1
1,7
4,6 8,4
|
5,7
4,6 12,5 22,8
|
2
1,5 4,6 8,1
|
2,07
1,67 4,4 8,14
|
К2
10,5 кВ
|
Ветвь
генератора, присоединенного к ГРУ Ветвь системы Суммарное значение
|
31,2
32,2 63,4
|
85,3
84 169,3
|
26,5
32,2 58,7
|
31
30,1 61,1
|
К3
Выводы генератора блока
|
Ветвь
генератора Ветвь системы Суммарное значение
|
31,2
27,4 58,6
|
85,3 71,5 156,8
|
26,5
27,4 53,9
|
28,4
22,3 50,7
|
Библиографический
список
.
Разработка электрической части электростанций: Учеб. пособ. / Самар. гос. техн.
ун-т. Б.И. Костылев, А.С. Добросотских. Самара, 2009. 136 с.
.
Электрическая часть станций и подстанций. Под ред. Васильева А.А. - М.,1990.
.
Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть станций и подстанций:
Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. - М., 1989.
.
Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций. - М.,
1987.
.
Крючков И.П. и др. Электрическая часть станций и подстанций: Справочный
материалы для курсового и дипломного проектирования. - 1987.