Проектирование электрической части ТЭЦ-200 МВт

Тип работы:
Курсовая
Предмет:
Физика


Узнать стоимость

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

«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 363=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

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 [1] 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 [1] 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 [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-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.

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

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.

ПоказатьСвернуть
Заполнить форму текущей работой