Костылев Б.И., Добросотских А.С. Разработка электрической части электростанций

Подождите немного. Документ загружается.

Таблица 2.2

Трехфазные трансформаторы 35 кВ

Тип

МВ

обмоток, кВ

Потери, кВт

хх

ВН НН ВН НН

ТМ-100/35 0,1 35 0,4 6,5 - 1,9 0,5 2,6

ТМ-160/35 0,16 35 0,4; 0,69 6,5 - 2,6; 3,1 0,7 2,4

ТМ-250/35 0,25 35 0,4; 0,69 6,5 - 3,7; 4,2 1,0 2,3

ТМН(ТМ)-400/35 0,4 35 0,4; 0,69 6,5 - 7,6; 8,5 1,9 2,0

ТМН(ТМ)-630/35

0,63 35 0,4; 0,69;

6,3; 11

6,5 - 11,6;12,2 2,7 1,5

ТМН(ТМ)-1000/35

1,0 35 0,4; 0,69;

6,3; 11

6,5 - 16,5; 18 3,6 1,4

ТМН(ТМ)-1600/35 1,6 35 6,3; 11 6,5 - 23,5; 26 5,1 1,1

ТМН(ТМ)-2500/35 2,5 35 6,3; 11 6,5 - 23,5; 26 5,1 1,1

ТМН(ТМ)-4000/35 4,0 35 6,3; 11 7,5 - 33,5 6,7 1,0

ТМН(ТМ)-6300/35 6,3 35 6,3; 11 7,5 - 46,5 9,2 0,9

ТМН(ТД)-

10000/35

38,5 6,3; 10,5

7,5 - 65 14,5 0,8

ТД(ТДНС)-

16000/35

38,5 6,3; 10,5

8,0 - 90 21 0,6

ТРДНС-25000/35 25

36,75

6,3-6,3;

10,5-10,5

9,5 15 115 25 0,5

ТРДНС-32000/35 32

36,75

6,3-6,3;

10,5-10,5

11,5 20 145 30 0,45

ТРДНС-40000/35 40

36,75

6,3-6,3;

10,5-10,5

11,5 20 170 36 0,4

ТРДНС-63000/35 63

36,75

6,3-6,3;

10,5-10,5

11,5 20 250 50 0,3

ТД-40000/35 40

38,5

6,3; 10,5 8,5 - 165 36 0,4

ТДЦ-80000/35 80

38,5

6,3; 10,5 9,5 - 280 60 0,3

Таблица 2.3

Трехфазные трансформаторы 110 кВ

Тип

МВА

обмоток, кВ

Потери,

кВт

хх

ВН СН НН В-Н В-С

С-Н

(Н-

Н)

ТМН-2500/110 2,5

- 6,6; 11

10,5 - - 22 5,5 1,5

ТМН-6300/110 6,3

- 6,6; 11

10,5 - - 44

11,

0,8

ТДН-

10000/110

10,0

6,6; 11

10,5 - - 60 14 0,7

ТДН-

16000/110

16,0

6,6; 11

10,5 - - 85 19 0,7

ТРДН-

25000/110

25,0

- 6,3-6,3

10,5 - 15

27 0,7

ТРДН-

32000/110

32,0

- 10,5-

10,5;

6,3-6,3

10,5 - 15

27 0,7

ТД-40000/110 40,0

- 6,3; 10,5

10,5 - -

50 0,65

ТРДН-

40000/110

40,0

- 6,3-6,3;

10,5-10,5

10,5 - 15

36 0,65

Продолжение таблицы 2.3

Тип

МВА

обмоток, кВ

Потери,

кВт

хх

ВН СН НН В-Н В-С

С-Н

(Н-

Н)

ТРДЦН-

63000/110

63,0

- 6,3-6,3;

10,5-10,5

10,5 - 15

59 0,6

ТДЦ-

80000/110

80,0

- 6,3;10,5;

13,8

10,5 - -

70 0,6

ТРДЦН-

80000/110

80,0

- 6,3-6,3;

10,5-10,5

10,5 - 15

70 0,6

ТДЦ-

125000/110

125

- 10,5;

13,8

10,5 - -

120 0,55

ТРДЦН-

125000/110

125

- 10,5-10,5

10,5 - 15

120 0,55

ТДЦ-

200000/110

200

- 13,8;

15,75; 18

10,5 - -

170 0,5

ТДЦ-

250000/110

250

- 15,75

10,5 - -

200 0,5

ТДЦ-

400000/110

400

- 20

10,5 - -

320 0,45

ТМТН-6300/110

6,3

38,

6,6; 11

17 10,5 6 58 14 1,2

ТДТН-

10000/110

10,0

38,

6,6; 11

17 10,5 6 76 17 1,1

ТДТН-

16000/110

16,0

38,

6,6; 11

17 10,5 6

23 1,0

ТДТН-

25000/110

25,0

11;

38,

6,6; 11

17,5 10,5 6,5

31 0,7

ТДТН-

40000/110

40,0 11

11;2

6,6; 11 17 10,5 6 20

43 0,6

38,5

ТДТН

(ТДЦТН)-

63000/110

63,0

38,

6,6; 11

17 10,5 6,5

56 0,7

ТДТН

(ТДЦТН)-

80000/110

80,0

38,

6,6; 11

18,5 11 7

82 0,6

Таблица 2.4

Трансформаторы и автотрансформаторы 220 кВ

Тип

МВ

обмоток, кВ

Потери,

кВт

хх

нн

МВА

ВН СН НН В-Н В-С

С-Н

(Н-Н)

ТДЦ-

80000/220

80 24

- 6,3; 10,5;

13,8

11 - - 320 105 0,6 -

ТДЦ(ТЦ)-

125000/22

125 24

- 10,5; 13,8 11 - - 380 135 0,5 -

ТДЦ-

200000/22

200 24

- 13,8;15,7

11 - - 580 200 0,45 -

ТДЦ(ТЦ)-

250000/22

250 24

- 13,8;15,7

11 - - 650 240 0,45 -

ТДЦ(ТЦ)-

400000/22

400 24

- 13,8;15,7

11 - - 880 330 0,4 -

ТЦ-

630000/22

630 24

- 15,75; 20 11 - - 1300 380 0,35 -

Продолжение таблицы 2.4

Тип

МВ

обмоток, кВ

Потери,

кВт

хх

нн

МВА

ВН СН НН В-Н В-С

С-Н

(Н-Н)

ТРДН-

32000/220

32 23

- 6,6 - 6,6;

11 - 11

12 - 20 167 53 0,9 -

ТРДН-

40000/220

40 23

- 6,6 - 6,6;

11 - 11

12 - 20 170 50 0,9 -

ТРДЦН-

63000/220

63 23

- 6,6 - 6,6;

11 - 11

12 - 20 300 82 0,8 -

ТРДЦН-

100000/22

100 23

- 11 - 11 12 - 20 360 115 0,7 -

ТРДЦН-

160000/22

160 23

- 11 - 11 12 - 20 525 167 0,6 -

ТДТН-

25000/220

25 23

38,5 6,6; 11 20 12,

6,5 135 50 1,2 -

ТДТН- 40 23 38,5 6,6; 11 22 12, 9,5 240 66 1,2 -

40000/220 0 5

ТДЦТН-

63000/220

63 23

38,5 6,6; 11 24 12,

10,5 320 91 1,0 -

АТДЦТН-

32000/220

32 23

121 6,6; 11;

38,5

34 11 21 145 32 0,6 16

АТДЦТН-

63000/220

63 23

121 6,6; 11;

38,5

35 11 22 215 45 0,5 32

АТДЦТН-

100000/22

100 23

121 6,6; 11;

38,5

31 11 19 260 75 0,5 50

АТДЦТН-

125000/22

125 23

121 6,6; 11;

13,8; 38,5

31 11 19 290 85 0,5 63

АТДЦТН-

160000/22

160 23

121 6,6; 11;

13,8;15,7

5 38,5

32 11 20 380 100 0,5 80

АТДЦТН-

200000/22

200 23

121 6,6; 11;

13,8;15,7

5 38,5

32 11 20 430 125 0,5 100

АТДЦТН-

250000/22

250 23

121 11; 13,8;

15,75;38,

32 11 20 520 145 0,5 125

АОДЦТН-

95000/220

230

138

11 30 10 19 310 80 0,5 38

Таблица 2.5

Трансформаторы и автотрансформаторы 330 кВ

Тип

МВ

обмоток, кВ

Потери,

кВт

хх

нн

МВА

ВН СН НН В-Н В-С

С-Н

(Н-Н)

ТРДН-

32000/330

32 33

- 6,3 – 6,3;

10,5–10,5

11 - 19 170 82 0,85 -

ТРДНС-

40000/330

40 33

- 6,3 – 6,3;

10,5–10,5

11 - 19 180 80 1,4 -

ТРДЦН-

63000/330

63 33

- 6,3 – 6,3;

10,5–10,5

11 - 19 265 120 0,7 -

Продолжение таблицы 2.5

Тип

МВ

обмоток, кВ

Потери,

кВт

хх

нн

МВА

ВН СН НН В-Н В-С

С-Н

(Н-Н)

ТРДЦН-

125000/33

125 33

- 10,5 -10,5 11 - 19 420 180 0,5 -

ТДЦ-

125000/33

125 34

- 10,5; 13,8 11 - - 360 145 0,5 -

ТДЦ-

200000/33

200 34

- 13,8;15,7

11 - - 560 220 0,45 -

ТРДЦН-

200000/33

200 33

- 10,5–10,5 11 - 19- 560 222 0,45 -

ТДЦ-

250000/33

250 34

- 13,8;15,7

11 - - 605 240 0,45 -

ТДЦ-

400000/33

400 34

- 15,75; 20 11 - - 810 365 0,4 -

ТЦ-

630000/33

630 34

- 15,75; 20;

11 - - 1300 405 0,35 -

ТЦ-

1000000/33

1000 34

- 24 11,

- - 2200 480 0,4 -

ТЦ-

1250000/33

1250 34

- 24 14 - - 2300 750 0,75 -

АТДЦТН-

63000/330

63 33

115 6,6;11;

15,75;38,

32 10 21,5 280 70 0,6 32

АТДЦТН-

125000/33

125 33

115 6,3;11;

15,75;38,

35 10 24 370 115 0,5 63

АТДЦТН-

200000/33

200 33

115 6,6;11;

38,5

34 10 22,5 600 180 0,5 80

АТДЦТН-

240000/33

240 33

242 11; 38,5 70 7,3 60 560 130 0,4 100

АОДЦТН-

83000/330

330

230

6,3;11;

15,75;38,

60 10 45 245 50 0,3 27

АОДЦТН-

133000/33

133

330

230

10,5; 38,5 60,

9 48,5 280 55 0,15 33

Таблица 2.6

Трансформаторы и автотрансформаторы 500-750-1150 кВ

Тип

МВ

обмоток, кВ

Потери,

кВт

хх

нн

МВА

ВН СН НН В-Н В-С

С-Н

(Н-Н)

ТДЦ(ТЦ)-

250000/50

250 52

- 15,75 13 - - 600 250 0,45 -

ТДЦ(ТЦ)-

400000/50

400 52

- 13,8;15,7

13 - - 800 350 0,4 -

ТЦ-

630000/50

630 52

- 15,75; 20;

14 - - 1300 500 0,35 -

ТЦ-

1000000/50

1000 52

- 24 14,

- - 2000 600 0,38 -

Продолжение таблицы 2.6

Тип

МВ

обмоток, кВ

Потери,

кВт

хх

нн

МВА

ВН СН НН В-Н В-С

С-Н

(Н-Н)

ОЦ-

533000/50

533

525

- 15,75; 24 13,

- - 1400 300 0,3 -

ОРЦ-

417000/75

417

787

- 20 – 20;

24 - 24

14 - - 800 400 0,3 -

АТДЦТН-

250000/50

250 50

121 11; 38,5 33 13 18,5 640 230 0,45 100

АОДЦТН-

167000/50

167

500

230

11; 13,8;

15,75; 20;

38,5

35 11 21,5 325 125 0,4 80

АОДЦТН-

167000/50

167

500

330

10,5; 38,5 67 9,5 61 320 70 0,3 33

АОДЦТН-

267000/50

267

500

230

10,5;15,7

520; 38,5

37 11,

23 490 150 0,35 125

АОДЦТН-

267000/75

267

750

230

10,5 32 13 17 600 250 0,35 80

АОДЦТН-

333000/75

333

750

330

15,75 28 10 17 580 250 0,35 125

АОДЦТН-

417000/75

417

750

500

10,5;15,7

81 11,

68 700 280 0,2 50

АОДЦТ-

667000/115

667

1150

500

20 35 11,

22 1250 350 0,35 200

2.3. ВЫБОР СПОСОБ ОГРАНИЧЕНИЯ ТОКОВ

КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

При проектировании электрической части современных

электростанций, как правило, приходится решать вопросы ограничения

токов короткого замыкания в РУ генераторного напряжения, на сборках

генераторного напряжения укрупненных блоков, в системе собственных

нужд электростанций и наконец, в РУ и сетях повышенных напряжений

мощных электростанций.

Ограничение токов короткого замыкания позволяет уменьшить

параметры электрических аппаратов и сечения проводников, что

приводит к снижению их стоимости. Однако требуются

дополнительные затраты на сами токоограничивающие устройства,

увеличиваются потери напряжения, что влечет дополнительные затраты

на устройства регулирования напряжения, возрастают потери в

нормальном режиме.

Поэтому применение специальных средств токоограничения должно

быть обосновано либо технической необходимостью (токи короткого

замыкания без ограничения превышают допустимые значения для

выпускаемых аппаратов и кабелей), либо экономической

целесообразностью (приведенные затраты проектируемой установки с

применением токоограничения уменьшаются).

В настоящее время в отечественных электроустановках применяют

следующие основные способы ограничения токов короткого замыкания:

а) деление сети – раздельная работа трансформаторов, секций шин,

РУ повышенных напряжений крупных электростанций;

б) установка токоограничивающих реакторов 6-10 кВ – секционных

в ГРУ ТЭЦ и линейных на отходящих кабельных линиях от шин РУ 6-

10 кВ;

в) применение трансформаторов с расщепленными обмотками

низшего напряжения – в укрупненных блоках КЭС и ГЭС, в системе

собственных нужд электростанций при мощности ТСН 25 МВА и более;

г) частичное разземление нейтралей трансформаторов (для

ограничения тока однофазного короткого замыкания) в РУ и сетях

напряжением 110 кВ.

2.4. ВЫБОР СХЕМ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ

Особенности исходных условий РУ позволяют сформулировать

общие требования, которым они должны удовлетворять [1.2.8]:

1. Ремонт выключателей напряжением 110 кВ и выше должен

производиться без отключения присоединений.

2. Отключение воздушных линий должно осуществляться не более

чем двумя выключателями, отключение повышающих

трансформаторов, трансформаторов связи, трансформаторов

собственных нужд производится, как правило, не более чем тремя

выключателями.

3. При питании от РУ двух пускорезервных трансформаторов

собственных нужд должна быть исключена потеря обоих

трансформаторов при повреждении или отказе любого выключателя, в

том числе секционного или шиносоединительного.

4. На электростанциях с блоками 300 МВт и более повреждение

любого выключателя, кроме секционного и шиносоединительного, не

должно приводить к отключению более одного блока. На ТЭЦ с

агрегатами меньшей мощности допускаемое число и мощность

отключаемых агрегатов при повреждении любого выключателя

определяется условиями устойчивой работы и надежностью электро- и

теплоснабжения потребителей.

НТП тепловых электростанций [7] рекомендуют:

1. РУ генераторного напряжения выполняются, как правило, с одной

системой шин с применением КРУ и групповых сдвоенных реакторов

для питания потребителей и подключением к секции не более одного

генератора. Возможно питание потребителей с помощью ответвлений

от генераторов без их параллельной работы на шинах генераторного

напряжения.

2. Для РУ 35-220 кВ с малым количеством присоединений (не более

4-6) без дальнейшего расширения возможно применение упрощенных

схем и схем многоугольников.

3. Для РУ 35-220 кВ с большим количеством присоединений могут

применяться схемы:

- с двумя основными и третьей обходной системами шин с одним

выключателем на цепь (для РУ 35 кВ обходная система шин не

предусматривается);

- с одной секционированной основной и обходной системами шин

(для РУ 35 кВ обходная система шин не предусматривается);

- блочные схемы генератор-трансформатор-линия.

4. Для РУ 330-750 кВ применяются схемы:

- блочные генератор-трансформатор-линия, в том числе с

уравнительным обходным многоугольником;

- с двумя системами шин с 4 выключателями на 3 цепи (схема –

«4/3»);

- с двумя системами шин с 3 выключателями на 2 цепи (схема –

«3/2»);

- с одним или двумя многоугольниками с числом присоединений к

каждому до 6 включительно, объединенных двумя перемычками с

выключателями.

В РУ с двумя основными и третьей обходной системами шин при

числе присоединений менее 12 – системы шин не секционируются; при

числе присоединений 12-16 секционируется одна система шин и при

большем числе присоединений секционируются обе системы шин. При

секционировании обходной выключатель может совмещаться с

шиносоединительным.

В схеме «3/2» системы шин секционируются через 3-4 цепочки, а в

схеме «4/3» - через 2-3 цепочки.

Возможно применение и других схем при достаточном обосновании.

Рассмотрим изложенное выше на двух примерах, приведенных в

таблице 2.7.

Таблица 2.7

Примеры проектирования электрической части станции

1. Исходные данные и анализ задачи.

1.1. Исходные данные.

Пример №1 Пример №2

Разработка электрической части ТЭЦ-

285 МВт; уголь; турбины 1xР-50-130;

3xПТ-60-130; напряжения выдачи:

кВU

вн

220

кВU

гн

5,10

;

МВтPP 70/90/

minmax



;

МВАS

2000

;

9,0



;

кмl 100

;

2m

Разработка электрической части КЭС-

960 МВт; газ-мазут; турбины 6xК-160-

130; напряжения выдачи:

кВU

вн

330

кВU

сн

110

;

МВтPP 180/220/

minmax



;

8,0



;

МВАS

3000

;

кмl 300

;

2m

1.2. Анализ задачи.

Из таблицы 1.2 имеем основные данные

турбин: турбина с противодавлением

Р-50-130 имеет

МВтP

нт

50

МВтP

max,



,отбор

производственный, давление пара – 130

кг/см

; конденсационная турбина ПТ-

60-130 имеет

МВтP

нт

60

МВтP

max,



, давление пара – 130 кг/

см

, 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 90/70 МВт на

генераторном напряжении

кВU

гн

5,10

и передачи остальной по двум линиям

длиной 100 км в прилегающую систему

мощностью

МВАS

2000

на

напряжении 220 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.

Из таблицы 1.2 имеем основные данные

турбины: конденсационная турбина К-

160-130 имеет

МВтP

нт

160

МВтP

165

max,



, давление пара – 130

кг/см

без производственного и

теплофикационного отбора.

Разрабатываемая КЭС предназначена

только для выработки электрической

энергии с целью покрытия нагрузки в

местных электрических сетях 220/180

МВт на напряжении 110 кВ и передачи

остальной мощности в систему

мощностью

МВАS

3000

относительным сопротивлением

8,0



по двум линиям длиной 300 км

на напряжении 330 кВ.

Такую станцию целесообразно

построить по блочному принципу, как в

электрической, так и в тепловой части с

распределением блоков между РУСН и

РУВН.

Продолжение таблицы 2.7

1.3. 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:

МВтP

нг

63

МВАS

нг

75,78

кВU

5,10

кАI

33,4

8,0cos 



99,1



224,0





153,0





По ГОСТ 533-85 мощность ТГ в

длительном максимальном режиме

МВтPP

нг

6,752,1

max



при

85,0cos 



и повышенном давлении водорода (2,5

вместо 2 кг/см

). Таким образом,

установленная электрическая мощность

ТЭЦ равна 4x63=252 МВт.

Максимальная полная мощность

собственных нужд на один

турбогенератор по (14)



8,0

100

cos100

max.

нгсн

сн



МВА45,9

, где

%12% 

сн

по табл.1.3

для ТЭЦ на пылеугольном топливе.

Количество линий для передачи энергии

местным потребителям с шин ГРУ

генераторного напряжения 10,5 кВ

определяется по выражению (1)

161

max



проп

где

МВтP

проп

6

-пропускная мощность

кабельной линии (КЛ) по табл. 1.4.

Таким образом, в результате анализа

исходных и некоторых вторичных

данных имеем расчетную схему

станции.

По табл.1.5 выбираем турбогенераторы.

Для турбин К-160-130 выбираем

турбогенератор типа ТВВ-160-2 с

водородно-водяным охлаждением,

имеющий следующие данные:

МВтP

нг

160

МВАS

нг

188

кВU

18

кАI

67,5

85,0cos 



713,1



304,0





213,0





Установленная электрическая мощность

КЭС равна 6x160=960 МВт, т.е. равна

тепловой мощности станции.

Максимальная полная мощность

собственных нужд на один

турбогенератор по (14)



85,0

160

100

cos100

max.

нгсн

сн



МВА41,9

, где

%5% 

сн

по табл.1.3

для КЭС на газомазутном топливе.

Количество линий для передачи энергии

местным потребителям с шин РУСН

110 кВ определяется по выражению (1)

220

max



проп

где

МВтP

проп

45

- пропускная

мощность воздушной линии (ВЛ) по

табл. 1.4.

Таким образом, в результате анализа

исходных и некоторых вторичных

данных имеем расчетную схему

станции.