Расчет токов короткого замыкания

Техническое задание на расчет

1. Проектируемая электроустановка............................................. ТЭЦ

2. Установленная мощность станции (Ртэц)……………………..450 МВт

3. График нагрузки генераторов…………………………………... табл.1

4. Вид топлива................................................................................ газ

5. Длина линии электропередачи: L1............................................ 65 км

6. Дополнительные технические условия:

- коэффициент мощности для всех потребителей (cosф)............. 0,85

 

Рис. 1. Схема подключения проектируемой ТЭЦ к энергосистеме.

 

Таблица 1

Параметр системы Значение
Напряжение, кВ
Номинальная мощность, МВА
Относительное сопротивление, о.е. 0,97

 

Таблица 3

Параметр потребителя Потребитель Р1 Потребитель Р2   Потребитель Р3  
Максимум активной мощности, МВт
Напряжение на шинах, кВ
Отрасль промышленности Печатные и отделочные фабрики Деревообработка Угледобыча

 

Структурная схема ТЭЦ.

Рис. 2 Структурная схема проектируемой электроустановки.

 

Суммарная активная мощность электростанции:

Pсуммарная = 452 МВт;

Суммарная активная мощность потребителей:

Рнагр = 415 МВт;

Суммарная мощность собственных нужд (коэффициент мощности собственных нужд 0,1):

Рсн = 45,2 МВт ;

Разница между суммарной активной мощностью электростанции и суммарными активными мощностями потребителей и собственными нуждами электростанции:

dP = - 8,2 МВт.

Так как суммарная мощность генераторов обеспечивает нужды потребителей и находится в допустимых пределах установленной мощности станции (отклонение составляет 0,44 %), то принимаем данную структурную схему.

Выбор генераторов.

ГРУ: ТВФ – 63-2У3 (Pном = 63 МВт, Uном = 10,5 кВ, cosф = 0.8,

Sном = 78, 75 МВА).

РУ – ВН: ТГВ – 200 – 2У3 (Pном = 200 МВт, Uном = 15,75 кВ, cosф = 0,85; Sном = 235,3 МВА).

РУ – CН: ТВФ – 63-2У3 (Pном = 63 МВт, Uном = 10,5 кВ, cosф = 0,8,

Sном = 78, 75 МВА).

Таблица 2

Суточный график работы генераторов

Час Рген,% Sгру, МВА Sрувн, МВА Sрусн, МВА
133,88 212,5 133,88
133,88 212,5 133,88
133,88 212,5 133,88
133,88 212,5 133,88
133,88 212,5 133,88
133,88 212,5 133,88
148,05 148,05
148,05 148,05
148,05 148,05
148,05 148,05
157,5 157,5
157,5 157,5
157,5 157,5
157,5 157,5
157,5 157,5
157,5 157,5
157,5 157,5
157,5 157,5
157,5 157,5
157,5 157,5
157,5 157,5
133,88 212,5 133,88
133,88 212,5 133,88
133,88 212,5 133,88

Суточные графики потребления мощности отраслями промышленности.

 

 


Рис. 3. Потребитель 1.

 

 

 


Рис. 4. Потребитель 2.

 

 


Рис. 5 Потребитель 3.

 

 

Расчет графиков нагрузок.

График перетока мощности. Перетоком мощности называется мощность, проходящая между распределительными устройствами. Как видно из структурных схем станции, эта мощность проходит через трансформаторы связи и поэтому по ней будет произведен выбор числа и мощности этих трансформаторов. Для определения наиболее тяжелого графика перетока рассматриваются четыре режима работы станции:

Нормальный режим - это режим, при котором с проектными нагрузками работают все генераторы и потребитель.

Ремонтный режим ГРУ - в этом режиме на станции выведен в ремонт самый мощный генератор, подключенный к шинам ГРУ.

Ремонтный режим генератора станции - в этом режиме выведен в ремонт самый мощный генератор станции.

Ремонтный режим генератора РУ СН - в этом режиме выведен в ремонт самый мощный генератор РУ СН.

В соответствии со структурной схемой переток мощности между ГРУ и РУ в каждый момент времени определяется разностью мощностей поступившей на шины ГРУ и ушедшей с этих шин:

 

,

 

где - полная мощность генераторов, работающих на шины ГРУ;

- полная мощность собственных нужд генераторов ГРУ;

- полная мощность потребителя Р1, подключенного к шинам ГРУ.

График обменной мощности.Обменной мощностью называется мощность обмена станции с энергосистемами. Эта мощность проходит по линиям связи станции с энергосистемами и поэтому по ее величине будет закладываться в проект количество цепей ЛЭП, подключаемых к шинам ОРУ-110 кВ от энергосистемы.

В соответствии со структурной схемой обменная мощность для каждого момента времени определяется разностью поступающей на шины ОРУ мощности и уходящей с этих шин:

,

где - полная мощность генератора РУ ВН;

- полная мощность собственных нужд генератора РУ ВН;

- полная мощность потребителя Р2, подключенного к шинам РУ ВН.

 

Результаты расчетов всех перечисленных графиков сведены в табл. 5, 6, 7, 8 и приведены на рис. 6, 7, 8, 9.

 

 

Таблица 3

Суточные графики мощностей в нормальном режиме работы станции

  t, ч         МВА   S1,   МВА   ,МВА     , МВА   S3,     МВА , МВА ,МВА S2   ,МВА     Sобм,   МВА
120,4875 88,9413 31,5462 120,4875 114,8232 5,6643 191,25 78,35292 150,1076
120,4875 88,9413 31,5462 120,4875 114,8232 5,6643 191,25 73,99998 154,4605
120,4875 88,9413 31,5462 120,4875 114,8232 5,6643 191,25 69,64704 158,8135
120,4875 88,9413 31,5462 120,4875 114,8232 5,6643 191,25 65,2941 163,1664
120,4875 88,9413 31,5462 120,4875 114,8232 5,6643 191,25 60,94116 167,5193
120,4875 88,9413 31,5462 120,4875 114,8232 5,6643 191,25 65,2941 163,1664
133,245 88,9413 44,3037 133,245 117,6938 15,55122 211,5 87,0588 184,2961
133,245 111,812 21,43308 133,245 117,6938 15,55122 211,5 130,5882 117,8961
133,245 111,812 21,43308 133,245 117,6938 15,55122 211,5 195,8823 52,602
133,245 111,812 21,43308 133,245 117,6938 15,55122 211,5 217,647 30,8373
141,75 111,812 29,93808 141,75 132,0467 9,70332 191,52936 73,11204
141,75 127,059 14,691 141,75 132,0467 9,70332 165,41172 83,9826
141,75 127,059 14,691 141,75 132,0467 9,70332 147,99996 101,3944
141,75 127,059 14,691 141,75 132,0467 9,70332 191,52936 57,86496
141,75 111,812 29,93808 141,75 132,0467 9,70332 178,47054 86,17086
141,75 111,812 29,93808 141,75 117,6938 24,05622 169,76466 109,2296
141,75 127,059 14,691 141,75 117,6938 24,05622 161,05878 102,6884
141,75 127,059 14,691 141,75 117,6938 24,05622 174,1176 89,62962
141,75 106,73 35,02044 141,75 143,529 -1,779 169,76466 88,47678
141,75 111,812 29,93808 141,75 143,529 -1,779 156,70584 96,45324
141,75 111,812 29,93808 141,75 143,529 -1,779 161,05878 92,1003
120,4875 111,812 8,67558 120,4875 143,529 -23,0415 191,25 169,76466 7,11942
120,4875 101,647 18,8403 120,4875 129,1761 -8,6886 191,25 126,23526 75,16644
120,4875 96,5648 23,92266 120,4875 114,8232 5,6643 191,25 84,88233 135,9546

Рис. 6. Суточный график перетока мощности от ГРУ к РУ ВН в нормальном режиме работы станции.

Рис. 7. Суточный график перетока мощности от РУ СН к РУ ВН в нормальном режиме работы станции.

Таблица 4

Суточные графики мощностей в ремонтном режиме ГРУ

  t, ч     МВА   S1,   МВА   ,МВА   , МВА S2,     МВА , МВА   ,МВА S2   ,МВА Sобм     , МВА
60,244 88,941 -28,698 120,488 114,823 5,664 191,25 78,353 89,864
60,244 88,941 -28,698 120,488 114,823 5,664 191,25 74,000 94,217
60,244 88,941 -28,698 120,488 114,823 5,664 191,25 69,647 98,570
60,244 88,941 -28,698 120,488 114,823 5,664 191,25 65,294 102,923
60,244 88,941 -28,698 120,488 114,823 5,664 191,25 60,941 107,276
60,244 88,941 -28,698 120,488 114,823 5,664 191,25 65,294 102,923
66,623 88,941 -22,319 133,245 117,694 15,551 211,5 87,059 117,674
66,623 111,812 -45,189 133,245 117,694 15,551 211,5 130,588 51,274
66,623 111,812 -45,189 133,245 117,694 15,551 211,5 195,882 -14,021
66,623 111,812 -45,189 133,245 117,694 15,551 211,5 217,647 -35,785
70,875 111,812 -40,937 141,750 132,047 9,703 191,529 2,237
70,875 127,059 -56,184 141,750 132,047 9,703 165,412 13,108
70,875 127,059 -56,184 141,750 132,047 9,703 148,000 30,519
70,875 127,059 -56,184 141,750 132,047 9,703 191,529 -13,010
70,875 111,812 -40,937 141,750 132,047 9,703 178,471 15,296
70,875 111,812 -40,937 141,750 117,694 24,056 169,765 38,355
70,875 127,059 -56,184 141,750 117,694 24,056 161,059 31,813
70,875 127,059 -56,184 141,750 117,694 24,056 174,118 18,755
70,875 106,730 -35,855 141,750 143,529 -1,779 169,765 17,602
70,875 111,812 -40,937 141,750 143,529 -1,779 156,706 25,578
70,875 111,812 -40,937 141,750 143,529 -1,779 161,059 21,225
60,244 111,812 -51,568 120,488 143,529 -23,04 191,25 169,765 -53,124
60,244 101,647 -41,403 120,488 129,176 -8,689 191,25 126,235 14,923
60,244 96,565 -36,321 120,488 114,823 5,664 191,25 84,882 75,711

 

Рис. 8. Суточный график перетока мощности от ГРУ к РУ ВН в ремонтном режиме ГРУ.

 

Таблица 5

 

Суточные графики мощностей в ремонтном режиме генератора РУ СН

  t, ч     МВА   S1,   МВА   ,МВА   , МВА S2,     МВА , МВА   ,МВА S2   ,МВА Sобм     , МВА
120,49 88,94 31,55 60,24 114,82 -54,58 191,25 78,35 89,86
120,49 88,94 31,55 60,24 114,82 -54,58 191,25 74,00 94,22
120,49 88,94 31,55 60,24 114,82 -54,58 191,25 69,65 98,57
120,49 88,94 31,55 60,24 114,82 -54,58 191,25 65,29 102,92
120,49 88,94 31,55 60,24 114,82 -54,58 191,25 60,94 107,28
120,49 88,94 31,55 60,24 114,82 -54,58 191,25 65,29 102,92
133,25 88,94 44,30 66,62 117,69 -51,07 211,50 87,06 117,67
133,25 111,81 21,43 66,62 117,69 -51,07 211,50 130,59 51,27
133,25 111,81 21,43 66,62 117,69 -51,07 211,50 195,88 -14,02
133,25 111,81 21,43 66,62 117,69 -51,07 211,50 217,65 -35,79
141,75 111,81 29,94 70,88 132,05 -61,17 225,00 191,53 2,24
141,75 127,06 14,69 70,88 132,05 -61,17 225,00 165,41 13,11
141,75 127,06 14,69 70,88 132,05 -61,17 225,00 148,00 30,52
141,75 127,06 14,69 70,88 132,05 -61,17 225,00 191,53 -13,01
141,75 111,81 29,94 70,88 132,05 -61,17 225,00 178,47 15,30
141,75 111,81 29,94 70,88 117,69 -46,82 225,00 169,76 38,35
141,75 127,06 14,69 70,88 117,69 -46,82 225,00 161,06 31,81
141,75 127,06 14,69 70,88 117,69 -46,82 225,00 174,12 18,75
141,75 106,73 35,02 70,88 143,53 -72,65 225,00 169,76 17,60
141,75 111,81 29,94 70,88 143,53 -72,65 225,00 156,71 25,58
141,75 111,81 29,94 70,88 143,53 -72,65 225,00 161,06 21,23
120,49 111,81 8,68 60,24 143,53 -83,29 191,25 169,76 -53,12
120,49 101,65 18,84 60,24 129,18 -68,93 191,25 126,24 14,92
120,49 96,56 23,92 60,24 114,82 -54,58 191,25 84,88 75,71

Рис. 9. Суточный график перетока мощности от РУ СН к РУ ВН в ремонтном режиме генератора РУ СН.

Таблица 6

Суточные графики мощностей в ремонтном режиме генератора станции

  t, ч     МВА   S1,   МВА   ,МВА   , МВА S2,     МВА , МВА   ,МВА S2   ,МВА Sобм     , МВА
120,49 88,94 31,55 120,49 114,82 5,66 95,63 78,35 54,48
120,49 88,94 31,55 120,49 114,82 5,66 95,63 74,00 58,84
120,49 88,94 31,55 120,49 114,82 5,66 95,63 69,65 63,19
120,49 88,94 31,55 120,49 114,82 5,66 95,63 65,29 67,54
120,49 88,94 31,55 120,49 114,82 5,66 95,63 60,94 71,89
120,49 88,94 31,55 120,49 114,82 5,66 95,63 65,29 67,54
133,25 88,94 44,30 133,25 117,69 15,55 105,75 87,06 78,55
133,25 111,81 21,43 133,25 117,69 15,55 105,75 130,59 12,15
133,25 111,81 21,43 133,25 117,69 15,55 105,75 195,88 -53,15
133,25 111,81 21,43 133,25 117,69 15,55 105,75 217,65 -74,91
141,75 111,81 29,94 141,75 132,05 9,70 112,50 191,53 -39,39
141,75 127,06 14,69 141,75 132,05 9,70 112,50 165,41 -28,52
141,75 127,06 14,69 141,75 132,05 9,70 112,50 148,00 -11,11
141,75 127,06 14,69 141,75 132,05 9,70 112,50 191,53 -54,64
141,75 111,81 29,94 141,75 132,05 9,70 112,50 178,47 -26,33
141,75 111,81 29,94 141,75 117,69 24,06 112,50 169,76 -3,27
141,75 127,06 14,69 141,75 117,69 24,06 112,50 161,06 -9,81
141,75 127,06 14,69 141,75 117,69 24,06 112,50 174,12 -22,87
141,75 106,73 35,02 141,75 143,53 -1,78 112,50 169,76 -24,02
141,75 111,81 29,94 141,75 143,53 -1,78 112,50 156,71 -16,05
141,75 111,81 29,94 141,75 143,53 -1,78 112,50 161,06 -20,40
120,49 111,81 8,68 120,49 143,53 -23,04 95,63 169,76 -88,51
120,49 101,65 18,84 120,49 129,18 -8,69 95,63 126,24 -20,46
120,49 96,56 23,92 120,49 114,82 5,66 95,63 84,88 40,33

Выбор трансформаторов

Выбор трансформатора блока.Блок "генератор-трансформатор" не имеет поперечных электрических связей и подключается непосредственно к РУ повышенного напряжения. Поэтому условия работы блочного трансформатора полностью определяются номинальной мощностью генератора. Так как трансформатор должен пропускать без перегрузки полную мощность генератора и напряжения его обмоток должны соответствовать, с одной стороны, напряжению ОРУ, а с другой - напряжению генератора, то блочный трансформатор выбираем по следующим условиям:

, -Sсн

, , Uт.нн = Uг.ном

 

При блочной компоновке регулирование напряжения на шинах ОРУ выполняется посредством АВР генераторов, поэтому трансформаторы блоков применяются без РПН.

 

В соответствии с этими условиями выберем трансформаторы блоков:

 

Параметры
Трансформатора ТДЦ – 250000/110 РУ ВН и ТГВ – 200 – 2У3
Uвн = 121 кВ Uору = 110 кВ
Uнн = 15,75 кВ Uг.ном = 15,75 кВ
Sт.ном = 250 МВ·А Sг.ном - S CH = 235,3-23,5=211,8 МВ·А

 

Параметры
Трансформатора ТДЦ – 80000/35 РУ СН и ТВФ – 63-2У3
Uвн = 36,75 кВ Uру = 35 кВ
Uнн = 10,5 кВ Uг.ном = 10,5 кВ
Sт.ном = 80 МВ·А Sг.ном - S CH = 70,875 МВ·А

 

 

Выбор трансформаторов связи.Трансформаторы связи обеспечивают энергетическую связь шин низкого напряжения с шинами ОРУ и с энергосистемой.

Ввиду частого реверса мощности и различных требований к регулированию напряжений на шинах ГРУ и ОРУ трансформаторы связи должны иметь устройство РПН.

На ТЭЦ устанавливают не менее двух трансформаторов связи.

После выбора трансформаторы связи проверяются на перегрузочную способность по ГОСТ 14209-85.

Выбор трансформаторов связи ГРУ-РУ ВН . Графики перетока мощности в нормальном и ремонтном режимах через трансформаторы, соединяющие ГРУ и РУ ВН, приведены на рис. 6, 8 и их сравнение показывает, что по максимуму мощности наиболее тяжелым является график ремонтного режима ГРУ.

Согласно ГОСТ 14209-85 для трансформаторов допускается двухкратная перегрузка, поэтому при установке двух параллельно работающих трансформаторов их номинальная мощность выбирается по условию

где - максимум суточного графика перетока мощности в ремонтном режиме ГРУ.

Намечаем к установке два трансформатора связи типа ТРДН - 40000/110 и проверяем их по ГОСТ 14209-85.

Так как при параллельной работе эти трансформаторы не перегружаются, то их оценка по перегрузочной способности в этом режиме не производится.

При отключении одного трансформатора (аварийный режим) появляется аварийная перегрузка, которая должна быть оценена по указанному ГОСТ. Проведем следующий анализ.

На графике перетока мощности аварийного режима (рис. 4) наносим линию, соответствующую мощности проверяемого трансформатора

(40 МВА) и определяем время его перегрузки (получаем t = 15 ч). Теперь по

этому графику определим следующие коэффициенты:

 

1) коэффициент максимальной нагрузки

 

2) коэффициент начальной нагрузки (недогрузки)

;

где Sэк1 - эквивалентная (среднеквадратичная) мощность начальной нагрузки, определяемая по интервалам времени, когда Sпер Sт.ном:

3)коэффициент перегрузки

где Sэк2 – эквивалентная (среднеквадратичная) мощность перегрузки, определяемая по тем интервалам времени, когда Sпер>Sт.ном :

Таким образом, с помощью коэффициентов К1и К2 реальный график нагрузки преобразован в эквивалентный по тепловому износу двухступенчатый график, который и используется для оценки перегрузочной способности трансформатора. При правильном преобразовании реального графика в двухступенчатый должно соблюдаться условие

 

Так как данное условие не соблюдается, двухступенчатый график требует коррекции, которую производим следующим образом. Вместо рассчитанного значения К2 принимаем новое значение К'2 =0,9 =1,265 и пересчитываем реальное время перегрузки в эквивалентное:

ч.

 

После этого определяем допустимое значение коэффициента перегрузки по таблицам ГОСТ по разделу "аварийные перегрузки". Для этого используем следующие данные:

- система охлаждения трансформатора................................................................ Д;

-эквивалентная годовая температура воздуха для г.Омска.. TОХЛ =+8,4 °С;

- время перегрузки трансформатора........................................ t'n = 14,94 ч;

- коэффициент начальной нагрузки............................................ К1 = 0,747;

- коэффициент перегрузки.......................................................... К2 = 1,265.

 

Согласно данным ГОСТ, предельно допустимое значение коэффициента перегрузки

К2доп =-0,01*8,4+1,5=1,416.

Вывод. Соблюдение условия: К'2 = 1,265 < К2доп = 1,416 позволяет принять для установки два трансформатора связи типа ТРДН-40000/110.

Выбор трансформаторов связи РУ СН-РУ. График перетоков мощности показан на рис. 7, 9. По максимуму мощности наиболее тяжелым является график ремонтного режима генератора РУ СН.

Номинальная мощность трансформаторов равна:

Намечаем к установке два трансформатора связи типа ТРДН - 63000/110 и проверяем их по ГОСТ 14209-85.

При отключении одного трансформатора (аварийный режим) появляется аварийная перегрузка, которая должна быть оценена по указанному ГОСТ. Проведем следующий анализ.

Проводим проверку по перегрузочной способности:

 

;

 

Так как условие не соблюдается, двухступенчатый график требует коррекции. Вместо рассчитанного значения К2 принимаем новое значение К'2 =0,9 =1,19 и пересчитываем реальное время перегрузки в эквивалентное:

ч.

Проверку трансформатора на перегрузочную способность ведем по следующим данным:

- система охлаждения трансформатора.................................................. Д;

- эквивалентная годовая температура воздуха для г. Омска. TОХЛ = +8,4 °С;

- время перегрузки трансформатора……………………………….. tn = 4,9ч;

- коэффициент начальной нагрузки………………………………... K1 =0,866,

- коэффициент перегрузки............................................................ К2 = 1,19

Предельно допустимое значение коэффициента перегрузки К2доп =1,516.

 

 

Вывод. Соблюдение условия К2 < К2доп (1,19< 1,516) позволяет принять для установки два трансформатора связи типа ТРДН-63000/110.

Количество цепей ЛЭП, присоединяемых к шинам станции, определяем по их пропускной способности:

- количество цепей для связи с энергосистемой определяется максимумом обменной мощности станции с системой Sобм.max и пропускной способностью одной цепи воздушной линии Sл.110 при напряжении 110 кВ:

Расчет токов короткого замыкания

Значения токов короткого замыкания (КЗ) используются для проверки шин и аппаратов по условиям электродинамической и термической стойкости, для выбора токоограничивающих элементов, для проверки кабельных линий на термическое действие и др.

Рис. 11. Схема замещения для определения токов КЗ в точке К-23.

Задание базисных величин. Значения базисной мощности и напряжений принимаются исходя из соображений удобства проведения расчетов. В качестве базисных величин принимаем: S6 = 1000 MBA;

 

кВ, кА;

 

Расчет сопротивлений схемы замещения. Расчет сопротивлений выпол­няется в относительных единицах при выбранных базисных условиях (для упрощения "звездочка" в индексах опущена).

1. Сопротивления энергосистемы С1

2. Сопротивление ЛЭП

,

где худ - удельное сопротивление линии, Ом/км; nц - количество параллельных цепей; L - длина линии, км.

 

3. Сопротивление генераторов (результаты расчетов сведены в табл. 7)

,

 

где хд’’ - относительное сверхпереходное индуктивное сопротивление по продольной оси; Sг,ном - номинальная мощность генератора.

Таблица 7

Генератор Sг.ном, МВА x"d, о.е. Сопротивление схемы замещения, о.е.
G1,G2,G3,G4 (ГРУ), G3, G4 (блок РУ СН) 78,75 0,153 х1=x2=х3=х4 1,943
G5 (блок РУ ВН) 235,3 0,19 X5 0,808

4. Сопротивление двухобмоточного трансформаторов блока Т5, Т6:

 

 

где uк - напряжение КЗ трансформатора, %; St.hom - номинальная мощность трансформатора, МВА.

Сопротивление двухобмоточного трансформатора блока Т7:

5.Сопротивления трансформаторов связи с расщепленными обмотками (Т3, Т4):

 

,

Сопротивления трансформаторов связи с расщепленными обмотками (Т1, Т2):

 

 

сопротивление обмотки высшего напряжения

 

о.е.,

 

сопротивление обмотки низшего напряжения

 

о.е.

 

6.Сопротивления секционных реакторов

;

о.е.

о.е.

 

 

Расчет ЭДС источников. В данной схеме источниками являются генераторы станции и две энергосистемы, к которым станция подключена (подпиткой от нагрузки пренебрегаем). Каждый источник вводится в схему замещения своей сверхпереходной ЭДС, которая определяется по формуле:

 

,

где U, I, φ - величины предшествующего (нормального) режима в относительных единицах (кроме φ).

 

1. ЭДС генераторов ГРУ и генераторов блока РУ СН:

=1+0,153·0,6=1,092 о.е.

 

2.ЭДС генератора блока РУ ВН

 

=1+0,19·0,527=1,1 о.е.

3.ЭДС энергосистем из-за их электрической удаленности