3
РЕФЕРАТ
Дипломный проект: 72 с., 9 рис., 20 табл., 10 источников, 1 прил.
РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА И АВТОМАТИКА, ЗАЩИТА ШИН, ЗАЩИТА
ЛИНИИ, ЗАЩИТА ТРАНСФОРМАТОРОВ, МИКРОПРОЦЕССОРНАЯ
ЗАЩИТА, ОПЕРАТИВНЫЙ ТОК
Объектом исследования дипломного проекта является подстанция
110 кВ, питающая распределительную сеть 10 кВ, а также релейная защита и
автоматика элементов рассматриваемой подстанции.
Цель проекта – спроектировать релейную защиту и автоматику элементов подстанции 110 кВ, питающей распределительную сеть 10 кВ, на микропроцессорной элементной базе.
В процессе работы выполнены следующие мероприятия: выбор главной схемы подстанции, основного оборудования, выбор коммутационных аппаратов, измерительных трансформаторов и шин; выбор устройств релейной
защиты и автоматики основных элементов подстанции; расчет токов короткого замыкания; разработка релейной защиты понижающего трансформатора;
разработка защиты распределительного устройства 10 кВ; расчет основных
технико-экономических показателей; охрана труда, техника безопасности и
пожарная безопасность на проектируемой подстанции.
Область возможного практического применения – электроэнергетические предприятия, проектные организации, научно-исследовательские институты.
В процессе работы использовалась техническая литература, руководства по релейным защитам и рекомендации по расчету уставок.
Наименование
№ экз.
Кол. листов
Формат
№ строки
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
Обозначение
Примеч.
Документация общая
А4
Задание по дипломному проекту
А4
Расчетно-пояснительная записка
А1 ДП-1060911807-2020-01 Главная схема электрических соединений
А1 ДП-1060911807-2020-02 Расположение защит на элементах
подстанции
А1 ДП-1060911807-2020-03 Конструктивный чертеж РУ-110 кВ
А1 ДП-1060911807-2020-04 Схема релейной защиты трансформатора
А1 ДП-1060911807-2020-05 Схема релейной защиты трансформатора
А1 ДП-1060911807-2020-06 Схема релейной защиты линии 10 кВ
А1 ДП-1060911807-2020-07 Схема релейной защиты линии 10 кВ
А1 ДП-1060911807-2020-08 Схема оперативного питания подстанции
А1 ДП-1060911807-2020-09 Схема оперативного питания подстанции
А1 ДП-1060911807-2020-10 Схема оперативного питания подстанции
Изм. Лист
Разраб.
Пров.
Т. контр.
Н. контр.
Утв.
№ докум
Куган
Гурьянчик
Булойчик
Новаш
Подп.
1
71
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
ДП-1060911807-2022-РПЗ
Ведомость объема
дипломного проекта
Лит.
У
Лист
1
Листов
1
1-43 01 09
БНТУ, г. Минск
5
ОГЛАВЛЕНИЕ
стр.
ВВЕДЕНИЕ .............................................................................................................. 6
1 ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРОВ 110 КВ, ЧИСЛА КАБЕЛЬНЫХ И
ВОЗДУШНЫХ ЛЭП ............................................................................................... 8
2 РАЗРАБОТКА ГЛАВНОЙ СХЕМЫ СОЕДИНЕНИЙ И СХЕМЫ
СОБСТВЕННЫХ НУЖД ПС ............................................................................... 11
3 РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ ............................................ 15
БББ3.1 Расчет составляющих точки КЗ в точке К1 ........................................... 20
БББ3.2 Расчет составляющих точки КЗ в точке К2 ........................................... 21
БББ3.3 Расчет составляющих точки КЗ в точке К3 ........................................... 22
БББ3.4 Расчет составляющих точки КЗ в точке К4 ........................................... 23
4 ВЫБОР ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ АППАРАТОВ И КОНСТРУКЦИЙ
РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ ........................................................... 25
БББ4.1 Выбор выключателей и разъединителей ............................................... 25
БББ4.2 Выбор шин на распределительном устройстве 110 кВ ........................ 28
БББ4.3 Выбор шин на распределительном устройстве 10 кВ .......................... 28
БББ4.4 Выбор защиты от перенапряжений ........................................................ 29
БББ4.5 Выбор измерительных трансформаторов .............................................. 30
5 РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА И АВТОМАТИКА ЭЛЕМЕНТОВ ........................... 34
6 ОПЕРАТИВНЫЙ ТОК ...................................................................................... 37
7 РАСЧЕТ ПАРАМЕТРОВ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ ТРАНСФОРМАТОРОВ
110 КВ ..................................................................................................................... 43
БББ7.1 Расчёт уставок дифференциальной защиты .......................................... 43
БББ7.2 Расчёт уставок максимальной токовой защиты трансформатора ...... 47
БББ7.3 Газовая защита трансформатора ............................................................. 49
8 РАСЧЕТ ПАРАМЕТРОВ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ ЛИНИИ 10 КВ .............. 51
9 ОХРАНА ТРУДА ............................................................................................... 54
БББ9.1 Меры безопасности при выполнении монтажных и наладочных работ
во вторичных цепях трансформаторов тока и напряжения .............................. 54
БББ9.2 Меры пожарной безопасности при проведении сварочных и других
огнеопасных работ ................................................................................................ 56
10 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ ....................................... 58
ЗАКЛЮЧЕНИЕ ..................................................................................................... 68
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ ............................................. 69
ПРИЛОЖЕНИЕ А. Результат расчёта токов короткого замыкания в
программе ТКЗ15 .................................................................................................. 70
6
ВВЕДЕНИЕ
Производство, распределение и потребление электрической энергии
обеспечивается совокупностью ряда элементов – электрооборудования электростанций и подстанций (генераторов, трансформаторов), распределительных устройств, линий электропередач (воздушных и кабельных линий) и
электроустановок потребителей электрической энергии (электрических двигателей и т. д.), образующих систему электроснабжения. Вместе с тем, системы
электроснабжения являются сложными производственными объектами, элементы которых участвуют в едином производственном процессе, особенностью которого является быстротечность явлений, включая и повреждения аварийного характера.
Наиболее распространенными и в тоже время наиболее опасными видами повреждений являются короткие замыкания, а основным видом ненормальных режимов работы являются перегрузки. При возникновении перегрузки в элементе возникают токи, превосходящие длительно допустимые для
него значения. Это приводит к повышению температуры токоведущих и других частей, что в свою очередь приводит к ускоренному изнашиванию изоляции или даже к её разрушению. Повреждения и ненормальные режимы работы
могут приводить к возникновению в системе аварий, в результате которых могут возникать вынужденные нарушения нормальной работы всей системы или
её части, сопровождающиеся определенным недоотпуском электроэнергии
потребителям, недопустимым ухудшением ее качества или разрушением основного оборудования
Поэтому надежная и экономичная работа систем электроснабжения
возможна только при автоматическом управлении ими. Для этих целей используется комплекс автоматических устройств, среди которых первостепенное значение имеют устройства релейной защиты и электросетевой автоматики. Рост потребления электроэнергии и усложнение систем электроснабжения объективно требуют постоянного совершенствования этих устройств. Сегодня этот процесс идет по пути более широкого использования микропроцессорной и цифровой техники. На базе микропроцессорных комплексов разрабатываются интегрированные системы управления электрическими станциями и подстанциями, где все функции релейной защиты, автоматики и оперативного управления совмещены, предусматривается фиксация параметров в
действии релейной защиты доаварийного и аварийного режимов и передачи
их на расстоянии.
7
Поэтому для обеспечения стабильной и безаварийной работы все электрические установки снабжаются автоматически действующими устройствами – релейной защитой и автоматикой, осуществляющими защиту от повреждений и ненормальных режимов работы.
Релейная защита является основным видом электрической автоматики,
без которой невозможна нормальная и надежная работа современных энергетических систем. Она осуществляет непрерывный контроль за состоянием и
режимом работы всех элементов энергосистемы, и реагирует на возникновение повреждений и ненормальных режимов.
При возникновении повреждений защита выявляет и отключает от системы поврежденный участок, воздействуя на силовые выключатели и отключая повреждения. При возникновении ненормальных режимов защита выявляет их и в зависимости от характера нарушения производит операции, необходимые для восстановления нормального режима, или подает сигнал дежурному персоналу.
Таким образом, внедрение цифровой (микропроцессорной) релейной
защиты с целью повышения надёжности функционирования элементов системы электроснабжения, достижения простоты технического и оперативного
обслуживания комплексов релейной защиты и других параметров является актуальной и на современном этапе.
В представленном дипломном проекте предлагаются решения по проектированию комплексов релейной защиты линии электропередач 110 кВ, линии электропередач 10 кВ и понижающего трансформатора подстанции на основе микропроцессорных терминалов защит. Для выполнения поставленной
задачи было необходимо спроектировать главную схему подстанции, выбрать
основное оборудование подстанции, выбрать коммутационные аппараты, измерительные трансформаторы, шины. Этот выбор нужно осуществить так,
чтобы была возможность достаточно полноценно спроектировать релейную
защиту и автоматику автоматизируемых объектов. Для достижения поставленной цели использовались расчетные и графоаналитические рабочие методы.
Расчет токов коротких замыканий был осуществлен программным комплексом ТКЗ15. Кроме того, были использованы: для оформления пояснительной
записки – пакет программ MS Office, для создания чертежей схем проектируемой подстанции, и её элементов, а также защит – программа AutoCad.
8
1 ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРОВ 110 КВ, ЧИСЛА КАБЕЛЬНЫХ
И ВОЗДУШНЫХ ЛЭП
Полные мощности подстанции можно определить по общей формуле:
P
(1.1)
Sнагр = нагр ,
cosφ
где Pнагр – максимальная активная мощность нагрузки на рассматриваемой шине подстанции, МВт;
Sнагр – полная мощность нагрузки на рассматриваемой шине подстанции, МВ ⋅ А .
Согласно (1.1) полная мощность будет равна:
35
Sнагр
= = 43,75 МВ ⋅ А.
0,8
Трансформаторы выбираются с учётом его загрузки и с учётом максимально допустимой полной мощности S тр .
Мощность Т выбирается по условию установки двух трансформаторов:
S
(1.2)
S тр ≥ max ,
1,4
где Smax – наибольшая нагрузка подстанции, равна полной мощности
подстанции на стороне ВН, то есть равна Sнагр.
Трансформаторы, выбранные по условию (1.2), обеспечивают питание
всех потребителей в нормальном режиме при оптимальной загрузке трансформаторов: ( 0,6−0,7 ) ⋅ Sном , согласно [1], а в аварийном режиме, оставшийся в
работе трансформатор обеспечивает питание потребителей с учётом допустимой аварийной или систематической перегрузки трансформаторов.
Тогда мощность трансформатора по (1.2) должна быть:
43,75
(1.3)
=
Sнагр = 31,25 МВ ⋅ А.
1,4
Исходя из рассчитанной мощности, выбираем трехфазный трансформатор типа ТРДН-40000/110 из [2]. Это силовой масляный трехфазный двухобмоточный трансформатор с регулированием напряжения под нагрузкой
(РПН) и системой охлаждения «Д» (с дутьем и естественной циркуляцией
масла). Предназначен для работы в электрических сетях общего назначения
110 кВ. Данный трансформатор подходит, его параметры приведены в таблице 1.1.
9
Таблица 1.1 – Технические параметры трансформатора
Напряжение
Sном ,
∆Pxx ,
Тип
обмотки, кВ
трансформатора
МВ ⋅ А
кВт
ВН
НН
ТРДН-40000/110
40
115
10,5
34,0
∆Pк ,
кВт
170,0
U к, %
10,5
Количество отходящих линий определим исходя из дальности передачи, и экономически целесообразных величин передаваемых мощностей, по
формуле:
Рнагр
nлэп ≥
,
(1.4)
Рл
где Рнагр – максимальная мощность нагрузки;
Рл – наибольшая передаваемая мощность для одной линии.
Протяженность ЛЭП различных напряжений и соответствующие им
наибольшие передаваемые мощности приведены в таблице 1.2.
Таблица 1.2 – Параметры линий электропередачи
Напряжение линии Наибольшая длина
Наибольшая передаваемая
мощность на одну цепь Pл , МВт
U ном , кВ
передачи l , км
6–10
110
10–20
до 150
3–5
25–50
Для линии с U ном = 10 кВ принимаем Рл = 4 МВт, тогда по (1.4) количество отходящих ЛЭП на РУНН равно:
35
=
nЛЭП ≥
7.
5
Количество отходящих присоединений принимаем равным nЛЭП = 8 .
Для линии с U110 = 110 кВ принимаем нагрузка составляет Р = 15 МВт
тогда по (1.3) количество отходящих на потребителя ЛЭП от РУ ВН равно:
n110 = 1.
Количество отходящих присоединений принимаем равным n110 = 1.
На двухтрансформаторных подстанциях 110 кВ устанавливаются два
трансформатора собственных нужд (далее ТСН), мощность которых выбирается в соответствии с нагрузкой, с учетом допустимой перегрузки при выполнении ремонтных работ и отказа одного из трансформаторов. Ориентировочно
принимаем мощность основных нагрузок 0,5 % мощности понижающих
трансформаторов. Мощность трансформаторов СН выбирается:
10
SТСН ≥ 0,005SТР ,
(1.5)
Тогда по (1.5), необходимая мощность ТСН:
SТСН ≥ 0,005 ⋅ 40000 =
200
Согласно [3] мощность каждого ТСН с НН 0,4 кВ должна составлять не
более 630 кВА для ПС 110 кВ. По [2] принимаем к установке трансформаторы
ТЛС-200/10. Параметры ТСН сводим в таблицу 1.3.
Таблица 1.3 – Каталожные данные ТСН
Sном, UВН, UНН,
Тип
Рх, Вт
кВА
кВ
кВ
ТЛС-200/10
200
10
0,4
600
Рк, Вт
Uк, %
Iх, кА
3600
8
1,1
Схема питания ТСН зависит от вида оперативного тока, категории подстанции. Постоянный оперативный ток применяется на подстанциях 110 кВ с
числом выключателей на высшем напряжении трёх и более. В связи с этим
ТСН присоединяется через предохранитель и кабель к шинам РУНН. Схема
электроснабжения собственных нужд приведена на листах 8–10 графической
части дипломного проекта.
11
2 РАЗРАБОТКА ГЛАВНОЙ СХЕМЫ СОЕДИНЕНИЙ И СХЕМЫ
СОБСТВЕННЫХ НУЖД ПС
Главной схемой называют порядок соединения основного оборудования станции (генераторов, трансформаторов) между собой и с отходящими
линиями.
Главная схема должна обеспечивать безотказную выдачу мощности
электрической станции, другими словами, быть надежной. Требование надежности является одним из самых основных предъявляемых к схемам электрических соединений станции. Т. е. свойство системы, аппарата, схемы выполнять
свои функции в разнообразных условиях эксплуатации при сохранении заданных параметров процесса.
Выбор схемы электрических соединений является важным и ответственным элементом проектирования электрических станций. Различают главные схемы и схемы собственных нужд. От схемы зависит надежность работы
электроустановки, ее экономичность, оперативная гибкость и удобство эксплуатации, безопасность обслуживания, возможность расширения.
На выбор схем РУ влияют:
– тип подстанции;
– количество линий связи с энергосистемой;
– схема и уровень напряжений электрических сетей энергосистемы;
– значения токов короткого замыкания (КЗ);
– наличие оборудования требуемых параметров и его надежность;
– параметры территории для сооружения РУ по намеченной схеме;
– возможная конструкция распределительных устройств.
В соответствии с рекомендациями [4] для РУ 110 кВ в зависимости от
надежности и резервирования сети следует применять схемы:
– с одинарной системой шин, секционированной выключателем или
двумя развилками из двух выключателей, включенными в цепи питающих
присоединений;
– с двойными секционированными системами шин.
К схемам РУ повышенного напряжения предъявляются следующие
требования по надежности электроснабжения:
– повреждение или отказ любого выключателя не должно, как правило,
приводить к отключению более одной цепи (двух линий) двухцепной транзитной линии;
12
– отключение электрических линий следует производить не более чем
двумя выключателями; отключение повышающих трансформаторов, автотрансформаторов связи, трансформаторов собственных нужд – не более чем
тремя выключателями в РУ каждого повышенного напряжения;
– секционирование электрической сети выключателями должно обеспечивать требования режима работы энергосистемы (распределения перетоков мощностей, потери энергии, устойчивость и т. п.);
– должна быть обеспечена возможность ремонта выключателей без отключения соответствующих присоединений.
Для выбора схемы распределительного устройства, определяется число
присоединений в каждом из них по (2.1), которое рассчитывается как сумма
числа отходящих к потребителям линий nлэп , числа линий связи с системой nсв
и числа трансформаторов связи nтсв или питающих трансформаторов nт , подключенных к данному распределительному устройству, из [5].
nп = nлэп + nсв + nт св + nт ,
(2.1)
где nлэп – количество отходящих к потребителям линий;
nсв – количество линий связи с системой;
nт св – количество трансформаторов связи, подключенных к данному
распределительному устройству;
nт – количество питающих трансформаторов, подключенных к данному распределительному устройству.
Из исходной схемы энергосистемы видно, что РУ 110 кВ имеет две линии связи с энергосистемой, две линии связи с КЭС-600 МВт, и одну линию
для питания потребителя 110 кВ, а количество трансформаторных присоединений к РУ 110 кВ равно двум.
Количество присоединений в РУ 110 кВ:
n110 = 2 + 2 + 2 + 1 = 7.
Количество присоединений в РУ 10 кВ:
n10 = 12 + 2 = 14.
Далее выбираем схемы РУ.
Для РУ 110 кВ согласно [4] выбираем схему «две рабочие системы
шин». Пример исполнения данной схемы представлен на рисунке 2.1.
13
Рисунок 2.1 – Схема распределительного устройства 110 кВ
Для РУ 10 кВ согласно [4] выбираем схему «одна одиночная, секционированная выключателем, система шин». Достоинствами схемы являются
простота, наглядность, экономичность, достаточно высокая надёжность. Источники питания присоединяются к шинам с помощью выключателей и разъединителей. На каждую цепь необходим один выключатель, который служит
для отключения и включения этой цепи в нормальных и аварийных режимах.
Операции с разъединителями необходимы только при выводе присоединения
в целях обеспечения безопасного производства работ. Поскольку операции с
разъединителями просты и однотипны, аварийность из-за неправильных действий с ними дежурного персонала мала, что относиться к достоинствам данной схемы. Кроме того, авария на СШ приводит к отключению только одного
14
Рисунок 2.2 – Схема распределительного устройства 10 кВ
Собственные нужды подстанции могут включать следующие статьи
потребления:
– системы и механизмы охлаждения силовых трансформаторов (автотрансформаторов);
– приспособления, необходимые для регулирования напряжения силового трансформатора под нагрузкой;
– оперативные цепи выпрямленного постоянного, переменного тока;
– зарядные, подзарядные агрегаты для аккумуляторных батарей;
– устройства связи, сигнализации и телемеханики;
– все виды освещения: аварийное, наружное, внутреннее;
– насосные агрегаты, обеспечивающие работу систем пожаротушения,
технического и хозяйственного водоснабжения.
15
3 РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ
Расчеты токов КЗ производят для выбора или проверки параметров
электрооборудования, а также для выбора или проверки уставок РЗА (релейной защиты и автоматики).
Выберем расчетные точки КЗ на сборных шинах РУВН и РУНН.
Расчётная схема энергосистемы, в которой работает проектируемая
ПС, представлена на рисунке 3.1.
Рисунок 3.1 – Расчетная схема электроэнергетической системы
Для правильного выбора оборудования необходимо учесть самый тяжёлый режим для системы, то есть режим когда ток КЗ максимален.
ЭДС генераторов подключены одним концом к узлу с номером 0, потенциал которого равен нулю и соответствует потенциалу нулевого вывода обмоток, соединенных по схеме звезды (рисунок 3.2).
16
Рисунок 3.2 – Схема замещения электроэнергетической системы прямой последовательности для первого режима
В соответствии с [5] схему замещения прямой последовательности для
расчета тока КЗ строим в относительных единицах и для сверхпереходного
режима работы энергосистемы, для этого генераторы замещаем сверхпереходными значениями ЭДС и сопротивлением. Сопротивления пассивных элементов схемы (трансформаторов, линий электропередачи) замещаем сопротивлением, которое не меняет своей величины в течение переходного режима.
Для расчётов принимаем базисную мощность
Sб 1000 МВ ⋅ А.
=
Базисные напряжения равны средненоминальным напряжениям ступеней: U б110 = 115 кВ, U б10 = 10,5 кВ.
По условию, в данной энергосистеме присутствует КЭС-600 МВт, и о
ней ничего неизвестно, то мы условимся, что на данной КЭС установлен генератор, типа ТВВ-200-2АУЗ, и силовой трансформатор, типа ТДЦ-250000/110.
Данные агрегаты имеют следующие технические характеристики, которые
представлены в таблице 3.1 и в таблице 3.2.
Характеристики системы представлены в таблице 3.3.
,
17
Таблица 3.1 – Характеристики генератора
Тип
Pном , МВт
U ном , кВ
генератора
ТВВ-200-2АУЗ
200
15,75
cos φ н
x ''d , отн. ед.
0,85
0,18
Таблица 3.2 – Характеристики трансформатора
S , МВ∙А U номВН , кВ
Тип трансформатора
ТДЦ-250000/110
250
Таблица 3.3 – Характеристики системы
Мощность системы, МВА
2100
U номНН , кВ
U кВН , %
15,75
11
115
Сопротивление системы, отн. ед.
0,17
Сверхпереходное значение ЭДС генераторов:
=
EГ
=
(U ном* ⋅ cosφном ) + (1 ⋅ 0,527+1 ⋅ 0,18
)
2
2
1,106.
(3.1)
где xd'' – сверхпереходное сопротивление генератора, отн.ед.;
U * , I* – соответственно номинальное напряжение и номинальный ток
генератора, отн. ед.;
Сопротивление генератора рассчитываем по формуле:
S
X Г = xd" б ,
Sном
(3.2)
где xd'' – сверхпереходное сопротивление генератора, отн. ед;
Sном – номинальная мощность генератора, МВА.
Сопротивление системы определим из выражения:
S
X с = xc* б ,
Sном
(3.3)
где xc* – сопротивление системы в относительных единицах;
Sном – номинальная мощность системы, МВА;
Sб – базисная мощность, МВА;
Сопротивление трансформаторов (без учёта РПН) определяется по выражению:
uk % ⋅ S б
XT =
,
(3.4)
100% ⋅ Sном
где uk% – напряжение КЗ трансформатора, %;
Sном – номинальная мощность трансформатора, МВ·А.
18
Линии электропередачи (далее ЛЭП) представляются реактивным сопротивлением, приведенным к б. у., которое рассчитывается по формуле (3.5):
X *Л(б) = x0 ⋅ l ⋅
SБ
2
U ср.н.
где х0 – удельное сопротивления линии электропередачи, Ом/км;
l – длина линии, км;
Sб – базисная мощность, МВ·А;
Uср.н. – средненоминальное напряжение ЛЭП, выбираемое по шкале
стандартных средних номинальных напряжений, кВ.
На основе вышеперечисленных выражений рассчитываем сопротивления и ЭДС элементов схемы.
ЭДС генераторов КЭС по (3.1):
E1 = E2 = E3 =
(1 ⋅ 0,85)
2
+ (1 ⋅ 0,527+1 ⋅ 0,18 ) = 1,106.
2
Сопротивления генераторов КЭС по (3.2):
1000
X1 =
X2 =
X3 =
0,18 ⋅
=
0,9.
200
Сопротивления трансформаторов КЭС:
11 1000
X5 =
X6 =
X7 = ⋅
=
0,55.
100 200
ЭДС системы Е4 = 1.
Сопротивление системы по (3.3):
1000
X 4 =0,17 ⋅
=0,08.
2100
Сопротивления воздушных ЛЭП напряжением 110 кВ по (3.5):
1000
X 8 = X 9 = 0,4 ⋅ 100 ⋅
= 3,024,
1152
1000
X 10 = X 11 = 0,4 ⋅ 70 ⋅
= 2,117,
1152
1000
X 12 = 0,4 ⋅ 50 ⋅
= 1,512.
1152
Сопротивление трансформатора связи Т1, Т2 по (3.4):
10,5 1000
X 13 =
⋅
=2,625.
100 40
Сопротивление кабельной линии 10 кВ по (3.5):
1000
X 14 = 0,08 ⋅ 0,9 ⋅
= 0,653.
10,52
Расчет будем проводить по намеченным точкам в программе ТКЗ15.
19
Составленный файл входных данных и файл результатов расчёта приведены в приложении А.
Для РУ 110 кВ ток КЗ от ТЭЦ получили больший чем от системы, поэтому для выбора аппаратов принимаем ток КЗ полученный для узла 6.
Для правильного расчета уставок защит и выбора коммутационной аппаратуры необходимо производить выбор не по полному току, а по произведению полного тока на его составляющую.
При расчете нужно учитывать, что линии связи с системой и КЭС двухцепные.
Ударный ток короткого замыкания можно определить по:
I у = 2 ⋅ K уд ⋅ I п,0 ,
(3.6)
где K уд – значение ударного коэффициента.
Найдём величину апериодической составляющей тока КЗ:
I аτ = 2 ⋅ I п,0 ⋅ e
−
τ
Tа
,
(3.7)
Та
c;
=
τ (0,01 + tс.в.откл ) – момент времени, соответствующий началу расхождения дугогасительных контактов коммутационного аппарата, с;
tс.в.откл – собственное время отключения выключателя, с.
Для определения действующего значения периодической составляющей I пτ в любой момент времени КЗ t используются метод типовых кривых.
Он основан на использовании кривых изменения во времени отношения действующих значений периодической составляющей тока КЗ от генератора в
I
произвольный и начальный моменты времени, т. е. γ*t= пt = f (t ) , построенI п0
ных для разных удаленностей точки КЗ. При этом электрическая удаленность
точки КЗ от синхронной машины характеризуется отношением действующего
значения периодической составляющей тока КЗ генератора в начальный момент КЗ к его номинальному току, т. е.:
I
I*п0ном = п0 ,
(3.8)
I ном.ист
где I ном.ист – номинальный ток источника питающей ветви.
Рассчитываем величину термического импульса току КЗ:
2
=
Bk I п0
·( tОТКЛ + Ta ) ,
tОТКЛ
= tРЗ + tО , с;
20
tРЗ
t0 – полное время отключения выключателя, принимаем равное 0,06 с.
3.1 Расчет составляющих точки КЗ в точке К1
Из результата расчета программы ТКЗ15:
I п0 = 6,755 кА.
Составляющие периодического тока КЗ от генераторов и системы:
Г
I=
0,1777 ⋅ I=
0,1777 ⋅ 4,893
= 0,8695 кА,
п0
п0
ЭС
I=
0,4669 ⋅ I=
0,4669 ⋅ 4,893
= 2,284 кА,
п0
п0
Σ
ЭС
=3 ⋅ I п0Г + I п0
=3 ⋅ 0,8695 + 2,284 =4,892 кА.
I п0
Ударный ток от каждого генератора, энергосистемы и суммарный ударный ток:
Г
iуд
=
2 ⋅ I п0Г ⋅ k удГ =
2 ⋅ 0,8695 ⋅ 1,965 = 2,416 кА,
ЭС
ЭС
ЭС
iуд
= 2 ⋅ I п0
⋅ k уд
= 2 ⋅ 2,284 ⋅ 1,685 = 5,442 кА,
Σ
ЭС
=3 ⋅ iудГ + iуд
=3 ⋅ 2,416 + 5,442 =12,69 кА.
iуд
Периодическая составляющая в момент отключения поврежденного
участка для каждого генератора и энергосистемы:
PГ
200
Г
=
I ном
=
= 13,746 кА,
cos ϕнагр ⋅ 3 ⋅ U ном 0,8 ⋅ 3 ⋅ 10,5
SЭС
=
3 ⋅ U ном
ЭС
=
I ном
2100
= 10,543 кА.
3 ⋅ 115
Определим I*п0ном :
I п0Г
0,8695
I = =
= 0,0632 кА,
Г
I ном 13,746
Г
*п0ном
ЭС
I п0
2,284
I = =
= 0,216 кА.
ЭС
I ном
10,543
ЭС
*п0ном
Исходя из полученных значений I*п0ном < 2 делаем вывод о том, что
данное место возникновения КЗ достаточно удаленное, поэтому принимаем
γ*t =
1 и I=
I=
const .
пτ
п0
Значение апериодической составляющей тока КЗ для групп генераторов, а также суммарное значение в точке КЗ:
Г
aτ
i =
Г
п0
2 ⋅ I ⋅e
−
τ
TaГ
=
2 ⋅ 0,8695 ⋅ e
−
0,07
0,26
= 0,939 кА,
21
ЭС
aτ
i
= 2⋅I
ЭС
п0
⋅e
−
τ
TaЭС
= 2 ⋅ 2,284 ⋅ e
−
0,07
0,03
= 0,313 кА,
iaτΣ =3 ⋅ iaτГ + iaτЭС =3 ⋅ 0,939 + 0,313 =3,13 кА.
Сведем все полученные составляющие тока КЗ на шинах ОРУ 110 кВ в
таблицу 3.4.
Таблица 3.4 – Составляющие тока КЗ в узле 6
K1
I п0 , кА
I пτ , кА
I КЗ
IГ
0,8695
0,8695
I ЭС
2,284
2,284
IΣ
4,892
4,892
iaτ , кА
iуд , кА
0,939
0,313
3,13
2,416
5,442
12,69
3.2 Расчет составляющих точки КЗ в точке К2
Из результата расчета:
I п0 = 2,305 кА.
Составляющие периодического тока КЗ от генераторов и системы:
Г
I=
0,1939 ⋅ I=
0,1939 ⋅ 2,305
= 0,4469 кА,
п0
п0
ЭС
I п0
=
0,4183 ⋅ I=
0,4183 ⋅ 2,305
= 0,9642 кА,
п0
Σ
ЭС
I п0
=3 ⋅ I п0Г + I п0
=3 ⋅ 0,4469 + 0,9642 =2,305 кА.
Ударный ток от каждого генератора, энергосистемы и суммарный ударный ток:
Г
iуд
=
Г
2 ⋅ I п0
⋅ k удГ =
2 ⋅ 0,4469 ⋅ 1,965 = 1,242 кА,
ЭС
ЭС
ЭС
iуд
= 2 ⋅ I п0
⋅ k уд
= 2 ⋅ 0,9642 ⋅ 1,685 = 2,297 кА,
Σ
ЭС
=3 ⋅ iудГ + iуд
=3 ⋅ 1,242 + 2,297 =6,023 кА.
iуд
Определим I*п0ном :
I п0Г
0,4469
I = =
= 0,0325 кА,
Г
I ном 13,746
Г
*п0ном
ЭС
I п0
0,9642
I = =
= 0,091кА.
ЭС
I ном 10,543
ЭС
*п0ном
Исходя из полученных значений I*п0ном < 2 делаем вывод о том, что
данное место возникновения КЗ достаточно удаленное, поэтому принимаем
γ*t =
1 и I=
I=
const .
пτ
п0
Значение апериодической составляющей тока КЗ для групп генераторов, а также суммарное значение в точке КЗ:
22
Г
aτ
i =
ЭС
aτ
i
Г
п0
2 ⋅ I ⋅e
= 2⋅I
ЭС
п0
−
⋅e
τ
TaГ
−
=
τ
TaЭС
2 ⋅ 0,4469 ⋅ e
−
0,07
0,26
= 2 ⋅ 0,9642 ⋅ e
−
= 0,483 кА,
0,07
0,03
= 0,132 кА,
iaτΣ =3 ⋅ iaτГ + iaτЭС =3 ⋅ 0,483 + 0,132 =1,581 кА.
Сведем все полученные составляющие тока КЗ в конце линии 110 кВ
питающей потребителя в таблицу 3.5.
Таблица 3.5 – Составляющие тока КЗ в узле 7
K2
I п0 , кА
I пτ , кА
I КЗ
IГ
0,4469
0,4469
I ЭС
0,9642
0,9642
IΣ
2,305
2,305
iaτ , кА
iуд , кА
0,483
0,132
1,581
1,242
2,297
6,023
3.3 Расчет составляющих точки КЗ в точке К3
Из результата расчета:
I п0 = 17,002 кА.
Составляющие периодического тока КЗ от генераторов и системы:
Г
I=
0,2058 ⋅ I=
0,2058 ⋅ 17,002
= 3,499 кА,
п0
п0
ЭС
I п0
=
0,3826 ⋅ I=
0,3826 ⋅ 17,002
= 6,505 кА,
п0
Σ
ЭС
=3 ⋅ I п0Г + I п0
=3 ⋅ 3,499 + 6,505 =
I п0
17,002 кА.
Ударный ток от каждого генератора, энергосистемы и суммарный ударный ток:
Г
=
iуд
Г
⋅ k удГ =
2 ⋅ I п0
2 ⋅ 3,499 ⋅ 1,965 = 9,723 кА,
ЭС
ЭС
ЭС
iуд
= 2 ⋅ I п0
⋅ k уд
= 2 ⋅ 6,505 ⋅ 1,685 = 15,501 кА,
Σ
ЭС
iуд
=3 ⋅ iудГ + iуд
=3 ⋅ 9,723 + 15,501 =44,67 кА.
Определим I*п0ном :
I п0Г
3,499
I = =
= 0,2545 кА,
Г
I ном 13,746
Г
*п0ном
ЭС
I п0
6,505
I = =
= 0,617 кА.
ЭС
I ном 10,543
ЭС
*п0ном
Исходя из полученных значений I*п0ном < 2 делаем вывод о том, что
данное место возникновения КЗ достаточно удаленное, поэтому принимаем
γ*t =
1 и I=
I=
const .
пτ
п0
23
Значение апериодической составляющей тока КЗ для групп генераторов, а также суммарное значение в точке КЗ:
Г
aτ
i =
Г
п0
2 ⋅ I ⋅e
ЭС
iaτЭС = 2 ⋅ I п0
⋅ e −τ
−
τ
TaГ
TaЭС
=
2 ⋅ 3,499 ⋅ e
−
0,07
0,26
= 3,78 кА,
= 2 ⋅ 6,505 ⋅ e −0,07 0,03 = 0,892 кА,
iaτΣ =3 ⋅ iaτГ + iaτЭС =3 ⋅ 3,78 + 0,892 =12,232 кА.
Сведем все полученные составляющие тока КЗ за трансформатором
связи в таблицу 3.6.
Таблица 3.6 – Составляющие тока КЗ в узле 8
K3
I п0 , кА
I пτ , кА
I КЗ
IГ
3,499
3,499
I ЭС
6,505
6,505
IΣ
17,002
17,002
iaτ , кА
iуд , кА
3,78
0,892
12,232
9,723
15,501
44,67
3.4 Расчет составляющих точки КЗ в точке К4
Из результата расчета:
I п0 = 14,268 кА,
Составляющие периодического тока КЗ от генераторов и системы:
Г
I=
0,2128 ⋅ I=
0,2128 ⋅ 14,268
= 3,036 кА,
п0
п0
ЭС
=
= 5,159 кА,
I п0
0,3616 ⋅ I=
0,3616 ⋅ 14,268
п0
I п0Σ =3 ⋅ I п0Г + I п0ЭС =3 ⋅ 3,036 + 5,159 =
14,267 кА.
Ударный ток от каждого генератора, энергосистемы и суммарный ударный ток:
Г
iуд
=
Г
2 ⋅ I п0
⋅ k удГ =
2 ⋅ 3,036 ⋅ 1,965 = 8,437 кА,
ЭС
ЭС
ЭС
iуд
= 2 ⋅ I п0
⋅ k уд
= 2 ⋅ 5,159 ⋅ 1,685 = 12,293 кА,
Σ
ЭС
iуд
=3 ⋅ iудГ + iуд
=3 ⋅ 8,437 + 12,293 =37,604 кА.
Определим I*п0ном :
I п0Г
3,036
I = =
= 0,2208 кА,
Г
I ном 13,746
Г
*п0ном
ЭС
I п0
5,159
I = =
= 0,489 кА.
ЭС
I ном 10,543
ЭС
*п0ном
24
Исходя из полученных значений I*п0ном < 2 делаем вывод о том, что
данное место возникновения КЗ достаточно удаленное, поэтому принимаем
1 и I=
γ*t =
I=
const .
пτ
п0
Значение апериодической составляющей тока КЗ для групп генераторов, а также суммарное значение в точке КЗ:
iaτГ =
2 ⋅ I п0Г ⋅ e −τ
ЭС
iaτЭС = 2 ⋅ I п0
⋅ e −τ
TaГ
TaЭС
=
2 ⋅ 3,036 ⋅ e −0,07 0,26 = 3,28 кА,
= 2 ⋅ 5,159 ⋅ e −0,07 0,03 = 0,7075 кА,
iaτΣ =3 ⋅ iaτГ + iaτЭС =3 ⋅ 3,28 + 0,7075 =10,547 кА.
Сведем все полученные составляющие тока КЗ за трансформатором
связи в таблицу 3.7.
Таблица 3.7 – Составляющие тока КЗ в узле 9
K4
I п0 , кА
I пτ , кА
I КЗ
IГ
3,036
3,036
I ЭС
5,159
5,159
IΣ
14,267
14,267
iaτ , кА
iуд , кА
3,28
0,7075
10,547
8,437
12,293
37,604
25
4 ВЫБОР ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ АППАРАТОВ И КОНСТРУКЦИЙ
РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ
4.1 Выбор выключателей и разъединителей
Выключатель – это коммутационный аппарат, который предназначен
для коммутации (включения и отключения тока). Выключатель является основным аппаратом в электроустановках, он служит для отключения и включения цепи в любых режимах (длительная нагрузка, перегрузка, короткое замыкание, холостой ход, несинхронная работа). Наиболее тяжелой и ответственной операцией является отключение токов КЗ и включение на существующее
короткое замыкание.
Высоковольтные выключатели выбираются, в соответствии с [3], по
следующим условиям:
– по напряжению установки:
(4.1)
U РМАКС ≤ U НОМ ;
– по длительному току:
I РМАКС ≤ I НОМ ;
(4.2)
– по отключающей способности;
– проверка на симметричный ток отключения по условию:
I п,τ ≤ I ОТК.НОМ ;
(4.3)
– проверка по полному току КЗ:
β 

2·I п,τ + ia,τ ≤ 2·I ОТК.НОМ ·1 + Н  ;
 100 
– по условию электродинамической стойкости:
(
)
(4.4)
I п,0 ≤ I дин ,
(4.5)
I У ≤ iдин ;
(4.6)
– по условию термической стойкости выключатель проверяется по тепловому импульсу:
2
Bk ≤ I ТЕР
·tТЕР ,
(4.7)
где I ТЕР − ток термической стойкости, кА;
tТЕР − длительность протекания тока термической стойкости, с.
Выбор разъединителей производится аналогично выбору выключателей, но только по следующим условиям: напряжению установки, длительному
току, термической и динамической стойкости.
Наибольший рабочий ток присоединения определяется с учетом возможных длительный перегрузок по формуле:
26
I РМАКС ≤
k·SН
3·U Н
,
(4.8)
где U Н и S Н – номинальное напряжение и номинальная мощность присоединения;
k – коэффициент, определяющий величину допустимых длительных
перегрузок, для генераторов равняется 1,05, для трансформаторов, не работающих в блоке с генератором, равняется 1,4.
Выбираем выключатели и разъединители для РУВН, для этого посчитаем параметры согласно (4.1)–(4.8), полученные данные сведем в таблицу 4.1.
Для расчета максимального рабочего тока по таблице 1.2 берем максимально возможную передаваемую мощность по линии 110 кВ.
Таблица 4.1 – Выбор выключателей и разъединителей для РУВН 110 кВ
Каталожные данные
Расчетные данные
Выключатель
Разъединитель
ВГБ-110А
РДЗ-110/1000Н УХЛ1
U уст = 110кВ
U ном = 110кВ
U ном = 110кВ
100000
= 502 А
3 ⋅ 115
I п, τ = 4,892 кА
I макс
=
2 ⋅ I п, τ + ia, τ = 2 ⋅ 4,892 +
+ 3,13 =
10,048 кА
I ном = 2000 А
I ном = 1000 А
I отк. ном = 40 кА
–
32 

2 ⋅ 40 ⋅ 1 +
=
 100 
= 76,67кА
–
I п, 0 = 4,892 кА
I дин = 40 кА
I дин = 25 кА
iуд = 12,69 кА
iдин = 138 кА
iдин = 63 кА
=
402 ⋅ 3 4800кА 2 ⋅ с
=
252 ⋅ 3 1873кА 2 ⋅ с
Bk = 4,8922 ⋅ (0,07 + 0,26) =
= 7,897 кА
По каталогу выбираем выключатели типа ВГБ-110А, которые подходят
по всем параметрам.
ВГБ – элегазовые колонковые выключатели, разработаны на базе хорошо известного принципа гашения дуги. При срабатывании выключателя
элегаз сжимается и выбрасывается через контакты выключателя, осуществляя
гашение дуги.
Далее выбираем разъединители типа РГН1-110/1000 – разъединители
наружной установки, с заземлителями, которые подходят по всем параметрам.
27
Разъединители РДЗ предназначены для включения и отключения обесточенных участков электрической сети высокого напряжения, а также заземления
отключенных участков при помощи стационарных заземлителей.
Для КЭС 600 МВт и системы, а также на ВЛ напряжением 110 кВ, выключатели и разъединители будут аналогичны выключателям и разъединителям, устанавливающимся на РУ 110 кВ.
Выберем выключатели для РУНН, для этого посчитаем параметры согласно (4.1)–(4.8), полученные данные сведём в таблицу 4.2.
Таблица 4.2 – Выбор выключателей для РУНН 10 кВ
Каталожные данные
Расчетные данные
Выключатель
ВВ-10-40/3150 УЗ
U уст = 10кВ
U ном = 10кВ
=
I макс
1, 4 ⋅ 40000
= 3,08 кА
3 ⋅ 10,5
I п, τ = 17,002 кА
2 ⋅ I п, τ + ia, τ = 2 ⋅ 17,002 +
36,276 кА
+ 12,232 =
I п, 0 = 17,002 кА
iуд = 44,67 кА
17,0022 ⋅ (0,07 + 0,1)
B=
=
k
= 49,141 кА
I ном = 3150 А
I отк. ном = 40 кА
40 

2 ⋅ 40 ⋅ 1 +
79,2кА
=
 100 
I дин = 31,5 кА
iдин = 85 кА
2
31,5
=
⋅ 3 2977кА 2 ⋅ с
По каталогу выбираем выключатели типа ВВ-10-40/3150 УЗ, которые
подходят по всем параметрам.
Выключатели вакуумные типа ВВ-10 с пружинным приводом предназначены для работы в шкафах комплектных распределительных устройств
(КРУ) внутренней установки на класс напряжения 10 кВ трехфазного переменного тока частотой 50 и 60 Гц.
Для ЗРУ необходимо выбрать комплектное распределительное устройство.
Комплектное распределительное устройство – это распределительное
устройство, состоящее из закрытых шкафов со встроенными в них аппаратами,
измерительными и защитными приборами и вспомогательными устройствами.
Шкафы КРУ изготовляются на заводах, что позволяет добиться тщательной
сборки всех узлов и обеспечения надежной работы электрооборудования.
28
Шкафы, с полностью собранным и готовым к работе оборудованием, поступают на место монтажа, где их устанавливают, соединяют сборные шины на
стыках шкафов, подводят силовые и контрольные кабели. КРУ безопасно в обслуживании, так как все части, находящиеся под напряжением, закрыты металлическим кожухом.
Ячейки КРУ выбираются по трём условиям:
– номинальному напряжению U ном ;
– номинальному току I раб.макс.  I ном ;
– условию электродинамической стойкости iу  iдин .
Где максимальный рабочий ток найдём по:
1, 4  40 3
I раб.макс. 
10  3080 А.
3 10
На сборных шин НН iуд = 44,67 кА
На сборных шинах НН выбираем ячейку КРУ К-БЭМН со следующими
параметрами: U ном  10 кВ , iуд = 51,0 кА и I ном  3150 А.
Комплектное распределительное устройство К-БЭМН проходит по
всем параметрам.
4.2 Выбор шин на распределительном устройстве 110 кВ
Согласно [1] шины в пределах РУ выбираются по допустимому току с
учетом минимального сечения по коронированию из условия:
I раб.макс.  I допустимый .
(4.9)
Для 110 кВ: согласно формуле (4.9) I раб. макс.= 502 А ≤ I доп.= 510 А выбираем провод марки АС-185/29, диаметр провода d = 18,8 мм Согласно [1]
проверка на схлестывание не производится, поскольку I п,0 ≤ 20 кА. Также
шины не проверяются на термическую и электродинамическую стойкость. Согласно [1] по условию коронирования принимается минимальное сечение для
ВЛ 110 кВ диаметром d  11, 4 мм. По данному условию коронирования выбранный провод марки АС-185/29 ( d = 18,8 мм ) проходит.
4.3 Выбор шин на распределительном устройстве 10 кВ
В закрытых РУ 6–10 кВ ошиновка и сборные шины выполняются жесткими алюминиевыми шинами. Медные шины из-за высокой их стоимости не
29
применяются даже при больших токовых нагрузках. При больших токах рекомендуются шины коробчатого сечения, так как они обеспечивают меньшие потери от эффекта близости и поверхностного эффекта, а также лучшие условия
охлаждения.
Согласно [1] сборные шины электроустановок и ошиновка в пределах
открытых и закрытых РУ всех напряжений по экономической плотности тока
не проверяются. Сборные шины выбираются по допустимому току, согласно
= 3080 А ≤ I доп.
= 3350 А выбираем сборные шины сечением
(4.9): I раб. макс.
1000 мм2 c параметрами 100х10 из алюминия.
ПУЭ не требуют проверки шин на электродинамическую стойкость с
учетом механических колебаний, так как в большинстве конструкций шин механического резонанса не возникает.
Проверка на термическую стойкость производится по формуле расчета
минимально допустимого сечения:
qmin =
Bk
C
(4.10)
1
с2
где=
– значение функции для алюминиевых шин [2,
С 91 А ⋅
мм 2
табл. 3.14].
Bk
49,141 ⋅ 106
=
qmin =
= 77,03 мм 2 < 480 мм 2 .
C
91
Выбранные шины проверку по данному условию проходят.
4.4 Выбор защиты от перенапряжений
Защита оборудования подстанций от перенапряжений осуществляется
ограничителями перенапряжений (ОПН). ОПН размещаются в РУ напряжением до 220 кВ на сборных шинах и присоединяются к ним с ТН через общий
разъединитель. ОПН устанавливаются на вводах высшего и низшего напряжения трансформаторов удаленных от РУ на расстояние более 16 м.
Выбор ОПН производится по напряжению установки.
Для защиты оборудования:
– на U = 110 кВ выбираем ОПН-110 В УХЛ1;
– на U = 10 кВ выбираем ОПН-10У1.
30
4.5 Выбор измерительных трансформаторов
Выбираем трансформаторы тока. Трансформаторы тока предназначены для уменьшения первичного тока до значений, удобных для измерительных приборов и реле, а также для отделения цепей измерения и защиты от первичных цепей. Трансформаторы тока выбираются по следующим условиям:
– по напряжению установки:
U у ≤ U ном ,
(4.11)
где U ном – номинальное напряжение трансформатора тока, кВ;
– по максимальному току:
I раб.макс ≤ I ном ,
(4.12)
где I ном – номинальный первичный ток трансформатора тока, А;
– по динамической устойчивости:
I у < kдин ⋅ 2 ⋅ I ном ;
(4.13)
– по термической устойчивости:
Bk < ( kт ⋅ I ном ) ⋅ tт ;
– по вторичной нагрузке:
2
(4.14)
Z 2 < Z 2ном .
(4.15)
Измерительные приборы в цепи ТТ и подсчёт вторичной нагрузки
трансформатора тока приведены в таблица 4.3–4.6.
Таблица 4.3 – Измерительные приборы силового трансформатора Т1(Т2) на
стороне ВН
Класс
Измерительный прибор
Тип прибора
точности
Амперметр
РА1941
0,5
Ваттметр
ЦП8506
2,5
Счётчик активной энергии
СЕ102BY S6
1,0
Таблица 4.4 – Измерительные приборы сборных шин 10 кВ
Измерительный прибор
Тип прибора
Вольтметр и для измерения междуфазного
PZ194U
напряжения
Вольтметр с переключением для измереPZ194U
ния трёхфазных напряжений
Класс
точности
0,5
0,5
31
Таблица 4.5 – Вторичная нагрузка трансформаторов тока
Потребляемая мощность, В∙А
Прибор
Тип
Количество
Фаза А
Фаза В
Фаза С
Амперметр
РА1941
3
0,5
0,5
0,5
Ваттметр
ЦП8506
1
0,5
0,5
0,5
Счетчик
активной
СЕ102BY S6
1
2,5
2,5
2,5
энергии
Суммарная
–
–
3,5
3,5
3,5
нагрузка
Наибольшая нагрузка на ТТ: S=
3,5 В ⋅ А.
приб
Приблизительное сопротивление приборов:
S
3,5
rприб
= приб
=
= 0,14Ом
2
I2
52
Приблизительное сопротивление во вторичных цепях:
rпр = Z 2ном − rприб − rк ,
(4.17)
где rк – сопротивление в контактах, Ом;
rпр – сопротивление соединительных проводов, Ом;
Z 2ном – номинальная нагрузка, Ом.
Рассчитаем сопротивление во вторичных цепях по (4.17):
rпр = 1,2 − 0,1 − 0,14 = 0,96Ом
Во вторичных цепях трансформаторов тока и напряжения подстанции
16,8 ⋅ 10−9 Ом ⋅ м ).
будем использовать медные жилы ( ρ =
Ориентировочная длина кабеля для стороны 10 кВ l = 50 м.
Тогда расчётное сечение проводов:
=
sпр
3 ⋅ ρ ⋅l
=
rпр
3 ⋅ 0,168 ⋅ l
= 1,516 мм 2 . ,
0,96
(4.18)
По ПУЭ по условию механической прочности сечение жил токовых цепей должно быть не менее 2,5 мм2. Выбираем кабель КРВГ с жилами 2,5 мм2.
Предварительно выбираем ТТ ТОЛ-10-М-4000/5-0,5/10р/10p/10p.
Ориентировочная длина кабеля для стороны 110 кВ: l = 75м
=
sпр
3 ⋅ ρ ⋅ l 1,732 ⋅ 0,0168 ⋅ 75
=
= 2,273мм 2
rпр
0,96
Выбираем кабель КРВГ с жилами 2,5 мм2.
32
Далее выбираем измерительные трансформаторы напряжения.
Мощности приборов, подключённых к ТН, приведены в таблице 4.6.
Таблица 4.6 – Мощность приборов
Прибор
Тип
Вольтметр
PZ194U
Ваттметр
ЦП8506
Варметр
ЦП8506/9
Датч. акт.
ДИМ-200
мощности
Датч. реакт.
ДИМ-201
мощности
Счётчик активной
СЕ102BY56
энергии
Ваттметр
ЦП8506
регистр.
Вольтметр
PZ194U
регистр.
Частотометр
ЦП8512
Сумма
Общая
мощность
Р, Вт
Q, Вар
2
–
1
–
–
Sобм,
В·А
Число приборов
2
1,5
1,5
1
1
1
10
1
10
–
10
1
10
–
2 Вт
1
4
9,5
10
1
20
–
10
1
10
–
3
1
3
70
–
9,5
Полную мощность определим по формуле:
S2 ∑ =
P2 + Q2 =
702 + 9,52 = 70,64 В ⋅ А
Выбранный ТН: JDCF-110 имеет номинальную мощность в классе точSдоп 400В ⋅ А .
ности 0,2, необходимом для присоединения счётчиков=
Тогда имеем: S2 ∑ < Sдоп .
На РУ 10 кВ выбираем трансформатор напряжения ЗНОЛП-ЭК-10.
Выберем трансформаторы тока для релейной защиты элементов главной схемы.
Для защиты трансформаторов Т1 и Т2 выбираем ТТ по мощности обмоток ВН и НН:
S ВН
1,4 ⋅ 40000
(4.21)
=
I ВН =
= 281 А,
3 ⋅ U ВН
3 ⋅ 115
33
=
I НН
SНН
1,4 ⋅ 40000
=
= 3,08 кА,
3 ⋅ U НН
3 ⋅ 10,5
(4.22)
где SВН и SНН – соответственно мощности обмоток на сторонах высокого и низшего напряжения;
UВН и UНН – соответственно высокое и низшее напряжение трансформатора.
Для защиты отходящих присоединений выбираем ТТ по номинальному
току нагрузки каждого присоединения:
Sпр
5
(4.23)
=
I пр =
= 275 А.
3 ⋅ U НН
3 ⋅ 10,5
Выбираем ТТ ТЛ-10-1УЗ 0,2S/0,5/10P c коэффициентом трансформации 300/5 для отходящих присоединений.
Для от замыканий на землю в отходящих присоединениях выбираем
трансформатор нулевой последовательности ТЗЛЭ-125 и устанавливаем его на
кабельной ввод КРУ 10 кВ.
Таким образом окончательно подбираем ТТ:
– ТОГФ-110-УХЛ1 c коэффициентом трансформации 300/5 для стороны ВН;
– ТЛ-10-1УЗ c коэффициентом трансформации 4000/5 для стороны НН.
Технические характеристики выбранного оборудования сведём в таблицу 4.7.
Таблица 4.7 – Выбор трансформаторов тока
Место
Расчетные
Тип
установки
данные цепи
Каталожные
данные
U у = 110 кВ,
U ном = 110 кВ,
I ном = 281 А,
I ном = 300 А,
ОРУ 110 кВ ТОГФ-110-УХЛ1
=
Bк 2,1кА 2 ⋅ с
ЗРУ 10 кВ
ТЛ-10-1УЗ
U у = 10 кВ,
U ном = 10 кВ,
I ном = 3080 А,
I ном = 4000 А,
Bк 29,4кА 2 ⋅ с
=
КЛ 10 кВ
ТЛ-10-1УЗ
Bт= 632 ⋅ 3= 11907 кА 2 ⋅ с
Bт= 402 ⋅ 3= 4800кА 2 ⋅ с
U у = 10 кВ,
U ном = 10 кВ,
I ном = 275 А,
I ном = 300 А,
=
Вк 20,3 кА 2 ⋅ с
Bт= 402 ⋅ 3= 4800кА 2 ⋅ с
34
5 РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА И АВТОМАТИКА ЭЛЕМЕНТОВ
В процессе эксплуатации в обмотках трансформаторов могут возникать
КЗ между фазами, замыкание одной или двух фаз на землю, замыкание между
витками одной фазы и замыкания между обмотками разных напряжений. На
вводах трансформаторов и автотрансформаторов, ошиновке и в кабелях могут
также возникать КЗ между фазами и на землю. В эксплуатации могут происходить нарушения нормальных режимов работы трансформаторов, к которым
относятся: прохождение через трансформатор или автотрансформатор сверхтоков при повреждении других связанных с ними элементов, перегрузка, выделение из масла горючих газов, понижение уровня масла, повышение его температуры. В зависимости от опасности повреждения для нарушения нормального режима трансформатора, защита, фиксирующая нарушение, действует на
сигнал, разгрузку или отключение трансформатора.
По [6] к основным защитам трансформатора относятся:
– продольная дифференциальная токовая защита от всех видов замыканий на выводах и в обмотках сторон с заземленной нейтралью, а также от многофазных замыканий на выводах и в обмотках сторон с изолированной
нейтралью;
– газовая защита от замыканий внутри кожуха трансформатора, сопровождающихся выделением газа, а также при резком понижении уровня масла;
– дифференциальная токовая защита дополнительных элементов (добавочный трансформатор, синхронный компенсатор).
Резервные защиты резервируют основные защиты и реагируют на
внешние КЗ, действуя на отключение с двумя выдержками времени: с первой – отключается выключатель одной из сторон низшего напряжения
(обычно той, где установлена защита), а со второй – все выключатели объекта.
Резервные защиты от междуфазных повреждений имеют несколько вариантов
исполнения:
– МТЗ (максимальная токовая защита) без пуска по напряжению;
– МТЗ с комбинированным пуском по напряжению;
– МТЗ обратной последовательности с приставкой для действия при
симметричных КЗ.
Резервные защиты от замыканий на землю выполняется в виде МТЗ нулевой последовательности.
К защитам, действующим на сигнал, относятся:
35
– защита напряжения нулевой последовательности от замыканий на
землю на стороне низшего напряжения, работающей в режиме с изолированной нейтралью; эта защита применяется при наличии синхронного компенсатора или, когда возможна работа с отключенным выключателем на стороне
низшего напряжения;
– МТЗ от симметричного перегруза для трансформаторов с односторонним питанием устанавливается только со стороны питания (если одна из
обмоток имеет мощность 60 %, то защита от перегруза устанавливается и на
этой стороне), для автотрансформаторов и трехобмоточных трансформаторов
с двухсторонним питанием защита от перегруза устанавливается на каждой
стороне объекта, а также и в нейтрали;
– газовая защита, которая действует на сигнал при медленном выделении газа.
Для защиты силового трансформатора можно применить следующие
комплекты защит предприятия Schneider Electric: согласно [7] в качестве основной защиты два комплекта дифференциальной защиты на базе терминала
miCOM P645 на выводах ВН и НН трансформатора. Газовая защита подключается на дискретный вход устройства P645.
В соответствии с [7] защита ошиновки 110–220 кВ с количеством присоединений 4 и более должна выполняться, как правило, с использованием
двух комплектов дифференциальной защиты. Поэтому для защиты ошиновки
110 кВ применим два терминала МР 902.
Аналогично необходимо выполнить защиту самих шин ОРУ 110 кВ.
Для этого
В современных энергетических системах наиболее подвержены КЗ воздушные линии электропередачи. Поэтому важно, чтобы соответствующая защита осуществляла безопасное и надежное отключение. Для распределительных систем первостепенное значение имеет постоянное электроснабжение.
Большинство КЗ на воздушных линиях кратковременны, поэтому с целью
улучшения работы системы обычно используются многократные АПВ вместе
с быстродействующими выключателями. Таким образом, высокая скорость
устранения КЗ – основное требование к любой схеме защиты в распредсетях.
В соответствии с [7] на отходящих линиях 10 кВ с односторонним питанием установлена двухступенчатая токовая защита с действием на отключение, токовая защита нулевой последовательности с действием на отключение,
которые выполнены на базе микропроцессорного устройства MP5 ПО70.
Защиту вводов 10 кВ выполняем на терминалах МР761, на базе которых реализованы МТЗ, АВР и отключающий орган логической защиты шин
ЛЗШ). Блокирующий орган ЛЗШ выполнен на базе микропроцессорных
36
устройств МР5 ПО70, защиты отходящих присоединений и секционного выключателя.
Для защиты КРУ 10 кВ предусмотрена оптоволоконная дуговая 10 кВ,
выполненная на базе микропроцессорных устройств ТЭЗ-24 и МДО-1.
На ВЛ 110 кВ согласно [7] в качестве основной быстродействующей
защиты применяется дистанционная защита (ДЗ) с использованием микропроцессорных реле МР771 c высокочастотным ускорением (ВЧ). Также для реализации ВЧ ускорения на ВЛ 110 кВ будут установлены высокочастотные заградители и конденсаторы связи.
В соответствии с типовой конфигурацией для ВЛ 110 кВ предусмотрено выполнение однократного трехфазного АПВ.
При выполнении АПВ должно быть реализовано:
‒ действие на включение выключателя по факту наличия готовности
выключателя линии и устройства АПВ с установленной выдержкой времени;
‒ запрет при отключении (включении) выключателя оперативным персоналом;
‒ возможность запрета АПВ от внешних устройств;
‒ оперативный ввод/вывод АПВ, изменение алгоритма контроля АПВ
посредством местного и удаленного доступа.
На каждом выключателе напряжением 110 кВ и выше, а также на выключателях 6–35 кВ присоединений, отказ выключателя которых не резервируется защитами других присоединений, должно предусматриваться УРОВ с
пуском от защит присоединений.
Для защиты присоединения резистора от междуфазных КЗ необходимо
устанавливать комплект максимальной токовой защиты с действием на отключение вводного и секционного выключателей с запуском АВР секции при недопустимости работы сети в режиме изолированной нейтрали и с действием
на отключение присоединения резистора т.к. работа сети в режиме изолированной нейтрали допустима.
При замыкании на землю на присоединении резистора допускается отключение только присоединения резистора, а не полное отключение секции с запретом АВР защитами резистора. В этом случае секция останется без повреждения в режиме изолированной нейтрали. Для реализации защиты выбираем терминал защиты МР5 ПО70.
37
6 ОПЕРАТИВНЫЙ ТОК
Совокупность источников питания, кабельных линий, шин питания переключающих устройств и других элементов оперативных цепей составляет
систему оперативного тока данной электроустановки. Оперативный ток на
подстанциях служит для питания вторичных устройств, к которым относятся
оперативные цепи защиты, автоматики и телемеханики, аппаратура дистанционного управления, аварийная и предупредительная сигнализация. При нарушениях нормальной работы подстанции оперативный ток используется также
для аварийного освещения и электроснабжения электродвигателей (особо ответственных механизмов).
К системам оперативного тока предъявляют требования высокой
надежности при коротких замыканиях и других ненормальных режимов в цепях главного тока.
Применяются следующие системы оперативного тока на подстанциях:
– постоянный оперативный ток – система питания оперативных цепей,
при которой в качестве источника питания применяется аккумуляторная
батарея (далее АБ);
– переменный оперативный ток – система питания оперативных цепей,
при которой в качестве основных источников питания используются измерительные трансформаторы тока защищаемых присоединений, измерительные
трансформаторы напряжения, трансформаторы собственных нужд. В качестве
дополнительных источников питания импульсного действия используются
предварительно заряженные конденсаторы;
– выпрямленный оперативный ток – система питания оперативных цепей переменным током, в которой переменный ток преобразуется в постоянный (выпрямленный) с помощью блоков питания и выпрямительных силовых
устройств. В качестве дополнительных источников питания импульсного действия могут использоваться предварительно заряженные конденсаторы;
– смешанная система оперативного тока - система питания оперативных цепей, при которой используются разные системы оперативного тока (постоянный и выпрямленный, переменный и выпрямленный).
Постоянный оперативный ток применяется на подстанциях 110–220 кВ
со сборными шинами этих напряжений, на подстанциях 35–220 кВ без сборных шин на этих напряжениях с масляными выключателями с электромагнитным приводом, для которых возможность включения от выпрямительных
устройств не подтверждена заводом-изготовителем.
38
Переменный оперативный ток применяется на подстанциях 35/6(10) кВ
с масляными выключателями 35 кВ, на подстанциях 35–220/6(10) и
110–220/35/6(10) кВ без выключателей на стороне высшего напряжения, когда
выключатели 6(10)–35 кВ оснащены пружинными приводами.
Выпрямленный оперативный ток должен применяться: на подстанциях
35/6(10) кВ с масляными выключателями 35 кВ, на подстанциях
35–220/6(10) кВ и 110–220/35/6(10) кВ без выключателей на стороне высшего
напряжения, когда выключатели оснащены электромагнитными приводами;
на подстанциях 110 кВ с малым числом масляных выключателей на
стороне 110 кВ.
Смешанная система постоянного и выпрямленного оперативного тока
применяется для уменьшения емкости аккумуляторной батареи за счет применения силовых выпрямительных устройств для питания цепей электромагнитов включения масляных выключателей. Целесообразность применения этой
системы должна быть подтверждена технико-экономическими расчетами.
Смешанная система переменного и выпрямленного оперативного тока
применяется: для подстанций с переменным оперативным током при установке на вводах питания выключателей с электромагнитным приводом, для
питания электромагнитов включения которых устанавливаются силовые выпрямительные устройства. Для подстанций 35–220 кВ без выключателей на
стороне высшего напряжения, когда не обеспечивается надежная работа защит
от блоков питания при трехфазных коротких замыканиях на стороне среднего
или высшего напряжения.
Всех потребителей энергии, получающих питание от аккумуляторной
батареи, можно разделить на три группы:
– постоянно включенная нагрузка – аппараты устройств управления,
блокировки, сигнализации и релейной защиты, постоянно обтекаемые током,
а также постоянно включенная часть аварийного освещения. Постоянная
нагрузка на аккумуляторной батареи зависит от мощности постоянно включенных ламп сигнализации и аварийного освещения, а также от типов реле.
Так как постоянные нагрузки невелики и не влияют на выбор батареи, в расчетах можно ориентировочно принимать для крупных подстанций 110–500 кВ
значение постоянно включенной нагрузки 25 А;
– временная нагрузка – появляющаяся при исчезновении переменного
тока во время аварийного режима – токи нагрузки аварийного освещения и
электродвигателей постоянного тока. Длительность этой нагрузки определяется длительностью аварии (расчетная длительность 0,5 часа);
39
– кратковременная нагрузка (длительностью не более 5 с) создается токами включения и отключения приводов выключателей и автоматов, пусковыми токами электродвигателей и токами нагрузки аппаратов управления,
блокировки, сигнализации и релейной защиты, кратковременно обтекаемых
током.
Питание происходит от трансформаторов собственных нужд, далее
происходит распределение на две секции шин, в щите собственных нужд (далее ЩСН). После происходит питание через зарядно – подзарядное устройство. Таким способом питаются основные элементы подстанции. В случае аварии на линии, питание идет от аккумуляторных батарей.
Так как по причине просадки напряжения, в случае короткого замыкания вблизи трансформаторов собственных нужд, на нашей подстанции будет
организовано питания элементов постоянным оперативным током.
Для этого используются два комплекта аккумуляторных батарей и выпрямители.
В качестве аккумуляторной батареи используют, как правило, свинцово-кислотные и в отдельных случаях щелочные железо-никелевые АБ.
Выбор АБ заключается в определении теплового номера батареи, состоящей из СК – аккумуляторов стационарного типа и расчёте числа последовательно включённых элементов.
В соответствии с [8] напряжение на шинах постоянного тока питающих
цепи управления, устройства релейной защиты, сигнализации, автоматики и
телемеханики, в нормальных эксплуатационных условиях допускается поддерживать на 10% выше номинального напряжения электроприемников.
По той причине, что в соединительных проводах будет потеря напряжения, это нужно учитывать при расчете максимально допустимого напряжения.
Суммарное, приведенное сечение кабелей можно принять равным
S = 150 мм 2 , а приведенную длину кабеля Lкаб = 75 м. Тогда сопротивление кабелей равно:
ρ⋅L
0,017 ⋅ 103 ⋅ 75
(6.1)
=
Rкаб =
= 8,5 мОм,
S
150
где ρ 0,017 Ом ⋅ м – удельное сопротивление кабеля с медными
=
жилами.
Напряжение на шинах щита постоянного тока (далее ЩПТ) будет
равно:
U ЩПТ =1,1 ⋅ U ном + I каб ⋅ Rкаб ,
(6.2)
Ток нагрузки примем равным I каб = 30 А. Тогда по (6.2):
40
U ЩПТ = 242 + 30 ⋅ 0,085 = 244,55 В.
При работе АБ в режиме постоянного подзаряда наиболее экономичным является режим, при котором напряжение на каждом элементе(аккумуляторе) поддерживается на уровне U элем = 2,23 В.
Минимально допустимое напряжение на шинах ЩПТ:
0,8 ⋅ U ном =0,8 ⋅ 220=176 В.
U min =
Определим число аккумуляторов в батарее:
U
244,55
nакк = ЩПТ =
=109,66,
U элем
2,23
(6.3)
(6.4)
Принимаем число аккумуляторов равным nакк = 110.
График нагрузки АБ в аварийном режиме (при отключенном зарядно –
подзарядном устройстве) показан на рисунке 6.1.
Iн,А
200
100
0,5
1,0
1,5
2,0
t, ч
Рисунок 6.1 – График нагрузки аккумуляторной батареи типа 2RG 400
фирмы Oldham в аварийном режиме
Приведенная емкость (к одному часу):
I
Сприв = разряд ,
60
где I разряд – ток разряда, по графику нагрузки (рисунок 6.1).
(6.5)
Емкость одного часа равна току на одном часу.
Коэффициент увеличения емкости батареи для обеспечения отдаваемой мощности (80%) в конце срока службы батареи. Определим расчетную
емкость аккумулятора:
Сн
(6.6)
К1 =
,
0,8 ⋅ Сн
где Сн – номинальная емкость батареи.
41
Расчетная емкость аккумуляторной батареи:
С=
Сприв ⋅ К1.
расч
Расчетная емкость аккумуляторной батареи:
I
t = расч .
I max
(6.7)
(6.8)
Выполним вычисления по выражениям (6.5) – (6.8):
57,5 ⋅ 30 208 ⋅ 2,2 50 ⋅ 87,8
Сприв =
+
+
= 109,54 А ⋅ ч,
60
60
60
Сн
1, 25,
=
К1 =
0,8 ⋅ Сн
Срасч= 109,54 ⋅ 1,25= 136,9 А ⋅ ч,
136,9
⋅ 60
= 39,50 мин.
208
Согласно [9], U k = 1,75 В при t =
+10°C, для времени разряда 60 минут
=
t
(расчетная величина – 39,50 мин.), для тока 208 А определим требуемый тип
аккумуляторной батареи, а именно 2 RG 400.
Аккумуляторная батарея типа 2 RG 400, состоящая из 110 элемента,
обеспечит напряжение на нагрузке в соответствии с заданными исходными
данными.
Расчетная мощность подзарядного агрегата:
PзарЗПУ = U зар ⋅ ( I зар + I пост ) ,
(6.9)
где U зар – напряжение заряда, В,
I зар – зарядный ток батареи, А.
Напряжение заряда зарядно – подзарядного агрегата:
U зар =nакк ⋅ U пост ± 2%.
Зарядный ток батареи:
I зар
= 0,1 ⋅ C10 .
(6.10)
(6.11)
где C10 – емкость аккумуляторной батареи, при температуре в аккумуляторной равной ±10°С , согласно [9].
Выполним вычисления по выражениям (6.9) – (6.11):
I зар =0,1 ⋅ 400 =40,
U зар = 101 ⋅ 2,30 + 0,02 ⋅ 101 ⋅ 2,30 = 236,95,
PзарЗПУ
= 236,95 ⋅ ( 40 + 0,3 ⋅ 40=
) 12321,4 Вт.
Выбираем зарядно – подзарядный агрегат типа БСН ПТ-220 – VI производства ООО «НИИЭФА – ЭНЕРГО».
42
Помимо всего, необходимо проводить обслуживание аккумуляторных
батарей. Необходимо каждые три года (или чаще, в соответствии с местными
нормами), проводить контрольный разряд аккумуляторной батареи. Разряд рекомендуется проводить в теплое время года.
Для сигнализации о появлении неисправностей на ЩПТ-1 установлено
устройство WEINTEK MT8071IE. Оно предназначено для работы в комплексе
с контроллером ЩПТ-1 и реализует следующие функции:
– индикацию состояний логических сигналов;
– оперативный просмотр напряжений двух секций, напряжения и тока
аккумуляторной батареи и сопротивлений изоляции;
– просмотр диагностической информации аналоговых входов, дискретных входов, дискретных выходов;
– просмотр аварийных и предупредительных уставок;
– конфигурирование аварийных и предупредительных уставок;
– сохранение и восстановление аварийных и предупредительных уставок в энергонезависимой памяти.
Внешний вид устройства представлен на рисунке 6.2
Рисунок 6.2 – Внешний вид устройства WEINTEK MT8071IE
На сенсорном экране устройства (рисунок 6.2) отображаются положения рубильников отходящих линий, уровень напряжения на шинах ЩПТ-1, а
также наличие тока утечки в датчиках тока утечки.
Внизу экрана бегущей строкой прописываются аварийные события.
Данное устройство позволяет оперативно оценить состояние оперативных цепей в настоящее время, помимо этого, оно позволяет управлять устройствами по протоколу ModBus.
43
7 РАСЧЕТ ПАРАМЕТРОВ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ
ТРАНСФОРМАТОРОВ 110 КВ
7.1 Расчёт уставок дифференциальной защиты
Продольная дифференциальная токовая защита с торможением будет
выполнена на двух комплектах.
Тормозная характеристика дифференциальной защиты (рисунок 7.1)
имеет три участка АВ, ВС, СD, четвёртый участок DE обусловлен действием
дифференциальной отсечки:
Рисунок 7.1 – Характеристика дифзащиты на реле Р645
метры:
IД> – уставка ступени дифференциальной защиты с торможением;
IД>> – уставка ступени дифференциальной отсечки.
Для задания тормозной характеристики применяются следующие пара– Iб1 – начальная точка участка ВС, f1 – угол наклона ВС;
– Iб2 – начальная точка участка CD, f2 – угол наклона CD.
Параметры срабатывания рассчитаем согласно [9].
Расчёт номинальных токов обмоток трансформатора:
S ВН
40
=
I ВН
=
= 201А,
3 ⋅ U ВН
3 ⋅ 115
=
I НН
S НН
=
3 ⋅ U НН
40
= 2200 А,
3 ⋅ 10,5
44
где SВН и SНН – соответственно мощности обмоток на сторонах высокого и низшего напряжения;
UВН и UНН – соответственно высокое и низшее напряжение трансформатора.
Расчёт коэффициентов кратности:
I TT ВН 300
= = 1,49 ≥ 1,
K=
ВН
I ВН
201
=
K НН
I TT НН 4000
= = 1,81.
I НН
2200
(7.4)
где ITT BН и ITT HН – соответственно номинальные первичные токи измерительных трансформаторов тока;
IВН и IНН – соответственно номинальные токи силового трансформатора
на сторонах высокого и низшего напряжения.
Выбор уставки IД> и углов наклона:
=
I Д> K ОТС ( K ОДН ⋅ ε + ∆U + ∆f ВЫР ) ⋅ I *НОМ НАГР ,
(7.5)
где KОТС – коэффициент отстройки, принимается 1,1–1,5 (для повышения надежности отстройки от токов небаланса принимается больший KОТС,
если при этом не обеспечивается условие чувствительности, то принимается
меньший KОТС);
KОДН – коэффициент однотипности трансформаторов тока, принимается равным 0,5, если ТТ одинаково нагружены, и 1 – во всех остальных случаях;
ε – относительное значение полной погрешности ТТ;
∆U – относительная погрешность, обусловленная регулированием
напряжения на сторонах защищаемого трансформатора;
∆fВЫР – коэффициент, учитывающий погрешность цифрового выравнивания, равен:
– 0,03 при наибольшей (из всех плеч защиты) кратности IТТ/IНОМ от одного до двух;
– 0,04 при наибольшей кратности IТТ/IНОМ от двух до четырёх;
– 0,05 при наибольшей кратности IТТ/IНОМ свыше четырёх;
I*НОМ НАГР – номинальный ток нагрузки.
Тогда по (7.4) получим:
9 ⋅ 1,78


I Д> = 1,1 ⋅ 1 ⋅ 0,1 +
+ 0,03  ⋅ 1 = 0,319,
100


I Д> ⋅ I ВН 0,319 ⋅ 160,7
(7.6)
=
I Д> ВТОР =
= 0,857 А,
kТР ТТ
60
45
где kТР ТТ – коэффициент трансформации измерительного ТТ.
Рекомендуется принимать минимальную уставку IД> не менее 200 мА
во вторичных при ТТ с Iн=5 А, 40 мА при ТТ с Iн=1 А.
Точка второго перегиба:
I Б2 =2 I *НОРМ ПЕРЕГР =2 ⋅ 1,5 =3,
(7.8)
т. к. участок учитывает погрешности в зоне допустимой перегрузки
трансформатора (при токе нагрузки 1,5IНОМ).
=
I Д2 K ОТС ( K ПЕР ⋅ K ОДН ⋅ ε + ∆U + ∆f ВЫР ) ⋅ I *НОМ ПЕРЕГР ,
(7.9)
Тогда по (7.7) получаем:
I Д2= 1,5 ⋅ (1 ⋅ 1 ⋅ 0,1 + 0,16 + 0,03) ⋅ 1,5= 0,653.
Угол наклона участка BC:
I Д2
0,653
=
f1 arctg =
arctg = 12,3°.
I Б2
3
Принимаем: f1=13º.
Угол наклона f1 первого наклонного участка должен обеспечить несрабатывание ступени при сквозных токах, соответствующих режиму нормальной перегрузки. Такие токи возникают при действии устройств АВР трансформаторов, АВР секционных выключателей, АПВ питающих линий. Для обеспечения надежной отстройки от токов небаланса в условиях нормальной перегрузки рекомендуется принимать угол f1 не менее 12°, если это не противоречит условию чувствительности
Точка первого перегиба:
I Д> 0,319
I Б1 =
=
= 1,38.
tg f1 tg13°
Наклон второго наклонного участка:
f 2 = arctg
K ОТС ( K ПЕР ⋅ K ОДН ⋅ ε + ∆U + ∆f ВЫР ) ⋅ I *ВНЕШ КЗ − I Д2
2 ⋅ I *ВНЕШ КЗ − I Б2
,
где kпер=2,5 – более 50 % нагрузки трансформатора составляет двигательная;
kпер=2 – двигательная нагрузка менее 50 %.
Тогда по (7.12):
14267 10,5
⋅
− 0,653
1,1( 2,5 ⋅ 1 ⋅ 0,1 + 0,16 + 0,03) ⋅
115
201
= 8,59°.
f 2 arctg
14267 10,5
⋅
−3
2⋅
201 115
46
Для обеспечения надежной отстройки от токов небаланса в условиях
внешних КЗ рекомендуется принимать угол f2 не менее 26°, если это не противоречит условию чувствительности, поэтому принимаем f2=26°.
Дифференциальная токовая отсечка:
Если дифференциальный ток защиты превышает уставку IД>>, устройство срабатывает без учета торможения и блокировок по второй и пятой гармоникам.
Первичный ток срабатывания определяется отстройкой от максимального первичного тока намагничивания при включении ненагруженного трансформатора.
По условию отстройки от броска тока намагничивания:
(7.13)
I Д >> =( 5−10 ) ⋅ I ном .
По (7.13) принимаем I Д >> = 7.
Ток срабатывания отсечки определяется отстройкой от максимального
тока небаланса при переходном режиме внешнего КЗ:
14267 10,5
(7.14)
I Д>> =K ОТС ⋅ K НЕБ ⋅ I *ВНЕШ КЗ =1,1 ⋅ 0,7 ⋅
⋅
=4,99,
201 115
где KОТС - коэффициент отстройки, учитывающий погрешности терминала, ошибки расчета и необходимый запас, может быть принят 1,1–1,2;
КНЕБ – коэффициент небаланса:
– равен 1 в случае, если по сторонам трансформатора используются ТТ
с номинальными токами 5 А и 1 А;
– равен 0,7 в случае, если ТТ имеют одинаковый вторичный ток 5А.
Принимаем IД>> = 5.
Уставки блокировок по второй и пятой гармоникам принимаем
I2/ I1=14% (перекрестная блокировка «Введена»), I5/ I1=40% (перекрестная
блокировка «Введена»).
Проверка по условию чувствительности к КЗ на выводах трансформатора производится для ступени с торможением в режиме минимального тока
КЗ (I*МИН.КЗ) на выводах трансформатора:
I *МИН.КЗ
=
KЧ
≥ 2,
I СЗ
где I СЗ – ток срабатывания защиты:
=
I СЗ I Д> при I *МИН.КЗ ≤ I Б1,
(
(7.16)
)
I СЗ =
I Д> + tg f1 I *МИН.КЗ − I Б1 при I Б1 < I *МИН.КЗ ≤ I Б2 ,
(
)
(7.17)
I СЗ = I Д> + tg f1 ( I Б2 − I Б1 ) + tg f 2 I *МИН.КЗ − I Б2 при I *МИН.КЗ > I Б2 . (7.18)
47
Рассчитаем минимальный ток КЗ (режим двухфазного КЗ) приведенный к номинальному току силового трансформатора:
3 *
3 14267 10,5
⋅ I ВНЕШ.КЗ = ⋅
⋅
=5,612, I *МИН.КЗ > I Б2 . (7.19)
2
2
201 115
Рассчитаем ток срабатывания защиты, соответствующий режиму минимального тока КЗ:
I *МИН.КЗ =
(
)
I СЗ = I Д> + tg f1 ⋅ ( I Б2 − I Б1 ) + tg f 2 ⋅ I *МИН.КЗ − I Б2 =
= 0,319 + tg13 ⋅ ( 3 − 1,38 ) + tg 26 ⋅ ( 5,612 − 3=
) 1,393,
°
°
(7.20)
Проверим чувствительность данной защиты:
I *МИН.КЗ 5,612
=
KЧ
=
= 4,03 > 2.
I СЗ
1,393
(7.21)
Защита обладает необходимой чувствительностью.
В результате расчетов получили характеристику срабатывания ДЗТ
представленную на рисунке 7.2.
Рисунок 7.2 – Характеристика срабатывания ДЗТ
7.2 Расчёт уставок максимальной токовой защиты
трансформатора
Рассчитаем параметры защиты от сверхтоков внешних междуфазных
КЗ. В качестве такой защиты примем МТЗ. Защиты устанавливаются с каждой
стороны трансформатора. На стороне 10 кВ защиты действуют на отключение
своих выключателей. Защита, установленная на стороне 110 кВ, действует на
отключение всех выключателей, но с большей выдержкой времени, чем МТЗ
на стороне 10 кВ.
К отс ⋅ К сз
⋅ I нагр.max. .
I >>>=
(7.22)
расч .перв .
КВ
48
где К отс – коэффициент надежности несрабатывания защиты (рекомендуется принимать К отс =1,1);
К В – коэффициент возврата максимальных реле тока ( К В =0,95);
К СЗ – коэффициент самозапуска нагрузки, отражающий увеличение
рабочего тока за счет одновременного пуска всех тех электродвигателей, которые затормозились при снижении напряжения во время короткого замыкания. При отсутствии в составе нагрузки электродвигателей напряжением
6 кВ и 10 кВ и при времени срабатывания МТЗ более 0,3 с можно принимать
значения К СЗ ≥1,1–1,3. В виду того, что неизвестен состав нагрузки, считаем,
что подстанция не питает двигательную нагрузку напряжением 6 либо 10 кВ,
принимаем К СЗ =1,3.
I >>>расч .втор . = К сх
I сз
.
nТТ
(7.23)
где К сх – коэффициент схемы, показывающий во сколько раз ток в реле
больше, чем ток во вторичной обмотке трансформатора тока при нормальном
симметричном режиме работы защищаемого элемента; при схемах включения
измерительных реле на фазные токи (полная и неполная «звезда») значение
этого коэффициента равно 1, а для схем, где измерительные реле включены на
разность фазных токов (например «треугольник») равно 1,73;
nТТ – коэффициент трансформации трансформаторов тока.
Ток I нагр . max найдем из условия, что Т1 отключится защитой и вся
нагрузка подключается к Т2.
Согласно (7.1) и (7.2) получим:
На стороне ВН:
S
35000
 219А,
I нагр . max  н . max 
3  U min
3 115  0 ,8
1,11,3
 219  329 ,65 А,
0 ,95
329 ,65
Iрасч .втор .  1
 5,49 А.
60
I >>>расч.перв. 
На стороне НН:
I нагр . max 
Sн . max
35000

 2405А,
3  U min
3 10 ,5  0 ,8
I >>>расч.перв. 
1,11,3
 2405  3621 А,
0 ,95
49
3621
 4 ,526 А.
800
Коэффициент чувствительности равен:
I ( 2 )КЗ min
КЧ 
 1,5 .
I >>>расч.перв.
Iрасч .втор .  1
(7.24)
Согласно (7.24) получим:
Коэффициент чувствительности МТЗ со стороны ВН:
14267 10 ,5
KЧ 

 3,95  1,5.
329 ,65 115
Коэффициент чувствительности МТЗ со стороны НН:
14267
KЧ 
 3,94  1,5.
3621
Время срабатывания защиты от сверхтоков внешних междуфазных коротких замыканий на стороне 10 кВ:
tсз .сверх  tсз .прис  dt  0,9  0,3  1,2 с,
(7.25)
где tcp прис.=0,9 с – принятое максимальное время срабатывания МТЗ
присоединения на стороне НН.
Время срабатывания защиты от сверхтоков внешних междуфазных коротких замыканий на стороне 110 кВ по (7.25):
tсз .сверх  1,2  0,3  1,5 с.
7.3 Газовая защита трансформатора
Газовая защита предназначена для защиты силовых трансформаторов с
масляным заполнением, снабженных расширителями, от всех видов внутренних повреждений, сопровождающихся выделением газа, ускоренным перетеканием масла из бака в расширитель, а также от утечки масла из бака трансформатора.
Измерительным органом газовой защиты является газовое реле. Газовое реле представляет собой металлический сосуд с двумя поплавками (элементами), который врезается в наклонный трубопровод, связывающий бак
трансформатора с расширителем. При нормальной работе трансформатора, газовое реле заполнено трансформаторным маслом, поплавки находятся в поднятом положении и связанные с ними электрические контакты разомкнуты.
При незначительном повреждении в трансформаторе (например, витковое замыкание) под воздействием местного нагрева из масла выделяются газы, ко-
50
торые поднимаются вверх, к крышке бака, а затем скапливаются в верхней части газового реле, вытесняя из него масло. При этом верхний из двух поплавков (элементов) опускается вместе с уровнем масла, что вызывает замыкание
его контакта, действующего на предупредительный сигнал. При серьезном повреждении внутри трансформатора происходит бурное газообразование и под
воздействием выделившихся газов масло быстро вытесняется из бака в расширитель. Поток масла проходит через газовое реле и заставляет сработать нижний поплавок (элемент), который дает команду на отключение поврежденного
трансформатора. Этот элемент срабатывает также и в том случае, если в баке
трансформатора сильно понизился уровень масла (например, при повреждении бака и утечке масла).
Применение газовой защиты является обязательным на трансформаторах (автотрансформаторах) мощностью 6300 кВА и более, а также на трансформаторах (автотрансформаторах) мощностью 1000–4000 кА, не имеющих
дифференциальной защиты или отсечки, и если максимальная токовая защита
имеет выдержку времени 1 с и более. На трансформаторах мощностью
1000–4000 кВА применение газовой защиты при наличии другой быстродействующей защиты допускается, но не является обязательным. Применение газовой защиты является обязательным также на внутрицеховых трансформаторах (автотрансформаторах) мощностью 630 кВА и выше независимо от наличия других быстродействующих защит.
Газовая защита осуществляется с помощью специальных газовых реле,
которые подразделяются на поплавковые, лопастные и чашечные.
Для обеспечения действия газовой защиты на отключение при кратковременном замыкании контактов газового реле выполняется подхват отключающего импульса. При масляных и воздушных выключателях с общим приводом подхват отключающего импульса производится с помощью удерживающих обмоток выходных промежуточных реле. При воздушных выключателях с индивидуальными приводами у каждого полюса подхват отключающего
импульса предусматривается в схеме управления.
Газовая защита является единственной защитой трансформаторов от
«пожара стали» магнитопровода, возникающего при нарушении изоляции
между листами стали.
51
8 РАСЧЕТ ПАРАМЕТРОВ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ ЛИНИИ 10 КВ
На отходящих линиях с односторонним питанием для защиты от многофазных КЗ устанавливается двухступенчатая токовая защита с действием на
отключение. Для защиты от однофазынх замыканий на землю устанавливается
токовая защита нулевой последовательности с действием на отключение, которые выполнены на базе микропроцессорного устройства типа MP5 ПО70,
произведённое фирмой «БЭМН».
Рассчитаем параметры защит, установленных на отходящей кабельной
линии 10 кВ.
Ток срабатывания первой ступени токовой защиты (токовая отсечка без
выдержки времени) отстраивается от максимального значения тока трёхфазного КЗ в конце защищаемой линии:
I
I >>расч .перв
=. kотс
⋅ I кз .внеш .макс . ,
(8.1)
I
где kотс
– коэффициент отстройки, учитывающий неточности расчёта
I
тока КЗ, погрешности трансформаторов тока, органов тока ( kотс
=1,1).
Ток срабатывания реле всех ступеней защиты определяется:
=.
I >>расч .втор
kсх
⋅ I >>расч .перв . ,
nт
(8.2)
где kсх – коэффициент схемы, учитывающий схему соединения трансформаторов тока ( kсх = 1 для схем соединения ТТ в звезду и неполную звезду,
kсх = 3 для схем соединения ТТ в треугольник и на разность токов
двух фаз.
Согласно (8.1) и (8.2) получим:
I >>расч .перв . =
1,1 ⋅ 14 ,267 =
15,693 кА,
15693
=
I >>расч .втор . =
1⋅
261,55А.
60
Чувствительность токовой отсечки без выдержки времени проверяется
при металлическом двухфазном КЗ в месте установки защиты:
К чI
I кз(2)мин
3 17002
=
= ⋅
=
0 ,938 < 1,5 .
I >>расч .перв .
2 15693
(8.3)
Т. к. защита не обладает необходимой чувствительностью, ее установка
производиться не будет.
Ток срабатывания второй ступени защиты (МТЗ) выбирается по условию отстройки от максимального тока нагрузки присоединения.
52
II
kотс
⋅ kсз
I >>расч
=
⋅ I раб.макс ,
.перв .
kв
(8.4)
где kсз – коэффициент самозапуска двигателей нагрузки, определяемый
конкретным составом нагрузки ( kсз примем равным 1,3);
kотс – коэффициент отстройки ( kотс = 1,1 при использовании MP500);
kв – коэффициент возврата ( kв = 0 ,95 при использовании MP500).
Максимальный рабочий ток найдём исходя из экономически целесообразной величины передаваемой мощности, для линий 10 кВ это 3 МВт, по выражению:
Pл
(8.5)
I раб .макс . =
.
cosφ ⋅ 3 ⋅ U н
Тогда, максимальный рабочий ток по (8.5):
5 ⋅ 103
=
I раб .макс . = 343 А.
10 ,5 ⋅ 3
Согласно (8.4) получим:
1,1 ⋅ 1,3
I >>расч .перв=.
⋅ 343
= 516 ,3 А,
0,95
I
516 ,3
I >>расч .втор . =
kсх ⋅ >>расч .перв . =
1⋅
8,605 А.
=
nт
60
(8.6)
МТЗ выполняется с выдержкой времени, которая выбирается на ступень селективности больше выдержки времени предыдущей защиты, в нашем
случае защиты трансформатора 10/0,4 кВ, установленного в конце защищаемой линии:
tсзII  tсзI   t ,
(8.7)
где tсзI – выдержка времени ступени защиты трансформатора 10/0,4 кВ,
условимся, что tсзI = 0,1 с ;
 t  0 ,3 с – ступень селективности.
Согласно (8.7) получим:
tсзII = 0,1 + 0,3 = 0 ,4 с.
Чувствительность МТЗ проверяется при металлическом двухфазном
КЗ в минимальном режиме работы системы:
=
К чII
I кз(2)мин
=
I >>расч .перв .
3 14267
= 23,9 > 1,5 .
2 516 ,3
Расчёт МТЗ проверку проходит.
(8.8)
53
Токовая защита нулевой последовательности реагирует на действующее значение полного тока нулевой последовательности промышленной частоты ( 3 ⋅ I 0 ). Ток срабатывания защиты выбирается по условию несрабатывания при внешнем однофазном коротком замыкании на землю и определяется
по выражению:
I сзТЗНП ≥ kн ⋅ kбр ⋅ I С ,
(8.9)
где kн – коэффициент надежности ( kн =1,2 );
kбр – коэффициент «броска», учитывающий бросок емкостного тока в
момент возникновения однофазного короткого замыкания на землю, а также
способность реле реагировать на него ( kбр = 1,5 );
I С – собственный емкостной ток присоединения при внешнем одно-
фазном коротком замыкании на землю.
I=
I Суд ⋅ L ,
С
где I Суд = 1,4
по [7];
(8.10)
A
– удельное значение емкостного тока кабельной линии
км
L = 0,9 км – длина линии.
Тогда согласно (8.9) и (8.10):
I сзТЗНП = 1,2 ⋅ 1,5 ⋅ 1,4 ⋅ 0 ,9 = 2 ,268 А.
54
9 ОХРАНА ТРУДА
9.1 Меры безопасности при выполнении монтажных и наладочных
работ во вторичных цепях трансформаторов тока и напряжения
Согласно требованием ТКП 181-2009, силовое оборудование электростанций, подстанций и электрических сетей должно быть защищено от коротких замыканий и нарушений нормальных режимов работы устройствами релейной защиты и электроавтоматики. Устройства РЗА должны быть постоянно включены, кроме устройств, которые должны выводиться из работы в
соответствии с назначением и принципом действия, режимом работы энергосистемы и условиями селективности. Устройства аварийной и предупредительной сигнализации должны быть всегда готовы к действию. Свое название
релейная защита получила от названия основного элемента схем защиты –
реле.
Для обеспечения безопасности работ, проводимых в цепях измерительных приборов и устройств релейной защиты, все вторичные обмотки измерительных трансформаторов тока и напряжения имеют постоянное заземление.
В сложных схемах релейной защиты для группы электрически соединенных
вторичных обмоток трансформаторов тока независимо от их числа выполнено
заземление только в одной точке.
При необходимости разрыва токовой цепи измерительных приборов и
реле цепь вторичной обмотки трансформатора тока предварительно закорачивается на специально предназначенных для этого зажимах.
В цепях между трансформатором тока и зажимами, где установлена закоротка, работы, которые могут привести к размыканию цепи, не производятся.
При производстве работ на трансформаторах тока или в их вторичных
цепях шины первичных цепей не используются в качестве вспомогательных
токопроводов при монтаже или токоведущих цепей при выполнении сварочных работ. Цепи измерений и защиты присоединяются к зажимам указанных
трансформаторов тока после полного окончания монтажа вторичных схем.
При проверке полярности приборы, которыми она производится, до подачи
импульса тока в первичную обмотку надежно присоединять к зажимам вторичной обмотки.
Работа в цепях устройств релейной защиты, электроавтоматики и телемеханики (РЗАиТ) производится по исполнительным схемам.
При работах в устройствах РЗАиТ необходимо пользоваться слесарномонтажным инструментом с изолирующими рукоятками.
55
Проверка цепей измерения, сигнализации, управления и защиты, в случае необходимости в помещении электроустановок напряжением выше 1 кВ,
может производиться одним человеком с группой по электробезопасности не
ниже III.
При работах в цепях трансформаторов напряжения с подачей напряжения от постороннего источника снимаются предохранители со стороны высшего и низшего напряжений и отключаются автоматы от вторичных об-моток.
При необходимости производства каких-либо работ в цепях или на аппаратуре РЗАиТ при включенном основном оборудовании принимаются дополнительные меры против его случайного отключения.
Вблизи места размещения релейной аппаратуры не производится работы, вызывающие сильное сотрясение релейной аппаратуры, грозящие ложным действием реле.
Переключения, включение и отключение выключателей, разъединителей и другой аппаратуры, пуск и остановка агрегатов, регулировка режима.
Их работы, необходимые при наладке или проверке устройства РЗАиТ,
производятся только оперативным персоналом.
Запись показаний электросчетчика и других измерительных приборов,
установленных на щитах управления и в РУ может производится единолично
лицами из оперативного персонала предприятия с группой по электробезопасности не ниже II при наличии постоянного оперативного персонала (с дежурством двух лиц) и с группой по электробезопасности не ниже III – без постоянного оперативного персонала, либо персоналом других организаций в сопровождении лица из местного оперативного персонала с группой по электробезопасности не ниже III.
Установку и снятие электросчетчиков и других измерительных приборов, подключенных к измерительным трансформаторам, производят по наряду
со снятием напряжения два лица(одно не ниже IV, а второе – не ниже III групп
по электробезопасности). При наличии испытательных блоков или специальных зажимов, позволяющих безопасно закорачивать токовые цепи, установку
и снятие этих электросчетчиков, а также их проверку указанные лица выполняют по распоряжению. Электросчетчики непосредственного включения –
одно лицо с группой по электробезопасности не ниже III. Все операции по
монтажу или демонтажу выполняются со снятием напряжения.
56
9.2 Меры пожарной безопасности при проведении сварочных и
других огнеопасных работ
Правилами пожарной безопасности Республики Беларусь. ППБ Беларуси 01-2014, утвержденными постановлением Министерства по чрезвычайным ситуациям Республики Беларусь от 14 марта 2014 г. № 3, установлены
дополнительные требования пожарной безопасности при проведении огневых
работ с применением электросварочных и газосварочных аппаратов.
При проведении электросварочных работ внутри закрытых металлических конструкциях, или в резервуарах, необходимо чтобы сварочная установка была снабжена защитой отключающая сварочную цепь при обрыве
дуги, выдержка времени отключения не допускается больше чем 0,5 с.
В цепи питания ручной сварки устанавливается рубильник или контактор, предохранитель в первичной цепи.
Необходимо проверять целостность изоляции и отсутствия мест перегибов у сварочных проводов. Для организации питания разрешается применять провода марки ПР и ПРГ при усилении их изоляции и защиты от механических повреждений.
Нельзя использовать в качестве обратного провода железнодорожные
пути, сети заземления или зануления, а также металлические конструкции зданий, коммуникаций и технологического оборудования. Сварку необходимо
производить с помощью двух проводов.
Чистка агрегата и пусковой аппаратуры производится ежедневно после
окончания работы. Ремонт сварочного оборудования должен производиться в
соответствии с установленными правилами производства планово-предупредительных ремонтов.
Руководствовавшись правилами, газосварщик обязан:
– перед началом работы убедиться в исправности применяемого оборудования;
– проводить работы в соответствии с техрегламентом;
– по завершении работ убрать баллоны и другое оборудование на места
их постоянного хранения.
Используемые при проведении огневых работ баллоны при их хранении, перевозке и эксплуатации должны быть защищены от действия солнечных лучей и других источников тепла. При размещении баллонов в помещениях они должны находиться не ближе 1 м от приборов отопления и 10 м - от
печей и других источников тепла с открытым огнем. Баллоны должны устанавливаться от сварочной горелки на расстоянии не менее 10 м. На рабочем
57
месте разрешается иметь не более двух баллонов: один - рабочий, другой - запасной.
Ремонт вентилей баллонов при наличии в них газа и смеси газа с воздухом категорически запрещается; выпуск газа производится только на открытом воздухе, вдали от источников огня.
Раскупорка барабанов с карбидом кальция должна производиться инструментом, исключающим образование искр. Наглухо запаянные барабаны
открываются специальным ножом. Место реза на крышке предварительно
смачивается толстым слоем солидола (тавота). Применять медь в качестве инструмента для вскрытия барабанов с карбидом кальция или в качестве припоя
для пайки ацетиленовой аппаратуры и в других местах, где возможно соприкосновение с ацетиленом, категорически запрещается.
При проведении газосварочных работ не разрешается:
– отогревать замерзшие ацетиленовые генераторы, трубопроводы, вентили, редукторы и другие детали сварочных установок открытым огнем или
раскаленными предметами, а также пользоваться инструментом, который может образовать искры при ударе;
– допускать соприкосновение кислородных баллонов и оборудования с
наличием в нем кислорода с растительными, животными и минеральными маслами, а также промасленной одеждой, тряпками и другими предметами;
– работать от одного водяного затвора двум сварщикам, загружать карбид кальция завышенной грануляции или проталкивать его в воронку аппарата
с помощью железных прутков и проволоки, работать на карбидной пыли;
– загружать карбид кальция в мокрые загрузочные корзины или при
наличии воды в газосборнике загружать корзины более половины их объема
при работе генераторов «вода на карбид»;
– прокладывать шланги возле источников тепла и электропроводов,
пользоваться шлангами, длина которых менее 10 и более 40 м;
– перекручивать между собой, заламывать или зажимать газоподводящие шланги;
– переносить генератор при наличии в газосборнике ацетилена; проводить форсированную работу ацетиленовых генераторов путем преднамеренного увеличения давления газа в них или увеличения единовременной загрузки карбида кальция.
58
10 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ
Одним из источников питания подстанции 110/10 кВ является КЭС-600
МВт, для определения технико-экономических показателей которой необходимо знать объем и режим годового электропотребления. С целью упрощения
расчетов весь год представляем в виде двух периодов – летнего и зимнего.
Продолжительность летнего периода принимаем равной nл = 210 суток,
а зимнего периода nз = 155 суток.
Поскольку расчет выполняем вручную, то такое детальное представление режима приведет к существенному увеличению трудоемкости расчетов.
Поэтому каждый сезон представляем одним суточным графиком. Ниже
приведены данные по конфигурации этих графиков (таблица 10.1). Максимальную нагрузка приходится на t = 18 ч зимних суток, рекомендуется принимать на уровне, равном 95 % установленной мощности энергосистемы:
Таблица 10.1 – Суточные графики нагрузки, МВт
Лето
Часы
суток
о. е.
МВт
о. е.
1
2
3
4
1
0,5
285,00
0,6
2
0,5
285,00
0,6
3
0,5
285,00
0,6
4
0,5
285,00
0,6
5
0,55
313,50
0,65
6
0,6
342,00
0,7
7
0,7
399,00
0,8
8
0,75
427,50
0,9
9
0,8
456,00
0,96
10
0,8
456,00
0,95
11
0,78
444,60
0,9
12
0,75
427,50
0,85
13
0,65
370,50
0,85
14
0,7
399,00
0,9
15
0,7
399,00
0,94
16
0,72
410,40
0,95
17
0,73
416,10
0,97
18
0,73
416,10
1
Зима
МВт
5
342,00
342,00
342,00
342,00
370,50
399,00
456,00
513,00
547,20
541,50
513,00
484,50
484,50
513,00
535,80
541,50
552,90
570,00
59
Окончание таблицы 10.1
1
2
19
0,7
20
0,65
21
0,6
22
0,6
23
0,55
24
0,55
∑
3
399,00
370,50
342,00
342,00
313,50
313,50
8897,70
4
0,95
0,9
0,85
0,8
0,7
0,65
5
541,50
513,00
484,50
456,00
399,00
370,50
11154,90
Построим характеристику относительных приростов электростанции.
ХОП энергоблока или электростанции определяется как:
ε= q ⋅ r ,
где q – относительный прирост расхода тепла турбоагрегата;
r – относительный прирост расхода топлива котлоагрегата;
Энергетическая характеристика турбоагрегата К-200:
ээ
Qчас
= 29,48 + 1,82 ⋅ Pэк + 1,95 ⋅ ( P − Pэк ),
(10.2)
где Pэк = 173 МВт.
Минимальная нагрузка КЭС определяется минимальной нагрузкой
котлоагрегатов. Для КЭС, работающих на газомазутном топливе, минимальная нагрузка котлоагрегатов принимается равной 50% от номинальной, а для
работающих на твердом топливе – 60%. Условно принимаем что у нас твердое
топливо.
min
QКА
= 0,6 ⋅ Q ном ,
(10.3)
Гкал
.
ч
Согласно (10.3) получаем:
где Q ном = 400
Гкал
.
ч
Зная минимальную тепловую нагрузка котлоагрегата, можно найти
электрическую нагрузку турбоагрегата и КЭС в целом при минимальной
нагрузке:
Qкаmin − Qхх
min
,
P =
(10.4)
q
Согласно (10.4) получаем:
246 − 29,48
P min =
=118,96 МВт,
1,82
min
QКА
=0,6 ⋅ 410 =246
60
Относительный прирост расхода топлива котлоагрегата при минимальной мощности равен:
т у. т.
r min = 0,154
.
Гкал
Вычислим значение характеристики относительных приростов для минимального режима по (10.1):
т у. т.
ε =1,82 ⋅ 0,154 =0,28
.
Мвт ⋅ ч
Экономическая электрическая нагрузка турбоагрегата К-200 равна:
Pэк = 173 МВт.
Для экономической и максимальной (номинальной) нагрузок турбоагрегата определяется часовой расход тепла и соответствующее значение относительных приростов котлоагрегата. Относительный прирост КА при любой нагрузке находится с помощью интерполяции:
Q − Q1
=
⋅ (r2 − r1 ),
r r1 +
(10.5)
Q2 − Q1
где Q1 , Q2 , r1 , r2 – смежные с Q значения тепловых нагрузок и соответствующих им относительных приростов.
Зная минимальную тепловую нагрузку котлоагрегата, можно найти
электрическую нагрузку турбоагрегата и КЭС в целом:
=
Qкаэк Qxx + q1 ⋅ Pэк ,
(10.6)
где Qxx – расход тепла на холостой ход турбоагрегата.
Согласно (10.6) получаем:
Qкаэк= 29,48 + 1,82 ⋅ 173= 344,34.
Относительный прирост расхода топлива котлоагрегата при экономической мощности по (10.5) равен:
344,34 − 410 ⋅ 0,8
r эк =
0,162 +
×
410 ⋅ 0,8 − 410 ⋅ 0,8
(10.7)
т у. т.
0,164
.
×(0,167 - 0,162) =
Гкал
Вычислим значение характеристики относительных приростов для экономического режима по формуле 10.1:
т у. т.
ε = (1,82−1,95) ⋅ 0,164 = 0,298−0,32
.
Мвт ⋅ ч
Тепловая нагрузка для максимальной нагрузки:
Qкаmax = Qxx + q1 ⋅ Pэк + q2 ⋅ ( P + Pэк ).
(10.8)
61
Согласно (10.8) получим:
Гкал
.
ч
Максимальная электрическая нагрузка турбоагрегата К-200 равна:
Pmax = 200 МВт.
Qкаmax = 29,48 + 1,82 ⋅ 173 + 1,95 ⋅ (200 − 173)= 397
Относительный прирост расхода топлива котлоагрегата при максимальной мощности по (10.5) равен:
397 − 410 ⋅ 0,9
r max =
0,162 +
×
410 − 410 ⋅ 0,9
т у. т.
0,173
.
×(0,176 − 0,167) =
Гкал
Вычислим значение характеристики относительных приростов для
максимального режима по (10.1):
т у. т.
ε =1,95 ⋅ 0,173 =0,337
.
Мвт ⋅ ч
Посчитаем электрические мощности для минимального, экономического и максимального режима работы всей КЭС в целом в зимний период:
min
PКЭС
=
3 ⋅ 118,96 =
356,88 МВт,
эк
PКЭС
=⋅
3 173 =
519 МВт,
max
PКЭС
=
3 ⋅ 200 =
600 МВт.
В летний период, при условии что один агрегат находится на плановом
ремонте:
min
PКЭС
=
2 ⋅ 118,96 =
237,92 МВт,
эк
PКЭС
=⋅
2 173 =
346 МВт,
max
PКЭС
=⋅
2 200 =
400 МВт.
Определим технико-экономические показатели работы станции.
Число часов использования установленной мощности электростанции:
Э
hу = выр ,
Nу
Выработанная электроэнергия за год:
лет
зим
Эвыр =⋅
Pсут
nлет +Pсут
⋅ n зим .
Согласно (10.10) получаем:
Эвыр= 897,7 ⋅ 210 + 11154,9 ⋅ 155= 3597526,5 МВт ⋅ ч.
Согласно (10.9) получаем:
=
hy
3597526,5
= 5995,87 ч.
600
(10.10)
62
Значения расходов Qэiчас определяются, исходя из нагрузки КЭС в течении рассматриваемого часа, делённой на количество работающих блоков по
энергетической характеристике турбоагрегата.
Значения расходов тепла для летнего периода по (10.8):
час
Q1-4
= 29,48 + 1,82 ⋅ 95
= 202,38 Гкал/ч,
час
Q5,23-24
= 29,48 + 1,82 ⋅ 104,5= 219,67 Гкал/ч,
час
Q6,21-22
= 29,48 + 1,82 ⋅ 114= 236,96 Гкал/ч,
час
Q7,14-15,19
= 29,48 + 1,82 ⋅ 133= 271,54 Гкал/ч,
час
Q8,12
= 29,48 + 1,82 ⋅ 142,5= 288,83 Гкал/ч,
час
Q9-10
= 29,48 + 1,82 ⋅ 152= 306,12 Гкал/ч,
Q11час = 29,48 + 1,82 ⋅ 148,2= 299,204 Гкал/ч,
час
Q13,20
= 29,48 + 1,82 ⋅ 123,5= 254,25 Гкал/ч,
Q16час = 29,48 + 1,82 ⋅ 136,8= 278,45 Гкал/ч,
час
Q17-18
= 29,48 + 1,82 ⋅ 138,7= 281,91 Гкал/ч.
Значения расходов тепла для зимнего периода по (10.8):
час
Q1-4
= 29,48 + 1,82 ⋅ 114= 236,96 Гкал/ч,
час
Q5,24
= 29,48 + 1,82 ⋅ 123,5= 254,25 Гкал/ч,
час
= 29,48 + 1,82 ⋅ 133= 271,54 Гкал/ч,
Q6,23
час
Q7,22
= 29,48 + 1,82 ⋅ 152= 306,12 Гкал/ч,
час
Q8,11,14,20
= 29,48 + 1,82 ⋅ 171= 340,7 Гкал/ч,
Q9час = 29,48 + 1,82 ⋅ 182,4 + 1,95 ⋅ (182,4 − 173)= 379,778 Гкал/ч,
час
Q10,16,19
= 29,48 + 1,82 ⋅ 180,5 + 1,95 ⋅ (180,5 − 173)= 372,615 Гкал/ч,
час
Q12-13,21
= 29,48 + 1,82 ⋅ 161,5= 323,41 Гкал/ч,
Q15час = 29,48 + 1,82 ⋅ 178,6 + 1,95 ⋅ (178,6 − 173)= 365,452 Гкал/ч,
Q17час = 29,48 + 1,82 ⋅ 184,3 + 1,95 ⋅ (184,3 − 173)= 386,941 Гкал/ч,
Q18час = 29,48 + 1,82 ⋅ 190 + 1,95 ⋅ (190 − 173)= 408,43 Гкал/ч,
Расход тепла за сутки:
ээ
Qсут
Суточный расход топлива:
24
ээ
= ∑ Qчас
,
1
Гкал
.
ч.
(10.11)
63
ээ
ээ
В=
Qсут
⋅ rq ,
сут
т у. т.
.
сут.
(10.12)
Годовой расход топлива:
ээ
Вгод
=
Вээлет ⋅ nлет + Вээзим ⋅ nзим ,
т у. т.
.
год
(10.13)
Таблица 10.1 – Суточное распределение нагрузки К-200
Лето
Зима
Часы
суток
P, МВт
QчЭЭ, Гкал/ч
P, МВт
QчЭЭ, Гкал/ч
1
2
3
4
5
1
95
202,38
114
236,96
2
95
202,38
114
236,96
3
95
202,38
114
236,96
4
95
202,38
114
236,96
5
104,5
219,67
123,5
254,25
6
114
236,96
133
271,54
7
133
271,54
152
306,12
8
142,5
288,83
171
340,7
9
152
306,12
182,4
379,778
10
152
306,12
180,5
372,615
11
148,2
299,204
171
340,7
12
142,5
288,83
161,5
323,41
13
123,5
254,25
161,5
323,41
14
133
271,54
171
340,7
15
133
271,54
178,6
365,452
16
136,8
278,45
180,5
372,615
17
138,7
281,91
184,3
386,941
18
138,7
281,91
190
408,43
19
133
271,54
180,5
372,615
20
123,5
254,25
171
340,7
21
114
236,96
161,5
323,41
22
114
236,96
152
306,12
23
104,5
219,67
133
271,54
24
104,5
219,67
123,5
254,25
∑
2965,9
3718,3
7603,136
6105,444
Далее определим суточный расход топлива на производство электроэнергии:
64
сут
BЭЭ
= rq ⋅ Qэсут .
Зная суточный расход топлива для характерных суток, легко подсчитать годовой расход:
ЭЭ
лет
зим
Bгод
= BЭЭ
⋅ nлет + BЭЭ
⋅ nзим .
Согласно (10.15) получим:
т у. т.
.
год
Удельный расход топлива на 1 кВт⋅ч, отпущенный в сеть энергосиЭЭ
B=
0,159 ⋅ ( 6105,444 ⋅ 210 ⋅ 3 + 155 ⋅ 7603,136 ⋅=
3) 1173720
год
стемы:
отп
Э
b
год
BЭЭ
= отп .
Эгод
(10.16)
Выработанная электроэнергия за год:
 ΔЭСН 
=
Эотп
Эвыр 1 −
год
,
100 

где ΔЭСН = 8 %.
Согласно (10.17) получим:
8 

=
Эотп
3597526,5 ⋅ 1 −=
год
 3309724,38 МВт.
 100 
Согласно (10.16) получим:
1173720
т у. т.
=
bЭотп = 0,354
.
3309724,38
МВт ⋅ ч
Эксплуатационные расходы в энергосистеме.
Условно переменные затраты определяются как произведение цены
топлива на его расход:
год
C=
Ц T ⋅ BЭЭ
(10.18)
T
Согласно (10.18) получим:
CT =⋅
250 1173720 =
293430000 у.е.
Условно постоянные расходы складываются из затрат на амортизацию,
заработную плату и прочих затрат (вспомогательные материалы и пр.).
Амортизационные отчисления определяются по формуле:
Cам = Рам ⋅ К y ⋅ N y ,
где Рам = 6,5% – норма амортизационных отчислений в относительных
единицах;
Кy
Для КЭС-600: К у = 1000
у. е.
.
кВт
65
Согласно (10.19) получим:
Cам =6,5 ⋅ 1000 ⋅ 600 =3900000 у.е.
Заработная плата рассчитывается как:
Cзп = К шт ⋅ N у ⋅ Ф год
зп
К шт
у.е.
– среднегодовой фонд заработной платы.
чел ⋅ год
Согласно (10.20) получим:
Cзп= 0,605 ⋅ 600 ⋅ 6000= 2178000 у.е.
Ф год
зп = 6000
Суммарные эксплуатационные затраты:
n
ЭЭ
C=
∑ ( Cт i + Cам i + Cзп i ) ⋅ (1 + α ) ,
∑
t =1
(10.21)
где α – коэффициент, учитывающий прочие расходы (α = 0,1).
Согласно (10.21) получим:
C∑ ( 293430000 + 3900000 + 2178000 ) ⋅=
=
(1 + 0,1) 329458800 у.е.
Себестоимость 1 кВт⋅ч, отпущенного в сеть энергосистемы и себестоимость 1 Гкал/час, отпущенного в сеть:
CЭЭ =
СΣ
,
Эотп
Σ
Согласно (10.22) получим:
329458800
у. е.
=
CЭЭ =
0,099
.
3309724,38 ⋅ 103
кВт ⋅ ч
Стоимость реализации энергии:
ср
П= Эотп
год ⋅ (1 − К пот ) ⋅ Т ЭЭ
(10.22)
(10.23)
где Т ср
ЭЭ = 0,15 у. е./кВт⋅ч – средний тариф на электроэнергию, отпускаемую потребителям.
Согласно (10.23) получаем:
=
П 3309724,38 ⋅ (1 − 0,1) ⋅ 103 ⋅ 0,15 = 446812791 у.е.
Прибыль КЭС:
Д= П − С∑ , у.е.
(10.24)
Прибыль КЭС за выпуск электроэнергии согласно (10.24):
Д = 446812791 − 329458800 = 117353991 у.е.
Прибыль, остающаяся в распоряжении энергосистемы (остаточная
прибыль), после осуществления всех выплат:
Д ост = Д ⋅ (1 − j ),
где j – налог на прибыль (j = 0,3).
66
Прибыль после вычета налога согласно (10.25):
=
Д ост 117353991 ⋅ (1=
− 0,3) 82147793 у. е.
Фондоотдача:
К фо =
П
.
Ф0
(10.26)
где Фо – стоимость основных фондов энергосистемы, равная сумме стоимостей электростанций и сетей.
Стоимость фондов энергосистемы:
=
Ф о К эл ст + К ЭС .
Согласно (10.27) получим, и после подставив в (10.26) найдем фондоотдачу КЭС:
Ф о = 1000 ⋅ 600000 ⋅ 1,2= 720000000 у. е.
=
К фо
Рентабельность:
446812791
= 0,62.
720000000
К рен =
Д
.
Ф0
(10.28)
Согласно (10.28) получим:
82147793
=
К рен = 0,114.
720000000
Коэффициент эффективности использования установленной мощности
электростанций и всей энергосистемы:
ср
N раб
(10.29)
К Э = ср .
Nу
ср
N раб
ср
ср
ср
ср
ср
ср
N раб
= N уср − N пл
рем − N вын рем − N кот − N пер − N отр .
ср
N раб
N плср рем
ср
N пл
= Nу ⋅
рем
Т рем
Тк
,
Nу
Трем – время его ремонта;
Т к = 365 суток – длительность календарного периода.
67
N уср
N уср = N уном
После расчета средне установленной мощности по (10.31), посчитаем
среднюю рабочую мощность по (10.30):
210
N ср
=
600
⋅
=345,2 МВт,
пл рем
365
N ср
600 − 345,2 =
254,8 МВт.
раб =
Согласно (10.29) получаем:
=
КЭ
254,8
= 0,424.
600
68
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В данном дипломном проекте была спроектирована двухтрансформаторная подстанции 110/10 кВ, разработана релейная защита и автоматика для
элементов подстанции.
По материалам типовых проектов, а также в соответствии с нормативной литературой были выбраны главная схема соединений и схемы распределительных устройств. Выбор силовых трансформаторов подстанции производился исходя из надежности обеспечения электроэнергией потребителей первой и второй категории.
Для обеспечения бесперебойной работы потребителей электроэнергии
для подстанции был произведён выбор релейной защиты и автоматики, существенно повышающий надежность энергосистемы. Релейная защита организована как на базе белорусского производителя ОАО «Белэлектромонтажналадка», так и на базе французского производителя «Schneider Electric».
Токи короткого замыкания были рассчитаны в программе «TKЗ15», после чего был произведен расчет параметров защит. Также были рассчитаны
параметры токов КЗ для выбор коммутирующего оборудования.
При решении задачи обеспечения безопасности персонала при работе
на подстанции были проработаны вопросы охраны труда. Правила техники
безопасности направлены на предотвращение несчастных случаев, связанных
со специфическими условиями проведения работ.
69
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
1 Правила устройства электроустановок. – 6-е изд. перераб. и доп. –
М. : Энергоатомиздат, 1986. – 648 с.
2 Неклепаев, Б. Н. Электрическая часть электростанций и подстанций.
Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования /
Б. Н. Неклепаев, И. П. Крючков. – М. : Энергоатомиздат, 1989. – 608 с.
3 Электрическая часть электрических станций и подстанций : методические указания к курсовому проектированию для студентов специальностей
1-43 01 01 «Электрические станции», 1-43 01 02 «Электроэнергетические системы и сети», 1-53 01 04 «Автоматизация и управление энергетическими процессами» (специализация – 1-53 01 04 03 «Автоматизация и релейная защита
электроустановок») / сост. В. Н. Мазуркевич, Л. Н. Свита, И. И. Сергей. –
Минск : БНТУ, 2004. – 82 с.
4 Подстанции электрические напряжением 35 кВ и выше. Нормы
технологического проектирования: СТП 33243.01.216-16 «Белэнерго» [Электронный ресурс]. – Режим доступа: https://energodoc.by/document/view?id=
2756. – Дата доступа 10.05.2022.
5 Рожкова, Л. Д. Электрооборудование станций и подстанций /
Л. Д. Рожкова, В. С. Козулин. – изд. 2-е, перераб. и доп. – М. : Энергия, 1980. –
600 с.
6 Руководящие указания по релейной защите. Вып. 13Б. Релейная защита понижающих трансформаторов и автотрансформаторов 110–500 кВ: Расчеты. – М. : Энергоатомиздат, 1985. – 96 с.
7 Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей
Республики Беларусь. Второе издание. СТП 33240.20.501-19 «Белэнерго»
[Электронный ресурс]. – Режим доступа: https://energodoc.by/document/view?id
=3378. – Дата доступа 10.05.2022.
8 Руководство по эксплуатации MiCOM Р645 для версии ПО 02В
Schneider Electric [Электронный ресурс]. – Режим доступа: https://www.rza.by/
/upload/iblock/88c/MiCOM_P64x_RU_M_A32.pdf. – Дата доступа 10.05.2022.
9 Терминал защиты энергооборудования МР5 версия по 70 ОАО
«БЭМН» [Электронный ресурс]. – Режим доступа: https://www.bemn.webenergo.by/img/Katalog/Rukovodstva_new/MP570.pdf. – Дата доступа 10.05.2022
10 Аккумуляторы герметизированные стационарные серии ESPACE
RG, HI, FTR . Каталог продукции компании Oldham [Электронный ресурс]. – Режим
доступа: https://www.oldham.ru/upload/Catalog_batarey.pdf. – Дата доступа
10.05.2022
70
ПРИЛОЖЕНИЕ А
Результат расчёта токов короткого замыкания в программе ТКЗ15
УВАХОДНЫЯ ДАДЗЕНЫЯ:
Прызнак адзiнак вымярэння параметрау схемы замяшчэння
(0-адносныя адзiнкi, 1-iменаваныя адзiнкi)
0
Прызнак наяунасцi схемы нулявой паслядоунасцi
(0-адсутнiчае, 1-маецца)
1
Прызнак вываду на друк сiметрычных складовых токау у галiнах
(0-не выводзяцца; 1-прамая; 2-адваротная; 3-нулявая; 12-прамая
i адваротная; 13-прамая i нулявая; 23-адавротная i нулявая
123-прамая, адваротная i нулявая)
13
Колькасць галiн у схеме прамой паслядоунасцi
14
Колькасць вузлоу кароткага замыкання
4
Колькасць галiн у схеме нулявой паслядоунасцi
10
Колькасць вузлоу у схеме нулявой паслядоунасцi,
якiя маюць нулявы патэнцыял
5
Базiсная магутнасць, MVA
1000.
Iнфармацыя аб галiнах схемы прамой паслядоунасцi:
N1K(KH) N2K(KH) e(kh) Z(KH)
адн.адз. адн.адз.
0
1
1.11
0.00
0.0000
0.9000
0
2
1.11
0.00
0.0000
0.9000
0
3
1.11
0.00
0.0000
0.9000
0
4
1.00
0.00
0.0000
0.0800
4
6
0.00
0.00
0.0000
3.0240
4
6
0.00
0.00
0.0000
3.0240
1
5
0.00
0.00
0.0000
0.5500
2
5
0.00
0.00
0.0000
0.5500
3
5
0.00
0.00
0.0000
0.5500
5
6
0.00
0.00
0.0000
2.1170
5
6
0.00
0.00
0.0000
2.1170
6
7
0.00
0.00
0.0000
1.5120
6
8
0.00
0.00
0.0000
2.6250
8
10
0.00
0.00
0.0000
0.6530
Iнфармацыя аб вузлах кароткага замыкання:
NWKZ(KWKZ)
UB(KWKZ)
кВ
6
115.0
0.0
7
115.0
0.0
8
10.5
0.0
10
10.5
0.0
Iнфармацыя аб галiнах схемы нулявой паслядоунасцi:
N1KSNP(KHSNP) N2KSNP(KHSNP) ZSNP(KHSNP)
адн.адз.
13
4
0.0000
0.3000
4
6
0.0000
9.0720
4
6
0.0000
9.0720
5
6
0.0000
6.3510
5
6
0.0000
6.3510
1
5
0.0000
0.5500
2
5
0.0000
0.5500
3
5
0.0000
0.5500
6
7
0.0000
4.5360
7
14
0.0000
0.0010
Вузлы схемы нулявой паслядоунасцi, якiя маюць
нулявы патэнцыял: NWSNPNP(KWSNPNP)
0.
71
13
1
2
3
14
РЭЗУЛЬТАТЫ РАЗЛIКУ:
Нумар вузла КЗ:
6
Базiснае напружанне вузла КЗ, кВ:
(115.,0.)
Базiсны ток, кА:
(5.02043724,0.)
Рэзультуючае супрац. схемы адносна вузла КЗ(адн.адз.):
- для токау прамой (адв.) паслядоун. (0.,0.783257604)
- для токау нулявой пасляд.
(0.,1.37947226)
Токi КЗ у вузле для розных вiдау КЗ (КА):
- трохфазнае КЗ
0.000
-6.755
- двухфазнае КЗ
0.000
-5.850
- аднафазнае КЗ
0.000
-5.388
- двухфазнае КЗ на зямлю
0.000
-6.264
Сiметрычныя складовыя току у вузле КЗ (КА):
паслядоунасцi току:
прамая
адваротная
нулявая
- трохфазнае КЗ
0.000 -6.755
- двухфазнае КЗ
0.000 -3.377
0.000 -3.377
- аднафазнае КЗ
0.000 -1.796
0.000 -1.796
0.000 -1.796
- двухфазнае КЗ на зямлю
0.000 -4.124
0.000 -2.631
0.000 -1.494
Ciметрычныя складовыя току КЗ у галiнах схемы
(долi сiметрычнай складовай току у месцы КЗ);
(дадатным накiрункам у галiне прыняты накiрунак ад канца
з большым нумарам да канца з меньшым нумарам:
токi прамой паслядоунасцi
0 1 -0.1777 0.0000 0 2 -0.1777 0.0000 0 3 -0.1777 0.0000
0 4 -0.4669 0.0000 4 6 -0.2334 0.0000 4 6 -0.2334 0.0000
1 5 -0.1777 0.0000 2 5 -0.1777 0.0000 3 5 -0.1777 0.0000
5 6 -0.2666 0.0000 5 6 -0.2666 0.0000 6 7 0.0000 0.0000
6 8 0.0000 0.0000 8 10 0.0000 0.0000
токi нулявой паслядоунасцi
13 4 0.2853 0.0000 4 6 -0.1426 0.0000 4 6 -0.1426 0.0000
5 6 -0.2053 0.0000 5 6 -0.2053 0.0000 1 5 -0.1369 0.0000
2 5 -0.1369 0.0000 3 5 -0.1369 0.0000 6 7 0.3040 0.0000
7 14 0.3040 0.0000
Нумар вузла КЗ:
7
Базiснае напружанне вузла КЗ, кВ:
(115.,0.)
Базiсны ток, кА:
(5.02043724,0.)
Рэзультуючае супрац. схемы адносна вузла КЗ(адн.адз.):
- для токау прамой (адв.) паслядоун. (0.,2.29525733)
- для токау нулявой пасляд.
(0.,0.000999846612)
Токi КЗ у вузле для розных вiдау КЗ (КА):
- трохфазнае КЗ
0.000
-2.305
- двухфазнае КЗ
0.000
-1.996
- аднафазнае КЗ
0.000
-3.457
- двухфазнае КЗ на зямлю
0.000
-3.990
Сiметрычныя складовыя току у вузле КЗ (КА):
паслядоунасцi току:
прамая
адваротная
нулявая
- трохфазнае КЗ
0.000 -2.305
- двухфазнае КЗ
0.000 -1.153
0.000 -1.153
- аднафазнае КЗ
0.000 -1.152
0.000 -1.152
0.000 -1.152
- двухфазнае КЗ на зямлю
0.000 -2.304
0.000 -0.001
0.000 -2.303
Ciметрычныя складовыя току КЗ у галiнах схемы
(долi сiметрычнай складовай току у месцы КЗ);
(дадатным накiрункам у галiне прыняты накiрунак ад канца
з большым нумарам да канца з меньшым нумарам:
токi прамой паслядоунасцi
0 1 -0.1939 0.0000 0 2 -0.1939 0.0000 0 3 -0.1939 0.0000
0 4 -0.4183 0.0000 4 6 -0.2092 0.0000 4 6 -0.2092 0.0000
72
1
5
6
13
5
2
7
5 -0.1939 0.0000 2 5 -0.1939
6 -0.2908 0.0000 5 6 -0.2908
8 0.0000 0.0000 8 10 0.0000
токi нулявой паслядоунасцi
4 0.0001 0.0000 4 6 0.0000
6 0.0000 0.0000 5 6 0.0000
5 0.0000 0.0000 3 5 0.0000
14 0.9998 0.0000
0.0000
0.0000
0.0000
3
6
5 -0.1939
7 -1.0000
0.0000
0.0000
0.0000
0.0000
0.0000
4
1
6
6 0.0000
5 0.0000
7 -0.0002
0.0000
0.0000
0.0000
Нумар вузла КЗ:
8
Базiснае напружанне вузла КЗ, кВ:
(10.5,0.)
Базiсны ток, кА:
(54.9857407,0.)
Рэзультуючае супрац. схемы адносна вузла КЗ(адн.адз.):
- для токау прамой (адв.) паслядоун. (0.,3.40825748)
Токi КЗ у вузле для розных вiдау КЗ (КА):
- трохфазнае КЗ
0.000
-17.002
- двухфазнае КЗ
0.000
-14.724
Сiметрычныя складовыя току у вузле КЗ (КА):
паслядоунасцi току:
прамая
адваротная
нулявая
- трохфазнае КЗ
0.000 -17.002
- двухфазнае КЗ
0.000 -8.501
0.000 -8.501
Ciметрычныя складовыя току КЗ у галiнах схемы
(долi сiметрычнай складовай току у месцы КЗ);
(дадатным накiрункам у галiне прыняты накiрунак ад канца
з большым нумарам да канца з меньшым нумарам:
токi прамой паслядоунасцi
0 1 -0.2058 0.0000 0 2 -0.2058 0.0000 0 3 -0.2058 0.0000
0 4 -0.3826 0.0000 4 6 -0.1913 0.0000 4 6 -0.1913 0.0000
1 5 -0.2058 0.0000 2 5 -0.2058 0.0000 3 5 -0.2058 0.0000
5 6 -0.3087 0.0000 5 6 -0.3087 0.0000 6 7 0.0000 0.0000
6 8 -1.0000 0.0000 8 10 0.0000 0.0000
Нумар вузла КЗ:
10
Базiснае напружанне вузла КЗ, кВ:
(10.5,0.)
Базiсны ток, кА:
(54.9857407,0.)
Рэзультуючае супрац. схемы адносна вузла КЗ(адн.адз.):
- для токау прамой (адв.) паслядоун. (0.,4.06125736)
Токi КЗ у вузле для розных вiдау КЗ (КА):
- трохфазнае КЗ
0.000
-14.268
- двухфазнае КЗ
0.000
-12.357
Сiметрычныя складовыя току у вузле КЗ (КА):
паслядоунасцi току:
прамая
адваротная
нулявая
- трохфазнае КЗ
0.000 -14.268
- двухфазнае КЗ
0.000 -7.134
0.000 -7.134
Ciметрычныя складовыя току КЗ у галiнах схемы
(долi сiметрычнай складовай току у месцы КЗ);
(дадатным накiрункам у галiне прыняты накiрунак ад канца
з большым нумарам да канца з меньшым нумарам:
токi прамой паслядоунасцi
0 1 -0.2128 0.0000 0 2 -0.2128 0.0000 0 3 -0.2128 0.0000
0 4 -0.3616 0.0000 4 6 -0.1808 0.0000 4 6 -0.1808 0.0000
1 5 -0.2128 0.0000 2 5 -0.2128 0.0000 3 5 -0.2128 0.0000
5 6 -0.3192 0.0000 5 6 -0.3192 0.0000 6 7 0.0000 0.0000
6 8 -1.0000 0.0000 8 10 -1.0000 0.0000