95114

Выбор и расчет защит электроэнергетической системы

Дипломная

Коммуникация, связь, радиоэлектроника и цифровые приборы

Выбор генераторов, распределение их по напряжениям. Выбор силовых трансформаторов. Выбор схем электрических соединений РУ повышенных напряжений. Расчет токов КЗ в схеме ГЭС. Расчет параметров элементов схемы замещения. Расчет трехфазного КЗ в точке К1. Расчет однофазного КЗ в точке К1. Расчет трехфазного КЗ в точке К2.

Русский

2015-09-20

10.1 MB

7 чел.

АННОТАЦИЯ

Данная дипломная работа посвящена выбору и проверке электрооборудования электросети, а также выбору и расчету защит электроэнергетической системы.

Первая часть работы посвящена выбору силового оборудования, схем коммутации, аппаратов и токоведущих частей.

Целью второй части является выбор типов, расчет уставок и проверка чувствительности защит участка сети.

Третья часть посвящена расчету защит автотрансформатора АТДЦТН-125000/220/110.

Дипломная работа содержит:

страниц

128

таблиц

46

рисунков

27


Содержание

Оглавление

[1]
Содержание

[2] Оглавление

[3] Введение

[4] ВЫБОР ГЛАВНОЙ СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ

[4.1] Выбор генераторов, распределение их по напряжениям

[4.2] 1.1.2. Выбор силовых трансформаторов.

[4.3] 1.1.3. Выбор схем электрических соединений РУ повышенных напряжений.

[4.4] 1.2. Расчет токов КЗ в схеме ГЭС.

[4.5] 1.2.1 Расчет параметров элементов схемы замещения.

[4.6] 1.2.2. Расчет трехфазного КЗ в точке К1.

[4.7] 1.2.3. Расчет однофазного КЗ в точке К1.

[4.8] 1.2.4. Расчет трехфазного КЗ в точке К2.

[4.9] 1.2.6. Расчет токов короткого замыкания в точках К3 и К4.

[4.10] 1.2.7. Расчет токов короткого замыкания на ЭВМ.

[4.11] 1.2.8. Анализ результатов расчетов токов КЗ

[5] 1.3. Выбор и проверка электрических аппаратов на КРУЭ-220 кВ

[5.1] 1.3.1. Выбор и проверка выключателей на КРУЭ-220 кВ

[5.2] 1.3.2. Выбор и проверка разъединителей на КРУЭ-220 кВ.

[5.3] 1.3.3. Выбор трансформаторов тока в цепи линии на КРУЭ-220 кВ

[5.4] 1.3.4. Выбор трансформаторов напряжения в КРУЭ - 220 кВ

[5.5] 1.3.5. Выбор трансформатора тока в цепи генераторов блоков подключенных к шинам ОРУ 220 кВ.

[5.6] 1.3.6. Выбор трансформатора напряжения в цепи генераторов, подключенных к КРУЭ-220кВ.

[5.7] 1.4. Выбор оборудования на ОРУ-500кВ.

[6] 1.4.1. Выбор и проверка токоведущих частей.

[7] Выбор и проверка проводов сборных шин РУ 220кВ.

[7.1] 1.4.2 Выбор и проверка ошиновки линии на ОРУ 220кВ.

[7.2] 1.4.3. Выбор и проверка проводов сборных шин РУ 500кВ.

[7.3]
1.4.5. Выбор и проверка комплектных токопроводов генераторного напряжения в схеме ГЭС.

[7.4] 2. РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ.

[7.5] выбор оборудования

[8] Расчет параметров схемы замещения нулевой последовательности

[9] 2.1.4. Вычисление токов трехфазных и однофазных КЗ.

[10] Дистанционные защиты линий

[10.1] ЗАЩИТА АВТОТРАНСФОРМАТОРА ПОНИЖАЮЩЕЙ ПОДСТАНЦИИ

[11] Ток срабатывания сигнального органа:

[11.0.1] ОБЗОР МИКРОПРОЦЕССОРНЫХ ЗАЩИТ ТРАНСФОРМАТОРА(АВТОТРАНСФОРМАТОРА)

[11.0.2] 3.1. «АРЕВА» Устройство защиты трансформатора MICOM P63x

[11.0.3] Устройство защиты трансформатора MICOM P14x

[11.1] Микропроцессорная защита для трансформаторов и автотрансформаторов RET 521.

[11.1.1] Устройство защиты трансформатора RET 670

Введение

Энергетика является определяющей отраслью для развития экономики России, без её развития прогресс в стране невозможен.

В энергетическом балансе России основное место занимает теплоэнергетика, на долю которой приходится около 40% топлива, добываемого в стране. Доля энергетики в топливно-энергетическом балансе (ТЭБ) страны составляет 25%.

Энергетика России многие годы строилась на использовании органических топлив с превращением тепла в электрическую энергию с помощью паровых турбин. Но на данный момент эта технология, да и сам уровень совершенствования этих установок отстали от мировых и это отставание необходимо срочно преодолевать.

КПД современных газовых турбин близок к 40%, а при использовании комбинации газотурбинного цикла с паротурбинным КПД увеличивается до 60%.

Несомненный интерес для России представляет и большая гидроэнергетика, которая должна развиваться особенно на Дальнем Востоке и в некоторых районах Сибири.

Атомная энергетика, несомненно, нужна стране, особенно для тех районов, например, Европейская часть России, где нет местных топливных ресурсов, а завоз их очень дорог. Но необходимо иметь в виду, что сегодня атомная энергетика существенно дороже топливной и существует ещё фактор общественного противодействия после Чернобыльской катастрофы. Рост её необходим и реален, но даже если произойдет удвоение мощности атомной энергетики к 2020 г., то и тогда доля её в перспективном суммарном производстве электроэнергии страны составит не более 15-17%.

Из всего вышесказанного следует, что дальнейший прирост энергетических мощностей России должен осуществляться, главным образом, за счет производства электроэнергии на основе использования органических топлив.

Единая энергетическая система России охватывает всю обжитую территорию страны от западных границ до региона Дальнего Востока и является одним из крупнейших в мире централизованно управляемым энергообъединением, граничащим с энергообъединениями стран Европы и Азии. В составе ЕЭС России работают параллельно 6 объединенных энергосистем (ОЭС) – Центра, Средней Волги, Урала, Северо-запада, Северного Кавказа и Сибири.

Основная электрическая сеть объединенных энергосистем ЕЭС России сформирована с использованием двух систем номинальных напряжений. На большей части территории России используется система напряжений 220-500 кВ. В ОЭС Северо-запада, западных районах ОЭС Центра и частично в ОЭС Северного Кавказа – 330-750 кВ.

Межсистемные связи в ОЭС России сформированы, в основном, на напряжениях 220, 330, 500, 750 кВ.

Появление в последнее время вынужденных неоптимальных режимов работы электростанций, увеличение реверсивных перетоков мощности по электрическим сетям привели к увеличению относительных потерь электроэнергии. В 2000 г потери электроэнергии в электрических сетях РФ составили 99,2 млрд. кВт·ч или 12,75% от отпущенной электроэнергии в сеть, а в 1991 г они составляли 8,35%.

Одной из наиболее актуальных задач в перспективный период является техническое перевооружение существующих электростанций. В последние годы в условиях финансового кризиса экономики происходит постоянное нарастание объемов оборудования, выработавшего свой парковый ресурс, что приводит к недостаточной эффективности процесса производства электроэнергии и к снижению надежности энергоснабжения потребителей.

В настоящее время предельной наработки достигли 34 млн. кВт мощностей ТЭС и ГЭС, к 2015 г парковый ресурс выработают 125 млн. кВт.


Задание

Исходные данные для электрической части станции

Тема проекта «Проектирование электрической части ГЭС установленной мощностью 1560 МВт, Ксн = 2,9%»

Наименование параметра

Напряжение

Среднее

высшее

Номинальное напряжение сети ,кВ

220

500

Максимальная суммарная нагрузка ,тыс.кВт

600

избыток

Минимальная суммарная нагрузка,тыс кВт

900

избыток

Коэффициент мощности нагрузки

0,82

Число отходящих цепей (в том числе связь с системой)

Определяется при проектирование

Число часов использования максимальной нарузки,ч

5150

Синхроннная мощность системы,тыс. кВА

4600

7900

Реактивное сопротивление системы в базе синхронной мощности ,о.е.

0,92

1,0

Число линий (цепей) связи с системой ,км

2 двухцеп.

2одноцеп.

Длина каждой цепи линий связи с системой ,км

90

380

Особенности проектируемой станции: укрупненные блоки.

Табл. № 1 Сведения о потребителях и связи с ситемой


ВЫБОР ГЛАВНОЙ СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ

  1.  Выбор генераторов, распределение их по напряжениям 

Главные повышающие трансформаторы на ГЭС устанавливаются на стороне нижнего бьефа, в условиях ограниченной площадки. Это вызывает необходимость сооружения укрупненных блоков: два генератора на один повышающий трансформатор.

В соответствии с заданием принимаем к установке 6 генераторов типа СВ-712/227-24. Их основные характеристики приведены в таблице 1.1.

Таблица 1.1 – Параметры генераторов.

Наименование параметра

Значение параметра

Номинальная полная мощность,

306

Номинальная активная мощность,

260

Номинальный коэффициент мощности,

0,85

Номинальное напряжение статора,

15,75

Номинальный ток статора,

11,21

Номинальные обороты,

250

Распределение генераторов по напряжениям производим таким образом, чтобы мощность автотрансформаторов связи была минимальна.

Варианты структурных схем для проектируемой ГЭС показаны на рисунке 1.1.

Для выбора автотрансформаторов необходимо определить перетоки мощности между РУ 220 и 500 кВ в различных режимах: нормально-максимальном, нормально-минимальном, аварийно-максимальном и аварийно-минимальном (в аварийном режиме отключается наиболее мощный блок на среднем напряжении).

Рисунок 1.1 – Варианты структурной схемы ГЭС.

Вариант 1.

Нормально-максимальный режим.

Полная мощность генератора, МВА:

  

Мощность нагрузки собственных нужд блока, МВА:

Генерируемая мощность на шинах РУ 220кВ, МВА:

 

Мощность нагрузки на среднем напряжении, МВА:

 

Мощность перетока, МВА:

 

 

 Нормально-минимальный режим.

Мощность нагрузки на среднем напряжении, МВА:

 

Мощность перетока, МВА:

 

 

Аварийно-максимальный режим.

Генерируемая мощность на шинах РУ 220кВ, МВА:

Мощность перетока, МВА:

 

Аварийно-минимальный режим.

Мощность перетока, МВА:

Вариант 2.

Нормально-максимальный режим.

Генерируемая мощность на шинах РУ 220 кВ, МВА:

Мощность перетока, МВА:

 Нормально-минимальный режим.

Мощность перетока, МВА:

Аварийно-максимальный режим.

Мощность перетока, МВА:

МВА

Аварийно-минимальный режим.

Результаты расчета перетоков мощностей сведены в таблицу 1.2.

Таблица 1.2 – Значения перетоков мощностей для различных вариантов структурных схем

Режим

для варианта

1

2

Нормально-максимальный режим

110,02

507,26

Нормально-минимальный режим

457,67

144,01

Аварийно-максимальный режим

507,26

1100

Аварийно-минимальный режим

144,01

732,4

Вывод: на основании сравнения вариантов структурной схемы ГЭС по значениям наибольшего перетока мощности через трансформаторы связи наиболее экономичным, с точки зрения стоимости трансформаторов связи, является вариант 1, поэтому принимаем его к дальнейшему расчету.

1.1.2. Выбор силовых трансформаторов.

Выбор мощности автотрансформаторов связи (АТС) производится в соответствии со значениями перетоков мощности между РУ 220 и 500 кВ и рассчитывается по формуле:

 (1.1)

 

Примем к установке два трехфазных автотрансформатора типа АТДЦН-500000/500/220. Параметры выбранных автотрансформаторов приведены в таблице 1.3.

   Таблица 1.3– Параметры автотрансформаторов связи.

Наименование параметра

Значение параметра

Напряжение обмотки ВН,

500

Напряжение обмотки СН,

-

Напряжение обмотки НН,

230

Номинальная полная мощность,

500

Потери холостого хода,

220

Потери короткого замыкания,

1050

Напряжения короткого замыкания, %

-

12

-

Выбор мощности блочных трансформаторов производится в соответствии с мощностью генераторов и рассчитывается по формуле:

(1.2)

Выбор трансформаторов блоков  подключенных к ОРУ 220кВ.

 

Примем к установке для блоков  подключенных к ОРУ 220кВ трехфазные трансформаторы типа ТНЦ-630000/220. Параметры выбранных трансформаторов приведены в таблице 1.4.

Таблица 1.4 – Параметры трансформаторов блоков , подключенных к ОРУ 220 кВ

Наименование параметра

Значение параметра

Напряжение обмотки ВН,

242

Напряжение обмотки НН,

15,75

Номинальная полная мощность,

630

Потери холостого хода,

400

Потери короткого замыкания,

1200

Напряжения короткого замыкания, ,%

12,5

 

Выбор трансформаторов блоков  подключенных к ОРУ 500кВ.

Примем к установке для блоков  подключенных к ОРУ 500кВ трехфазные трансформаторы типа ТЦ-630000/500. Параметры выбранных трансформаторов приведены в таблице 1.5.

Таблица 1.5 – Параметры трансформаторов блоков , подключенных к ОРУ 500 кВ

Наименование параметра

Значение параметра

Напряжение обмотки ВН,

525

Напряжение обмотки НН,

15,75

Номинальная полная мощность,

630

Потери холостого хода,

420

Потери короткого замыкания,

1210

Напряжения короткого замыкания,  %

14

Мощность трансформаторов рабочих собственных нужд определяется по формуле:

(1.3)

Примем к установке в качестве трансформаторов собственных нужд блоков  трехфазные трансформаторы типа ТМН-16000/35. Параметры выбранных трансформаторов приведены в таблице 1.6.

Таблица 1.6 – Параметры трансформаторов собственных нужд блоков .

Наименование параметра

Значение параметра

Напряжение обмотки ВН,

15,75

Напряжение обмотки НН,

11

Номинальная полная мощность,

1,6

Потери холостого хода,

2,9

Потери короткого замыкания,

18

Напряжения короткого замыкания,

6,5

В качестве резервных трансформаторов собственных нужд, подключенных к РУ СН, примем  трехфазные трансформаторы типа ТДТН-25000/220. Параметры выбранных трансформаторов приведены в таблице 1.7.

Таблица 1.7 – Параметры резервных трансформаторов собственных нужд

Наименование параметра

Значение параметра

Напряжение обмотки ВН,

230

Напряжение обмотки НН,

11

Номинальная полная мощность,

25

Потери холостого хода,

45

Потери короткого замыкания,

130

Напряжение короткого замыкания,

15

1.1.3. Выбор схем электрических соединений РУ повышенных напряжений.

Для распределительного устройства 220кВ принимаем схему с двумя рабочими системами шин.

Для распределительного устройства 500 кВ принимаем полуторную схему.

Схема коммутации представлена на рисунке 1.2.

Рисунок 1.2 Схема коммутации ГЭС 1560 МВт

1.2. Расчет токов КЗ в схеме ГЭС.

Зададимся следующими параметрами:

;  

Вычислим базисные токи:

 

 

 

1.2.1 Расчет параметров элементов схемы замещения.

Схема замещения ГЭС включает следующие элементы:

— система:

 

 

— линии связи с системами:

— трансформаторы блоков:

— генераторы:

 

— автотрансформаторы связи:

Схема замещения прямой последовательности приведена на рисунке 4.

Рисунок 2.1  Схема замещения прямой последовательности

1.2.2. Расчет трехфазного КЗ в точке К1.

Свернем схему замещения представленную на рисунке 2.1 относительно точки К1 (рисунок 2.2), для которой определим значения сопротивлений.

Преобразовав многолучевую  звезду (рис.2.2) в многоугольник, получим схему, представленную на рис. 2.3.

Рисунок 2.3 – Радиальная схема

Поскольку определен состав ветвей и для каждой из них найдены индуктивное  и активное  сопротивления, можно приступить к заполнению левой части табл. 2.1, используя формулы:

где  – номер ветви,

– сверхпереходной ток КЗ ветви,

где  – расчетное сопротивление ветви,

– сумма номинальных мощностей всех генераторов ветви,

где  – постоянная времени ветви,

где  – ударный коэффициент,

где  – ударный ток КЗ ветви,

где  – коэффициент затухания апериодической составляющей тока КЗ,

где  – апериодическая составляющая тока КЗ в момент времени ,

где  – периодическая составляющая тока КЗ.

– собственное время отключения выключателя,

– полное время отключения выключателя.

и  приняты в соответствии с параметрами принятого к установке выключателя (HCSP-305A).

где  – минимальное время действия релейной защиты, принятое равным 0,01с.

где  – максимальное время действия релейной защиты, принятое равным 0,1с.


Таблица 2.1 – Трехфазное КЗ в точке К1.

Uб = 230 кВ,        Iб =2,51 кА,   τ = 0,045 с, tоткл = 0,17 с

Ветвь

Sн,

х

,кА

храсч

r

Та,  с

ку

iу,кА

lt

iа,кА

gt

In  ,кА

откл

In.откл,

МВА

кА

Г1-2

612

0,827

3,035

0,292

0,00876

0,3

1,967

8,443

0,861

3,696

3,425

0,92

2,792

0,823

2,498

Г3-4

612

0,827

3,035

0,292

0,00876

0,3

1,967

8,443

0,861

3,696

3,425

0,92

2,792

0,823

2,498

С1

4600

0,362

5,801

1,738

0,0366

0,0315

1,728

14,176

0,24

1,969

0,575

1

5,801

1

5,801

Г5-6

612

1,728

1,215

1,016

0,0166

0,332

1,97

3,385

0,873

1,5

0,984

1

1,215

1

1,215

С2

7900

0,995

2,111

8,955

0,057

0,0556

1,835

5,478

0,445

1,329

0,112

1

2,111

1

2,111

19.112

50.807

16.0

18.371

17.470


1.2.3. Расчет однофазного КЗ в точке К1.

На рисунке 2.4 представлена схема замещения нулевой последовательность ГЭС.

Рисунок 2.4 – Схема замещения нулевой последовательности.

Расчет параметров элементов схемы замещения нулевой последовательности (СЗНП):

— системы:

— линии связи с системами:

Сопротивления нулевой последовательности остальных элементов примем равными сопротивлениям прямой последовательности.

Используя алгоритм преобразования СЗНП к точке К1, сворачиваем СЗПП изображенную на рисунке 2.4 к точке К1.

Так как не выполняется условие соотношения сопротивлений прямой и нулевой последовательностей (), то необходимо произвести расчет токов однофазного КЗ.

Сворачивая схему, представленную на рис.2.4, к точке К1, получим радиальную схему, совпадающую по конфигурации с рис.2.3.

Рисунок 2.5 – Радиальная схема замещения для однофазного КЗ в точке К1.

Используя следующие формулы, заполним часть таблицы 2.2:

Результаты расчета представлены в таблице 2.2.

Таблица 2.2 – Однофазное КЗ в точке К1

Uб = 230 кВ, Iб =2,51 кА, τ = 0,045 с, tоткл = 0,17 с

Ветвь

Sн,

х

храсч

r

Та э,  с

ку

iу,кА

МВА

Г1-2

306

2,079

1,207

0,734

0,0221

0,192

1,8655

4,2795

1,949

11,796

Г3-4

306

2,079

1,207

0,734

0,0221

0,192

1,8655

4,2795

1,949

11,796

С1

4800

0,91

2,758

4,368

0,0921

0,192

0,371

5,887

1,949

16,226

Г5-6

306

4,345

0,578

2,173

0,0418

0,192

0,5495

1,7055

1,949

4,701

С2

7900

2,502

1,003

22,518

0,144

0,192

0,123

2,129

1,949

5,868

8,378

25,134

23,7715

65,521

продолжение табл. 2.2.

Uб = 230 кВ, Iб =2,51 кА, τ = 0,045 с, tоткл = 0,17 с

Ветвь

lt

Г1-2

0,791

4,787

1,362

0,98

4,194

1,183

0,95

1,147

4,066

Г3-4

0,791

4,787

1,362

0,98

4,194

1,183

0,95

1,147

4,066

С1

0,791

6,585

0,229

1

5,887

2,758

1

2,758

5,887

Г5-6

0,791

1,908

0,46

1

1,7055

0,578

1

0,578

1,7055

С2

0,791

2,382

0,044

1

2,129

1,003

1

1,003

2,129

8,306

8,198

26,591

23,514

24,918

24,594

23,1305


1.2.4. Расчет трехфазного КЗ в точке К2.

Используя методику, описанную в п 2.2 (Расчет трехфазного КЗ в точке К1) и схему представленную на рисунке 2.2 получим схему замещения трехфазного КЗ в точке К2.

Расчет произведен для следующих моментов времени:

(в соответствии с характеристиками принятого к установке выключателя);

(принято согласно ПУЭ).

Результаты расчета приведены в таблице 2.3.

  1.  Расчет двухфазного КЗ в точке К2.

Исходной для расчета двухфазного КЗ в точке К2 является таблица расчета трехфазного КЗ в точке К2 (таблица 2.3).

Порядок заполнения таблицы расчета двухфазного КЗ следующий:

1) в столбцах  и  записываем соответствующие значения  и  (значения  и  для каждой ветви) взятые из таблицы расчета трехфазного КЗ  в этой точке,  и  – удвоенные значения  и , взятые из той же таблицы;

2) определяем:

  •  сверхпереходные токи прямой последовательности по ветвям  ;
  •  токи прямой последовательности по ветвям в соответствующие моменты времени  ;
  •  суммарные значения токов, заполнив строку  ;
  •  периодические составляющие тока двухфазного КЗ в разные моменты времени  ;

3) в столбцах  и  проставляем прочерки.

В соответствии с изложенным заполняем таблицу расчета двухфазного КЗ в точке К2 (табл.2.4)


Таблица 2.3 – Трехфазное КЗ в точке К2.

Uб = 15,75 кВ, Iб =36,66 кА, τ = 0,045 с, tоткл = 0,4 с

Ветвь

Sн,

МВА

х


кА

храсч

r

Та,  с

ку

iу,
кА

iа,
кА

In  ,кА

откл

In.откл,

кА

Г1-2

306

0,552

52,301

0,195

0,00326

0,539

1,982

146,598

0,982

72,633

5,128

0,733

38,337

0,595

31,119

Г3-4

306

2,593

11,134

0,915

0,0293

0,282

1,965

30,941

0,965

15,195

1,093

0,98

10,911

1,09

12,136

С1

4900

1,135

25,436

5,448

0,122

0,0296

1,713

61,62

0,713

25,648

0,184

1

25,436

1

25,436

Г5-6

306

5,417

5,33

3,185

0,0555

0,311

1,968

14,834

0,968

7,297

0,314

1

5,33

1

5,33

С2

7900

3,119

9,256

28,071

0,191

0,052

1,825

23,889

0,825

10,799

0,0356

1

9,256

1

9,256

103,457

277,882

131,572

89,27

83,227


Uб = 15,75 кВ, Iб =36,66 кА, τ = 0,045 с, tоткл = 0,4 с

Ветвь

Sн,

х

,кА

храсч

r

Та,  с

ку

iу,кА

iа,кА

In  ,кА

откл

In.откл,

МВА

кА

Г1

353

1,104

26,15

0,39

-

0,539

-

-

-

-

2,564

0,88

23,012

0,96

25,104

Г2

353

5,186

5,567

1,83

-

0,282

-

-

-

-

0,546

1

5,567

1

5,567

С1

5500

2,27

12,718

10,896

-

0,0296

-

-

-

-

0,092

1

12,718

1

12,718

Г3

588

10,834

2,665

6,37

-

0,311

-

-

-

-

0,157

1

2,665

1

2,665

Г4

588

10,834

2,665

6,37

-

0,311

-

-

-

-

0,157

1

2,665

1

2,665

С2

8000

6,238

4,628

56,142

-

0,052

-

-

-

-

0,018

1

4,628

1

4,628



51,728

48,59

50,682



89,596

84,160

87,784

Таблица 2.4 – Двухфазное КЗ в точке К2.


1.2.6. Расчет токов короткого замыкания в точках К3 и К4.

Используя методику, использованную при расчетах токов КЗ в пунктах 1.2.2-1.2.5, произведем аналогичные расчеты для определения токов КЗ в точках К3 – шины ВН РУ-500 кВ, К4 – генераторные шины 15,75 кВ. Результаты расчетов представлены таблице 2.7.

1.2.7. Расчет токов короткого замыкания на ЭВМ.

Значения параметров СЗПП и СЗОП приведены в таблице 2.5

Таблица 2.5

Тип

Пар

Узел 1

Узел 2

X

R

E

4

0

0

1

0,1875

0,008

4,347

0

2

1

2

0,349

0,0582

-

4

0

0

3

0,552

0,00326

4,347

0

0

3

2

0,275

0,0055

-

4

0

0

4

0,552

0,00326

4,347

0

0

4

2

0,275

0,0055

-

4

0

0

5

0,552

0,00326

4,347

0

0

5

2

0,275

0,0055

-

0

0

2

6

0

0,0015

-

0

0

6

8

0,245

0,0023

-

4

0

0

9

0,552

0,00326

4,347

0

0

9

8

0,325

0,00756

-

0

0

10

8

0,222

0,00305

-

4

0

0

11

0,413

0,00281

4,347

0

0

11

8

0,222

0,00305

-

4

0

0

12

0,1111

0,0022

4,347

0

2

12

8

0,509

0,036

-

Значения параметров СЗНП приведены в таблице 2.6.

Таблица 2.6

Тип

Пар

Узел 1

Узел 2

X0

R0

4

0

0

1

0,5625

0,0075

0

2

1

2

1,6403

0,186

0

0

3

2

0,275

0,0055

0

0

4

2

0,275

0,0055

0

0

5

2

0,275

0,0055

0

0

2

6

0

0,0015

0

0

6

0

0,454

0,017

0

0

6

8

0,245

0,0023

0

0

9

8

0,325

0,00756

0

0

10

8

0,222

0,00305

0

0

11

8

0,222

0,00305

4

0

0

12

0,2222

0,0022

0

2

12

8

1,527

0,291

0

0

0

13

1,984

0,067

Результаты ручного расчета токов короткого замыкания (ТКЗ) и результатов расчета на ЭВМ представлены в таблице 2.9.

Таблица 2.7 - Результаты расчета токов короткого замыкания.

Точка

Вид КЗ

ТКЗ

(ручной расчет), кА

ТКЗ

(расчет на ЭВМ), кА

Погрешность, %

К1

однофазное

25,134

25,27

0,325

трехфазное

19.112

19,172

0,313

К2

двухфазное

89,596

89,734

0,154

трехфазное

103,457

103,63

0,164

К3

однофазное

9696

9719,077

0,238

трехфазное

8566

8583,22

0,201

К4

двухфазное

134783

134938

0,115

трехфазное

155635

155821,76

0,120

1.2.8. Анализ результатов расчетов токов КЗ

Сделав анализ результатов расчетов токов КЗ в контрольных точках (таблица 2.9) по условию непревышения погрешности (П≤ 5%) можно сделать вывод о том, что расчет токов КЗ выполнен верно.


1.3. Выбор и проверка электрических аппаратов на КРУЭ-220 кВ

1.3.1. Выбор и проверка выключателей на КРУЭ-220 кВ

Выбор выключателя производят:

- по номинальному напряжению  кВ;

- по номинальному току  ;

Для линии:

кА

Принимаем к установке для всех присоединений КРУЭ-220 кВ выключатель HCSP-305A  со следующими техническими характеристиками:

Характеристика

Величина

Номинальное напряжение

220 кВ

Наибольшее рабочее напряжение

300 кВ

Номинальный ток

2000 А

Номинальный ток отключения  

50 кА

Нормированное содержание апериодической

составляющей в токе КЗ  

не более 60 %

Наибольший пик предельного сквозного тока

125 кА

Действующее значение сквозного тока  

50 кА

Наибольший пик номинального тока включения  

125 кА

Действующее значение номинального тока включения

50 кА

Ток термической стойкости

50 кА

Время термической стойкости

3 с

Время отключения

0,67 с

Собственное время отключения

0,033 с

Проверка выключателя на отключающую способность.

В качестве расчетного для этой проверки является ток трехфазного КЗ. Для этого вида КЗ необходимо знать периодическую и апериодическую  составляющие тока КЗ в момент расхождения контактов выключателя .

  с

= 18,371 кА;

= 16кА

Сравним эти токи с соответствующими параметрами выключателя:

кА

Условие проверки по полному току КЗ выполняется.

Проверка выключателя на термическую стойкость.

В качестве расчетного значения для этой проверки является трехфазное КЗ. Необходимо проверить выполнение условия .

Допустимый тепловой импульс определяется по параметрам выключателя:

 

 

Тепловой импульс периодической составляющей тока КЗ:

  

Тепловой импульс апериодической составляющей тока КЗ:

где  - эквивалентная апериодическая составляющая всех ветвей, питающих точку КЗ.

Учитывая, что  выполним проверку на термическую стойкость:

215,573 + 25.562 = 251.135

Условие проверки на термическую стойкость выполняется.

Проверка выключателя на динамическую стойкость.

В качестве расчетного для этой проверки является трехфазное КЗ. Условия проверки выполняются.

Проверка выключателя на включающую способность.

В качестве расчетного для этой проверки принимают однофазное КЗ (таблица 1.7):

 50 кА  25,134 кА;

 125 кА  =  65,521 кА. Условия проверки выполняются.

Таблица 3.1 – Параметры выключателя и расчетные величины

Параметры

выключателя

Соотношение

Расчетные величины для выбора выключателя

220 кВ

>

220 кВ

2000 А

>

918 А

=50 кА

>

18,371 кА

113,137 кА

>

41,981 кА

10800

>

251.135

50 кА

>

19,112  кА

= 50 кА

>

25,134 кА

= 125 кА

>

65,521 кА

1.3.2. Выбор и проверка разъединителей на КРУЭ-220 кВ.

Разъединитель выбирают по номинальному току, номинальному напряжению, конструкции и роду установки, а проверяют на динамическую и термическую стойкость в режиме КЗ. Так, как разъединитель стоит в одной цепи с выключателем, установленном на КРУЭ-220 кВ, то расчетные величины для него те же, что и для выключателя.

Номинальные параметры, расчетные величины разъединителя HDMO-305A в его цепи и соотношения между ними приведены в таблице.

Таблица 1.3.2  Параметры разъединителя и расчетные величины

Параметры

разъединителя

Соотношение

Расчетные величины для выбора выключателя

220 кВ

>

220 кВ

2000 А

>

918 А

7500

>

251,135

125 кА

>

50,807 кА

По соотношениям технических параметров и расчетных данных можно сделать вывод, что установленный разъединитель удовлетворяет всем условиям выбора и проверки.

1.3.3. Выбор трансформаторов тока в цепи линии на КРУЭ-220 кВ

Трансформаторы тока выбирают по номинальному напряжению, току и классу точности. В режиме КЗ они проверяются на электродинамическую и термическую стойкость. Так как трансформатор устанавливается в одной цепи с выключателем, то соответствующие расчетные величины для него такие же, как и для выключателя. Примем к установке трансформатор тока CTIG-220 c кольцевым сердечником (ТТ) с первичным номинальным током I = 1200 А, вторичным номинальным током I = 5 А, с классом точности вторичных обмоток 0,2Р/10Р/10Р/10Р/10Р, с номинальной вторичной нагрузкой в классе 0,5 z = 1,2 Ом.

Номинальные параметры трансформатора, расчетные величины в его цепи и соотношения между ними сведем в таблицу

Таблица 3.3  Соотношения параметров ТТ и расчетные величины

Параметры ТТ

Соотношение

Расчетные величины для выбора ТТ

Uн = 220 кВ

=

UнРУ = 220 кВ

Iн = 1000 А

>

Iраб.форс = 918 А

z = 1,2 Ом

>

z2 расч = 1,125 Ом

iдин = 125 кА

>

>

      Таким образом, выбранный трансформатор удовлетворяет условиям выбора и проверки в данной цепи.

      Выбор трансформатора по классу точности: . Выполнение этого условия сводится к выбору сечения контрольного кабеля, соединяющего трансформатор с подключенными к нему приборами.

 Допустимое сечение кабеля определим по формуле

,

где  – номинальная вторичная нагрузка (1,2 Ом);

– сопротивление приборов, подключенных к трансформатору;

Sпр – мощность всех приборов в наиболее нагруженной фазе;

rк – сопротивление контактных соединений (при числе приборов более трех rк = 0,1 Ом);

lрасч – расчетная длина контрольного кабеля, зависящая не только от реальной его длины, но и от схемы соединения трансформаторов тока [2, с.374-375];

 – удельное сопротивление жил контрольного кабеля (для меди = 0,0175 Оммм2; для алюминия = 0,0283 Оммм2).

Для определения мощности, потребляемой приборами в цепи трансформатора тока, необходимо по учебнику [2, с.362-368,635-636] определить потребляемую каждым прибором мощность.

Результаты сведем в таблицу 1.11, а на ее основе определим

Таблица 1.3.4. - Перечень приборов в цепи ТТ

Прибор

Тип прибора

Нагрузка фазы, ВА

А

В

С

1

Амперметр

Э–335

0,5

2

Ваттметр

Д–335

0,5

0,5

3

Варметр

Д–335

0,5

0,5

4

Счетчик активной энергии

СА3–4681

2,5

2,5

5

Счетчик реактивной энергии

СР4–4676

2,5

2,5

Sпр , ВА

4

5

3,5

Примем к установке кабель АКВВГ с алюминиевыми жилами сечением 6 мм2  Определим сопротивление выбранного кабеля

.

Определим вторичное расчетное сопротивление

z2 расч = 0,825 + 0,2 + 0,1 = 1,125 Ом .

Из сравнения расчетных и допустимых параметров в таблице 1.11 видно, что условие проверки по классу точности выполняется.

1.3.4. Выбор трансформаторов напряжения в КРУЭ - 220 кВ

Трансформатор напряжения выбирают:

- по напряжению ;

- по конструкции и схеме соединения обмоток.

Проверку работы ТН в классе точности производят по его суммарной нагрузке, которая определяется подключаемыми приборами. ТН в КРУЭ 220 кВ питает обмотки напряжения приборов, сборных шин, линий, автотрансформатора связи.

Примем к рассмотрению для установки трансформатор напряжения VGX1 с элегазовой изоляцией.

Используя учебник [2] и справочник [1], составим таблицу 1.12 для подсчета мощности. При этом учтем, что cos обмоток приборов, кроме счетчиков, равен единице. У счетчиков активной и реактивной энергии cos= 0,38, а sin = 0,925.

Таблица для определения суммарной мощности приборов

Таблица 3.5 Присоединяемая к ТН-220 мощность

Место установки и перечень установленных приборов

Число присоединений

Тип прибора

Sном.обм ВА

Число обмоток

cosφ

sinφ

Общее число приборов

Р, Вт

Q, Вар

1

ЛЭП:

9

Ваттметр

Д-335

1,5

2

1

0

9

27

-

Варметр

Д-335

1,5

2

1

0

9

27

-

ФИП

3

1

1

0

9

27

-

Счетчик активной энергии

САЗ-4681

2

2

0,3

0,92

9

13,68

33,3

Счетчик реактивной энергии

СР4-4676

3

2

0,3

0,92

9

20,52

49,95

2

Сборные шины

1

Вольтметр

Э-335

2

1

1

0

1

2

-

Вольтметр регистрирующий

Н-393

10

1

1

0

1

10

-

Ваттметр регистрирующий •

Н-395

10

1

1

0

1

10

-

Частотомер регистрирующий •

Н-397

7

1

1

0

1

7

-

осциллограф

10

1

1

0

1

10

-

3

Приборы АТС:

3

-

Ваттметр

Д-335

1,5

2

1

0

3

9

-

Варметр

Д-335

1,5

2

1

0

3

9

-

4

Обходной выключатель

1

Ваттметр

Д-335

1,5

2

1

0

2

6

Варметр

Д-335

1,5

2

1

0

2

6

Счетчик активной энергии

САЗ-4681

2

2

0,3

0,92

2

3,04

7,4

Счетчик реактивной энергии

СР4-4676

3

2

0,3

0,92

2

4,56

11,1

ФИП

3

1

1

0

2

6

-

Итого

93,12

22,22

Полная суммарная потребляемая мощность

 

Трансформаторы напряжения  в КРУЭ-220 кВ с номинальной мощностью в классе 0,5 S = 400 ВА, соединенные в группу  

3S = 1200 ВА > S2 = 95,73 ВА ,

т.е. условие проверки по классу точности выполняется.

1.3.5. Выбор трансформатора тока в цепи генераторов блоков подключенных к шинам ОРУ 220 кВ.

В качестве трансформатора тока в цепи генераторов блоков примем трансформатор тока типа ТШЛ-20-12000/5. Параметры выбранного трансформатора тока приведены в таблице.

Таблица 3.6   Параметры трансформатора тока ТШЛ-20-12000/5.

Параметр

Значение параметра

Номинальное напряжение,

20

Номинальный ток,

12000

Ток термической стойкости,

160

Время термической стойкости,

3

Наибольший пик предельного сквозного тока,

350

Номинальная нагрузка в классе 0,2, , Ом

1,2

Проверка трансформатора тока на термическую стойкость. В качестве расчетного для этой проверки принимают трехфазное КЗ. Необходимо проверить выполнение условия . Допустимый тепловой импульс, определяемый по параметрам ТТ,  кА2с

1.3.6. Выбор трансформатора напряжения в цепи генераторов, подключенных к КРУЭ-220кВ.

Перечень приборов подключаемых к ТН и их мощность приведены в таблице 3.29.

Примем к установке три однофазных трехобмоточных трансформатора напряжения типа ЗНОМ-20-63У2, номинальной мощностью в классе точности 0,5 , соединенных в группу .

,

т.е. условие проверки по классу точности выполняется.

Таблица 3.7 - Перечень приборов подключаемых к трансформатору напряжения.

Место установки и перечень приборов

Тип

прибора

Число

обмоток

Общее

число приборов

1

Приборы БЩУ:

– вольтметр

– ваттметр

– варметр

– частотомер

– вольтметр рег.

– ваттметр рег.

– счетчик а.эн.

Э-350

Д-350

Д-345

Э-353

Н-394

Н-395

СА4-4672

2

2

2

1

10

10

8

1

2

2

1

1

2

2

1

1

1

1

1

1

0,38

0

0

0

0

0

0

0,925

1

1

1

1

1

1

1

2

4

4

1

10

20

6,08

0

0

0

0

0

0

14,8

2

Приборы ЦЩУ:

– ваттметр

– варметр

Д-350

Д-345

2

2

2

2

1

1

0

0

1

1

4

4

0

0

3

Приборы колонки синхронизации:

– вольтметр

– частотомер

– синхроноскоп

Э-350

Э-353

Э-327

2

1

10

1

1

1

1

1

1

0

0

0

1

1

1

2

1

10

0

0

0

Итого

68,08

14,8

1.4. Выбор оборудования на ОРУ-500кВ.

Используя аналогичную методику выбора и проверки коммутационного и вторичного оборудования к установке на ОРУ-500 предлагаются следующие устройства:

В качестве выключателя в ОРУ 500кВ примем элегазовый выключатель типа ВГУ-500Б-40/3150У1. Параметры выбранного выключателя приведены в таблице.

Таблица – Параметры выключателя ВГУ-500Б-40/3200У1.

Параметр

Значение параметра

Номинальное напряжение,

500

Наибольшее рабочее напряжение,

525

Номинальный ток,

3200

Номинальный ток отключения,

40

Допустимая скорость восстанавливающегося напряжения,

1

Наибольший пик предельного сквозного тока,

102

Действующее значение предельного сквозного тока,

40

Наибольший пик номинального тока включения,

102

Действующее значение номинального тока включения,

40

Ток термической стойкости,

40

Время термической стойкости,

3

Полное время отключения,

0,05

Собственное время отключения,

0,025

Нормированное содержание апериодической составляющей,

47

В качестве разъединителя в ОРУ 500 кВ примем разъединитель наружной установки РДЗ-500/3200У1. Параметры выбранного разъединителя приведены в таблице .

Таблица 3.8 Параметры разъединителя РДЗ-500/3200У1.

Параметр

Значение параметра

Номинальное напряжение,

500

Номинальный ток,

3200

Наибольший пик предельного сквозного тока,

160

Ток термической стойкости,

63

Время термической стойкости,

2

В качестве трансформатора тока в ОРУ 500 кВ примем трансформатор тока типа ТФЗМ-500Б-2000/1. Параметры выбранного трансформатора тока приведены в таблице.

Таблица 3.9  Параметры трансформатора тока ТФЗМ-500Б-2000/1.

Параметр

Значение параметра

Номинальное напряжение,

500

Номинальный ток,

2000

Наибольший пик предельного сквозного тока,

120

Ток термической стойкости,

47

Время термической стойкости,

1

Номинальная нагрузка в классе 0,5, , Ом

30

В качестве трансформатора тока в цепи генератора блока 300 МВт примем трансформатор тока типа ТШЛ-20-12000/5. Параметры выбранных трансформаторов тока приведены в таблице.

Таблица 3.10 Параметры трансформаторов тока.

Параметр

Значение параметра

300 МВт

Номинальное напряжение,

20

Номинальный ток,

12000

Ток термической стойкости,

160

Время термической стойкости,

3

Наибольший пик предельного сквозного тока,

350

Номинальная нагрузка в классе 0,2, , Ом

1,2

В качестве трансформатора напряжения в ОРУ-500кВ примем к установке три однофазных трехобмоточных трансформатора напряжения типа НКФ-500-78У1, номинальной мощностью в классе точности 0,5 , соединенных в группу .

Также примем к установке три однофазных трехобмоточных трансформатора напряжения типа ЗНОМ -20-63У2, номинальной мощностью в классе точности 0,5 , соединенных в группу .

В качестве шунтирующего реактора, включенного в цепь линии, подключенной к ОРУ-500кВ предлагается к установке управляемый шунтирующий реактор 500кВ РТУ-180000/500.

1.4.1. Выбор и проверка токоведущих частей.

Выбор и проверка проводов сборных шин РУ 220кВ.

Выбор сечения проводов сборных шин производится по нагреву наиболее нагруженного участка. С целью выявления наиболее нагруженного участка произведем расчет перетоков мощности на участках сборных шин в четырех режимах: нормально-максимальном, нормально-минимальном, аварийно-максимальном и аварийно-минимальном.

Будем считать что одна линия нагружена максимально во всех режимах мощностью , а остальные нагружены равномерно

— в максимальном режиме:

— в минимальном режиме:

 

Исходя из мощности наиболее нагруженного участка (участок 1-2 в аварийно-максимальном режиме):

Учитывая, что сборные шины будут расположены в РУ типа КРУЭ, выберем для каждой фазы шин круглую медностальную шину с посеребрением наружной части LBR-600SCA с номинальным сечением по меди 400 и допустимым током, превышающим максимальное значение тока.

Проверка сборных шин ОРУ 220кВ.

Проверка на термическую стойкость.

Проверка производится при трехфазном КЗ и заключается в сравнении температуры проводов в момент отключения КЗ  с допустимой температурой .

Для вычисления  предварительно найдем начальную температуру проводов:

где  – температура воздуха (зададим ),

– нормированная температура воздуха 25,

Конечное значение удельного теплового импульса определим по выражению:

Зная , по тем же кривым определим конечную температуру:

т.е. условие проверки выполняется.

Проверка проводов фаз на схлестывание не выполняется, так как ток при трехфазном КЗ на шинах менее 20кА.

Проверка проводов одной фазы сборных шин по электротермическому взаимодействию не производится, так как фазные провода не расщеплены.

1.4.2 Выбор и проверка ошиновки линии на ОРУ 220кВ.

Выбор сечения производится по экономической плотности тока, которая зависит от вида проводника и числа часов использования максимальной нагрузки в году.

Экономическое сечение:

Примем для ошиновки медностальные посеребренные жилы-800 с сечением 860 и допустимым током 1180А.

Проверка ошиновки линии на ОРУ 2200кВ.

Проверка на термическую стойкость.

т.е. условие проверки выполняется.

Так как ток трехфазного КЗ в данном присоединении менее 20кА, то проверка на схлестывание не производится.

Проверка проводов одной фазы ошиновки линии по электротермическому взаимодействию не производится, так как фазные провода не расщеплены.

1.4.3. Выбор и проверка проводов сборных шин РУ 500кВ.

Произведем расчет перетоков мощности на участках сборных шин при отключенном выключателе Q16.

Исходя из мощности наиболее нагруженного участка (участок 6-7 в любом режиме):

Учитывая, что сборные шины будут расположены в РУ открытого типа, выберем для каждой фазы шин стале-алюминиевый провод 2хАС-700/86 с номинальным сечением по алюминию 2х687 и допустимым током 2х1180А (сечение провода увеличено по условию коронирования).


Рисунок 4.2 – Перетоки мощности на участках сборных шин ОРУ 500кВ.

Проверка сборных шин ОРУ 500кВ.

Проверка на термическую стойкость.

т.е. условие проверки выполняется.


Проверка проводов фаз сборных шин ОРУ 500кВ на схлестывание не производится, так как ток трехфазного КЗ на шинах  менее 20кА ().

Проверка проводов одной фазы сборных шин по электротермическому взаимодействию не производится, так как ударный ток при трехфазном КЗ на шинах менее 50кА ().

1.4.4 Выбор и проверка ошиновки линии на ОРУ 500кВ.

Экономическое сечение:

Примем для ошиновки провод провод 2хАС-700/86 с номинальным сечением по алюминию 2х687 и допустимым током 2х1180А (сечение провода увеличено по условию коронирования).

Проверка ошиновки линии на ОРУ 500кВ.

Проверка на термическую стойкость.

т.е. условие проверки выполняется.

Проверка проводов фаз ошиновки линии на схлестывание не производится, так как ток при трехфазном КЗ в этом присоединении менее 20кА ().

Проверка проводов одной фазы сборных шин по электротермическому взаимодействию не производится, так как ударный ток при трехфазном КЗ в этом присоединении менее 50кА ().


1.4.5. Выбор и проверка комплектных токопроводов генераторного напряжения в схеме ГЭС.

Комплектные токопроводы выбираются по номинальному напряжению и току и проверяются на электродинамическую стойкость.

Номинальное напряжение:

Принимаем к установке комплектный  пофазноэкранированный токопровод ТЭН-Е-16-11200-400.

Параметры токопровода и соответствующие расчетные величины сведем в таблицу 4.1.

Таблица 4.1 – Сравнение параметров токопровода и соответствующих расчетных величин.

Параметры токопровода

Соотношение

Расчетные величины

=

>

>

Комплектные токопроводы выбираются по номинальному напряжению и току и проверяются на электродинамическую стойкость.

Номинальное напряжение:

Принимаем к установке комплектный  пофазноэкранированный токопровод ТЭН-Е-16-11200-400.

Параметры токопровода и соответствующие расчетные величины сведем в таблицу 4.1.

Таблица 4.2 – Сравнение параметров токопровода и соответствующих расчетных величин.

Параметры токопровода

Соотношение

Расчетные величины

=

>

>


Задание

«Исходные данные для релейной защиты и автоматики»

«Проектирование релейной защиты электроэнергетических систем»

Рисунок 1 «Исходная схема участка сети»

Параметры электрической станции и структура участка сети:

  1.  Напряжение участка сети ,кВ 220 
  2.  Число и мощность генераторов ГЭС,МВт 6*260
  3.  Число цепей транзитных линий АБ – 1 , БВ – 2
  4.  Присоединение тупиковой подстанции: к ПГ – Б
  5.  Сопротивление прямой последовательности системы, приведенное к среднему номинальному напряжению, макс/мин, Ом 17/28
  6.  Сопротивление нулевой последовательности системы, приведенное к среднему номинальному напряжению ,макс/мин,Ом 22/34
  7.  Мощность трансформатора(автотрансформатора)

понижающих подстанций, МВА. ПБ 2 * 63, ПГ 32                                                       

  1.  Длина, км/сечение,мм2 магистральных линий АБ 70/300, БВ 140/500
  2.  Длина, км/сечение,мм2 тупиковых линий ПГ 25/300
  3.  Произвести выбор принципов выполнения и расчет уставок релейной защиты основного оборудования: Автотрансформатор 63 МВА п/ст Б.

2. РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ.

  1.  выбор оборудования

Сопротивление системы со стороны ГЭС:

Трансформатор подстанции Б:

АТДЦТН – 63000/220/110, с параметрами:

Sном=63 МВА; 230/121/11 кВ;

= 11%

= 35%

= 22 %

Трансформатор подстанции Г:

ТРДНС – 32000/220 , с параметрами:

Sном=32 МВА; 230/6,3-6,3 кВ;

= 11,5%

= 28%

Линия АБ

Длина линии – 70 км. Тип Линии – АС 300/39

Удельное сопротивление  = 0,098 +j0,429 Ом

Линия БВ

Длина линии – 140 км. Тип Линии – АС 500/64

Удельное сопротивление  = 0,06 +j0,413 Ом

Линия БГ

Длина линии – 25 км. Тип Линии – АС 300/39

Удельное сопротивление  = 0,098 +j0,429 Ом

  1.  Расчет параметров схемы замещения прямой последовательности

Трансформатор подстанции Б:

=0,5 (+  +) = 0,5∙(11+35-22) =12 %

=0,5 (+  - ) = 0,5∙(11+22-35) = -1 %

=0,5 (+  - ) =  0,5∙ (35+22-11)= 23

=∙/(100) = 12∙/(63∙100) = 100,76 Ом

=∙/(10) = (-1)∙/(63∙100) = - 8,40 = 0 Ом

=∙/(10) = 23∙/(63∙100) = 193,13 Ом

Трансформатор подстанции Г:

=-/4 = 11,5 – 28/4 = 4,5 %

=-/2 = 28/4 = 14 %

= ∙ /(10) = 4,5∙/(32∙100) = 74,39 Ом

= ∙ /(10) = 14∙/(32∙100) = 231,44 Ом

Линия АБ:

=Х- = 0,4∙70 = 28 Ом

=Х- = 70∙(0,098 + j0,429) = 6,86 + j0,429 Ом

= 30,8 Ом

Линия БВ:

=Х- = 0,4∙140 = 56 Ом

=Х- = 140∙(0,06 + j0,413) = 8,4 + j57,82 Ом

= 58,43 Ом

Линия БГ:

=Х- = 0,4∙25 = 10 Ом

=Х- = 25∙(0,098 + j0,429) = 2,45 + j10,725 Ом

∣∣= 11 Ом

  1.  Расчет параметров схемы замещения нулевой последовательности

Трансформаторы подстанции Б:

=  = 100,76 Ом

=  = 100,76 Ом

=  = 193,13 Ом

Трансформаторы подстанции Г:

=  + /2 = 190,11 Ом

Одноцепные линии

Линия АБ:

= 3 ∙  = 3∙ 28 = 84 Ом

Линия БГ:

  = 3∙ = 3 ∙  = 3 ∙ 10 = 30 Ом

Двухцепная линия

Линия БВ:

= 4,7 ∙  = 4,7 ∙ 56 = 263,2 Ом

= 3 ∙  = 3 ∙ 56 = 168 Ом

=  -  = 263,2 -168 = 95,2 Ом

-  = 168 – 95,2 = 72,8

  1.  Выбор расчетных режимов

Основные режимы, при которых расчету подлежат все точки короткого замыкания, указанные на соответствующих схемах замещения:

а) максимальный – в работе находятся все генераторы, трансформаторы и линии при максимальном режиме работы смежной системы;

б) минимальный – в работе находятся все трансформаторы при минимальном режиме работы смежной истемы.

Схема замещения участка сети (двухцепной ЛЭП) для различных режимов приведены на рисунках 3

Рисунок 4.1  Схема замещения прямой последовательности

Рисунок 4.2 -  Схема замещения нулевой последовательности

Рисунок 4.3 - Схемы замещения двухцепной ЛЭП в режимах: а) нормальный; б) отключена и заземлена одна параллельная линия; в) каскадное отключение у шин подстанции Б; г) каскадное отключение у шин подстанции А

2.1.4. Вычисление токов трехфазных и однофазных КЗ.

Расчет производим согласно методике приведенной в [4]. Расчет производим вручную (приведен ниже) и при помощи программы ТКЗ-3000 (Результаты приведены в Приложении А). Результаты расчетов перенесем в таблицы 1. 2.

Точка К1

= 6,34 Ом

= 1,93

= /1,73 =230/(1,73∙6,34) 20,931 кА

 = 1,73 /( + ) = 1,73 ∙ 230/(2∙6,34+1,93) = 27,3 кА

Х1

Iк(3)

№ ветви

Доля тока

Ток ветви

Х1

Iк(3)

№ ветви

Доля тока

Ток ветви

Максимальный режим

Минимальный режим

1

6,34

20931

1-2

0,09

1819

1

6,42

20693

1-2

0,08

1581

3-4

0,04

910

3-4

0,04

790

2

15,46

8590

1-2

0,74

6339

2

16,12

8236

1-2

0,77

6339

2-3

0,26

2251

2-3

0,23

1897

3-4

0,13

1125

3-4

0,12

949

3

19,67

6751

1-2

0,56

3800

3

21,52

6171

1-2

0,62

3800

3-4

0,22

1475

3-4

0,19

1186

4

25,98

5111

1-2

0,39

1982

4

29,6

4486

1-2

0,46

2071

3-4

0,44

2269

3-4

0,48

2157

4-5

0,56

2843

4-5

0,52

2328

5

13,39

9921

1-2

0,21

2110

5

19,38

6852

1-2

0,31

2110

3-4

0,11

1055

3-4

0,15

1055

15

29,67

4475

1-2

0,56

2519

15

31,52

4213

1-2

0,62

2594

3-4

0,22

978

3-4

0,19

809

17

335,5

396

1-2

0,56

223

17

337,4

394

1-2

0,61

242

3-4

0,22

87

3-4

0,19

76

Отключена и заземлена одна параллельная линия

Максимальный режим

Минимальный режим

5

14,32

9271

3-5

0,16

1460

5

21,41

6203

3-5

0,24

1460

3

23,63

5619

3-5

0,32

1819

3

24,68

5381

3-5

0,29

1581

1-2

0,68

3800

1-2

0,71

3800

Каскадное отключение у шин пст Б

Максимальный режим

Минимальный режим

100

70,32

1888

3-5

0,16

297

100

77,41

1715

3-5

0,24

404

Каскадное отключение у шин пст В

Максимальный режим

Минимальный режим

100

79,63

1668

3-5

0,32

540

100

80,68

1646

3-5

0,29

484

 

Таблица 4.1 - Результаты расчета токов трехфазного короткого замыкания


Таблица 4.2 - Результаты расчета токов однофазного короткого замыкания

Х1/Х0

3I0(1)

№ ветви

Доля тока

Ток ветви

Х1/Х0

3I0(1)

№ ветви

Доля тока

Ток ветви

Максимальный режим

Минимальный режим

1

6,34

27258

1-2

0,01

375

1

6,42

26988

1-2

0,01

367

1,93

2-3

0,01

375

1,93

2-3

0,01

367

30-4

0,002

68

30-4

0,002

64

4-31

0,002

68

4-31

0,002

64

2

15,46

6504

1-2

0,69

4489

2

16,12

6351

1-2

0,69

4405

30,34

2-3

0,31

2014

30,49

2-3

0,31

1945

30-4

0,06

367

30-4

0,05

338

4-31

0,06

367

4-31

0,05

338

3

19,67

5439

1-2

0,39

2145

3

21,52

5142

1-2

0,40

2061

33,91

2-3

0,39

2145

34,46

2-3

0,40

2061

30-4

0,11

600

30-4

0,10

535

4-31

0,11

600

4-31

0,10

535

3-14

0,15

838

3-14

0,16

805

4

25,98

3630

1-2

0,23

818

4

29,6

3306

1-2

0,24

799

57,79

2-3

0,23

818

61,27

2-3

0,24

799

30-4

0,47

1716

30-4

0,49

1616

4-31

0,53

1914

4-31

0,51

1691

5

13,39

8601

1-2

0,06

486

5

19,38

5925

1-2

0,08

488

19,54

2-3

0,06

486

28,47

2-3

0,08

488

30-4

0,06

480

30-4

0,08

482

4-31

0,06

480

4-31

0,08

482

15

29,67

3603

3-14

0,73

2633

15

31,52

3474

3-14

0,73

2531

51,2

2-3

0,34

1228

51,62

2-3

0,35

1203

30-4

0,10

344

30-4

0,09

312

Отключена и заземлена одна параллельная линия

Максимальный режим

Минимальный режим

3

23,63

5043

1-2

0,37

1862

3

24,68

4863

1-2

0,38

1842

31,73

2-3

0,37

1862

32,55

2-3

0,38

1842

3-5

0,27

1365

3-5

0,25

1225

5

14,32

8364

1-2

0,07

580

5

21,41

5682

1-2

0,10

566

18,99

2-3

0,07

580

27,31

2-3

0,10

566

3-5

0,14

1145

3-5

0,20

1118

Каскадное отключение у шин пст Б

Максимальный режим

Минимальный режим

100

70,32

1467

30-31

0,50

736

100

77,41

1380

30-31

0,53

726

131,2

31-5

0,50

730

134

31-5

0,47

653

Каскадное отключение у шин пст В

Максимальный режим

Минимальный режим

100

79,63

1380

3-30

0,41

560

100

80,68

1353

3-30

0,44

589

129,1

30-31

0,59

820

133,2

30-31

0,56

764

 


2.2.РАСЧЕТ ЗАЩИТ ВОЗДУШНЫХ ЛИНИЙ УЧАСТКА СЕТИ

     2.2.1.Максимальные токовые защиты от междуфазных повреждений

            Расчет максимальной токовой защиты для линии с односторонним питанием (БГ)

  1.  Ток срабатывания отсечки первой ступени защиты линии отстраивается от тока трехфазного КЗ на шинах НН подстанции Г (максимальный режим, точка 17)

= ∙= 1,3 ∙ 396 = 515 А

    2.Чувствительность защиты определяется при двухфазном КЗ в конце защищаемой линии (минимальный режим, точка 15):

= / = 0,866 ∙ 4213/515 = 7,09 > 1,5

3.Остаточное напряжение на шинах питающей подстанции находится при КЗ в конце зоны действия отсечки. Так как на подстанции нет выключателя со стороны высокого напряжения, зона действия отсечки охватывает и часть трансформатора подстанции. В этом случае, зона защищаемая отсечкой, находится аналитически:

= /√3 ∙  -  = 230/(1,73 ∙ 0,515) – 21,52 = 236,7 Ом,

где  = 21,52 Ом – сопротивление на шинах ПБ в минимальном режиме.

=√3/√3 ∙  100/ = √3 ∙ 0,515 ∙ 236,7 ∙ 100/230 = 92% >60% Ом,

Отсечка первой ступени принимается в качестве основной защиты на линии, так как отсечка надежно защищает всю линию и обеспечивает высокое остаточное на шинах подстанции. В связи с этим отсечка второй ступени не устанавливается.

  1.  Ток срабатывания третей ступени защиты отстраивается от максимального тока нагрузки подстанции Г и определяется:

=(/)∙ = 1,1∙2∙89/0,85 = 231,3 А

  1.  Чувствительность третей ступени проверяется при двухфазном КЗ на шинах НН

(минимальный режим, точка 17):

=  /  = 0,866 ∙ 394 / 231,3 = 1,48 > 1,2

К установке двухступенчетая токовая защита:

 = 515 А,  = 231 А.    

   Время срабатывания МТЗ должно быть больше времени работы резервных защит трансформатора ПГ, предварительно принимаем 3 с.

Кривые спад

Кривые спад

Таблица 5.3 - Расчет токовых отсечек от междуфазных КЗ для линий с двухсторонним питанием

линия

Место установ ки защиты

Расчетные условия – вид и место КЗ, расчетный режим

Ток линии при КЗ

Ток линии при качания х, кА

Ток срабат ывания защиты

, кА

Зона, защищае мая отсечкой

Остато чное напря жение, %

Назнач ение защиты

АБ

пА

Трехфазное КЗ на шинах пБ; режим максимальный

3,8

3,492

4,560

84

-

81

-

Основная

84

81

пБ

Трехфазное КЗ на шинах пА; режим максимальный

1,819

0

-

0

-

Не устанавливается

0

0

БВ

пБ

Трехфазное КЗ на шинах пВ; режим максимальный, отключена и заземлена одна линия БВ

1,46

2,586

3,104

29

32

37

42

Резервная

24

32

пВ

Трехфазное КЗ на шинах пБ; режим максимальный, отключена и заземлена одна линия БВ

1,819

44

38

58

50

Резервная

29

37


2.2.2. Расчет отсечек для линий с двухсторонним питанием

Предварительно производим построение кривых спадания токов по линиям токов по линиям при трехфазных КЗ   максимальном и минимальном режимах (см.рис. 4).

Ток срабатывания отсечки определяем с учетом данных таблица в расчетных режимах (для параллельных линий одна из них отключена) и отстройка от тока качаний.

Ток качаний по линии АБ :

= 2,1 /(1,73 ∙ ) = 2,1 ∙ /(1,73 ∙ ( +  +  + )) = 2,1∙230/(1,73 ∙ 6,948 + 17 + 28 + 28 ))= 3,492 кА:

Ток качаний по линии БВ (отключена одна линия):

= 2,1 /(1,73 ∙ ) = 2,1 ∙ /(1,73 ∙ ( +  +  + )) = 2,1∙230/(1,73 ∙ 6,948 + 17 + 56 + 28 ))= 2,586 кА

Зоны, защищаемые отсечкой в максимальном режиме и минимальном режимах определяются по рисунку 4.

Зона, защищаемая в каскаде, для отсечки установленной на ПБ БВ:

=  -  = 42,84 – 24,68 = 18,16 Ом,

где  = /(1,73 ∙ ) = 230/(1,73 ∙ 3,104) = 42,84 Ом,

=  = 24,68 Ом (минимальный режим точка 3)

= ( / )100 = 100 (18,16/56) = 32 %.

Зона, защищаемые в каскаде, для отсечки установленной на ПВ БВ:

=  -  Ом,

= /(1,73 ∙ ) = 230/(1,73 ∙ 3,104) = 42,84 Ом,

=  = 21,41 Ом (минимальный режим точка 5)

= ( / )100 = 100 (21,43 / 56 ) = 38%

Остаточное напряжение на шинах ПБ:

а) в максимальном режиме

=√3 ∙  / = √3 ∙ 3,104 ∙ 56 ∙ 29/230 = 37%

б) в режиме каскадного отключения

=√3 ∙3,104 ∙ 56 ∙ 32 / 230 =42%

Расчеты токовых отсечек от междуфазных КЗ для линий с двухсторонним питанием сведены в таблицу 3.

  1.  Дистанционные защиты линий
    1.  Расчет уставок дистанционных защит

Дистанционные защиты устанавливаем на линиях с двухсторонним питанием АБ и БВ. Выбор коэффициентов трансформации трансформаторов тока и напряжения производится исходя из следующих положений:

- длительно допустимый ток для линии АБ, выполненной проводом АС-300/39,по условиям нагрева провода составляет 690 А:

для линии БВ, выполненной проводом  АС-500/64 – 945 А:

принимаются коэффициенты трансформации ТТ соотвественно

= 750/5 и  = 1000/5;

- на подстанциях А,Б и В установлены измерительные трансформаторы напряжения с коэффициентом трансформации

= (220000 / 1,73 )/( 100/1,73) = 2200 ;

Полные первичные сопротивления линий рассчитаны ранее (п.1.2).

Расчет уставок и проверка чувствительности защит приведены в табл. 4

Применение дистанционных защит в качестве основных возможно на участке параллельных линий, если остаточное напряжение на шинах подстанции Б и В будет больше 60% в минимальном режиме

= 1,73 ∙ 0,85 ∙  ∙100% /  = 1,73 ∙ 0,85 ∙ 58,4 ∙ 1,350 ∙ 100 % / / 23 = 50 %

= 1,73 ∙ 0,85 ∙  ∙100% /  = 1,73 ∙ 0,85 ∙ 58,4 ∙ 1,550 ∙ 100% /230 = 58%

Здесь токи линии при КЗ в конце зоны действия первой ступени определены по кривым спадания и составляют:

= 1,350 кА ,  = 1,550 кА.

Таким образом, дистанционные защиты линиях АБ и БВ рекомендуются к установке в качестве резервных.


Таблица 5.1. Расчет уставок и проверка чувствительности дистанционных защит.

Место установки защиты

Ступень защиты

Расчетные режимы для выбора

параметров срабатывания и проверки

чувствительности (т – точка КЗ, в - ветвь)

Расчёт параметров срабатывания (Ом; с) и

чувствительности  защиты

Принятые значения параметров срабатывания

ПА

I

Отстройка от КЗ на шинах ПБ

=  26,2

= 0

II

а) Согласование с первой ступенью защиты линии БВ;  

= 52,0

= 0,5

б) Отстройка от КЗ за трансформатором приемной подстанции,  = 0,62

в) Чувствительность защиты при КЗ на шинах ПБ

III

а) Отстройка от максимального тока нагрузки линии по нагреву проводов

= 177,7

= 1

ПБ

I

Отстройка от КЗ на шинах ПА

=  26,2

= 0

б) Чувствительность при КЗ на шинах ПА

III

а) Отстройка от максимального тока нагрузки линии по нагреву проводов

б) Чувствительность при КЗ на шинах ПА

ПБ

I

Отстройка от КЗ на шинах ПВ

=  49,7

= 0

II

Ввиду отсутствия данных системы принимается ориентировочно для обеспечения защиты линии при КЗ на шинах ПВ

Согласование с первой ступенью параллельной линии со стороны ПВ в режиме каскадного отключения КЗ у шин ПБ:

III

Отстройка от максимального тока нагрузки линии по нагреву проводов

Чувствительность защиты при КЗ на шинах ПВ

=/=129,8/58,4=2,2>1,2

Чувствительность защиты при каскадном отключении,

=/ (+ (/))= 129,8 /(58,4+ (58,4 / 0,16))=0,3 < 1,2

ПВ

I

Отстройка от КЗ на шинах ПБ

= 49,7

= 0

II

а) Согласование с первой ступенью защиты линии БА;  

Отстройка от КЗ за трансформатором приемной подстанции.

Согласоввание с первой ступенью защиты парал. линии со стороны ПБ в режиме каскадного отключения КЗ у шин ПВ:

г) Чувствительность при КЗ на шинах ПБ;

д) Чувствительность защиты при каскадном отключении,;

III

Отстройка от максимального тока нагрузки линии по нагреву проводов

Чувствительность защиты при каскадном отключении ;

Чувствительность защиты при каскадном отключении ;


  1.  Максимальные токовые защиты от замыкания на землю

Для рассматриваемого участка сети МТЗ от замыканий на землю устанавливаются на всех линиях 110 кВ. На линиях АБ и БВ предусматривается ТЗНП в составе панели типа ЭПЗ-1636.

 Расчет уставок срабатывания. Выполняется в соответствии с рекомендациями .

1. Предварительно производятся построения кривых спадания токов 3I0 по линиям при однофазных КЗ в максимальном и минимальном режимах (рисунок 10). В дальнейшем по этим кривым определяются зоны действия отсечек и строятся время-токовые характеристики защиты.

2. Определяются по (5.1) уставки первых ступеней всех защит сети и по кривым спадания токов рисунок 10 определяются защищаемые зоны в максимальном и минимальном режимах Для тупиковых линий при выборе уставок срабатывания учитываются соотношения (5.4) и (5.6).

3. Определяются по (5.2) уставки срабатывания вторых ступеней всех защит, а по (5.3) оценивается их чувствительность в расчетных режимах (в том числе и при каскадном действии защит). Для ускоряемых ступеней защит учитывается условие (5.6).

4. Определяются по (5.2) уставки срабатывания третьих (четвертых) ступеней всех защит сети. Учитывается условие (5.4), (5.6), а чувствительность защиты проверяется по (5.5).

5. По соотношению найденных уставок срабатывания (по току и по времени) для каждой линии принимается решение о введении органа направления мощности.

Расчет уставок и проверка чувствительности МТЗ от замыканий на землю для рассматриваемой сети выполнен в таблице 5.

 Отстройка от броска намагничивающего тока. При выборе уставок защит наряду с выполнением условий согласования производится отстройка от бросков тока намагничивания силовых трансформаторов и автотрансформаторов для линий, включение которых возможно совместно с этими объектами. В рассматриваемой сети такой линией является линия БГ. Расчет выполняется в следующей последовательности:

1. Определяется (см.п.5.4) относительное расчетное сопротивление трансформатора ПГ при включении на холостой ход

.

2. Определяется сопротивление трансформатора при включении, приведенное к среднему номинальному напряжению сети

3. Находится расчетное сопротивление контура включения

 

4. Определяется относительное время срабатывания защиты

5. Находится коэффициент затухания броска тока намагничивания (при использовании реле РТ-40): при  t = 4; .

6. Определяется по (5.6) уставка срабатывания защиты по условиям отстройки от броска намагничивающего тока трансформатора ПГ


Таблица 6.1. Расчет и проверка  чувствительности МТЗ от КЗ на землю

Наименование линии

Место установки защиты

Ступень защиты

Расчетные условия для выбора параметров срабатывания  защиты

(значения токов 3I0 (кА) из табл.8.2)

Уставки срабатывания защиты смежной линии, кА (с)

Расчет параметров срабатывания,

кА, с

Принятые значения параметров срабатывания (кА,с);

направленность защиты

Оценка чувствительности защиты

1

2

3

4

5

6

7

8

ПА – ПБ

ПА

I

Отстройка от КЗ на землю на шинах ПБ; режим максимальный

 2145

= 1,3

= 2789

= 0

ненаправленная, так как

Чувствительность определяем по кривым спадания

(см. рис. 5)

Мин. режим 89%

Макс. режим  91%

II

Согласование с I ступенью защиты линии БВ; режим максимальный.       

= 486/480 =1,01

Согласование со первой ступенью защиты линии БГ, максимальный режим.

= 344/2633 =0,13

1489

   1089

= 1,1 ∙ 1,01 ∙ 1489 = 1658

= 1,1 ∙ 0,13 ∙ 1089 = 157

= 1,1 ∙ 0,975 ∙ 0,435=     =0,466

= 0,5

= 1658

= 0,8

ненаправленная,

так как

>

Минимальный режим КЗ на шинах ПБ (т.3, в.3)

.

ПА – ПБ

ПБ

I

Отстройка от КЗ на землю на шинах ПА,  

режим максимальный

 

375

= 1,3 ∙ 375 = 488

= 488

= 0

направленная, так как

>

Чувствительность определяем по кривым спадания

(см. рис. 5)

Мин. режим 94%

Макс. режим 94%

II

Для обеспечения чувствительности принимаем =294

= / = 367 / /1,25 = 294

= 0,19

= 0,8

Направленная, так как

> .

Минимальный режим, КЗ у шин ПА  

.

=367/294 = 1,25

ПБ – ПВ

ПБ

I

а). Отстройка от КЗ на землю на шинах ПА; режим максимальный

  375

=  ∙   = 1,3 ∙ ∙375 = 488

Принято по большему из условий а и б; 

= 488

t = 0

направленная, так как

>

.

Чувствительность определяем по кривым спадания

(см. рис. 5)

Мин. режим 94%

Макс. режим 94%

II

Для обеспечения чувствительности принимаем =367/1,25=294

=/=367/ /294=1,25

Принято:

= 0,5

направленная,

так как

<

а). Минимальный режим, КЗ у шин ПВ   

= 1.25

ПВ

I

Отстройка от КЗ на землю на шинах ПВ; режим максимальный, отключена и заземлена одна линия БВ  

Отстройка от КЗ на землю при каскадном отключении КЗ на параллельной линии у шин ПБ;

1145

736

=  ∙   = 1,3 ∙ ∙1145 = 1489

= 1,3 ∙ 736 = 957

Принято по большему из условий а и б; 

= 1489

t = 0

направленная, так как

<

Чувствительность определяем по кривым спадания

(см. рис. 5)

Мин. режим 53%

Макс. режим 57%

II

Согласование с первой ступенью защиты параллельной линии со стороны ПВ,режим каскадного отключения КЗ у шин ПБ, режим максимальный,

 кток = =0,50.

1775

= 1,1 ∙ 0,50 ∙ 1775 = 979