Определение величин токов короткого замыкания и их параметров

Определение расчетных токов короткого замыкания необходимо для выбора выключателей по коммутационной способности, проверки аппаратов и проводников на электродинамическую и термическую стойкость, а также для расчетов уставок релейной защиты.

Для проектируемой подстанции, эквивалентное сопротивление системы относительно шин ВН по прямой последовательности составляет Ом. Эквивалентная ЭДС системы принята по шкале средних номинальных напряжений и равна 115 кВ.

Зоны для рассматриваемой подстанции, показанные на рис. 12, можно использовать для расчета токов к.з. Так для зон 1, 2 и 3 расчетной точкой к.з. будет точка К1 на шинах 110 кВ подстанции. Для зон 4, 7, 8 и 10 – точка К2 на шинах 10 кВ подстанции. Для выбора аппаратов в цепи ТСН (зоны 6 и 9) необходимо также произвести расчет к.з. в точке К3 за ТСН на его выводах НН.

Расчетная схема и схема замещения для расчета токов к.з. без учета подпитки от двигательной нагрузки изображены на рис. 16.

Рисунок 16 – Расчетная схема и схема замещения для определения величины тока трехфазного к.з.

Величина сопротивлений трансформатора определена по каталожным данным и составляет Ом. Эквивалентное сопротивление двух параллельно включенных трансформаторов Ом.

Сопротивление обмотки высшего напряжения (ВН)

Сопротивление обмоток низшего напряжения (НН)

(16)

(17)

Эквивалентное сопротивление обмотки ВН и одной из обмоток НН

(17)

(18)

То же для двух параллельно включенных трансформаторов

Для момента времени t = 0 величина тока к.з. в точке К1 определится следующим образом:

(19)

кА.

Постоянная времени затухания апериодической составляющей тока к.з., ударный коэффициент и величина ударного тока составляют:

(20)

с,

(21)

,

(22)

кА.

В РУ ВН подстанции предполагается использовать элегазовый выключатель ВГТ-110II имеющий собственное время отключения 0,03 с, поэтому полное время отключения составит

(23)

с.

Периодическая составляющая тока к.з. в момент времени

кА.

Апериодическая составляющая тока к.з. в момент времени

(24)

кА.

Относительное содержание апериодической составляющей в полном токе к.з. в момент времени

(25)

.

Для определения величины интеграла Джоуля необходимо учесть время работы резервной релейной защиты, которое для рассчитываемых условий составляет 0,15 с. Поэтому значение определяется следующим образом:

с.

Значение интеграла Джоуля в случае удаленного к.з. при учете соотношения

(26)

к с.

Аналогичные вычисления для точки К2.

кА,

с,

, кА.

В РУ НН подстанции предполагается использовать вакуумные выключатели, имеющие собственное время отключения 0,03 с, поэтому время с.

Периодическая и апериодическая составляющие тока к.з. в момент времени

кА, кА.

Относительное содержание апериодической составляющей в полном токе к.з. в момент времени

.

Значение интеграла Джоуля с учетом работы резервной релейной защиты:

кА²×с.

Индуктивное сопротивление ТСН, приведенное к ступени 110 кВ, Ом:

.Ом

Для момента времени t = 0 величина тока, протекающего по токоведущим частям ТСН на стороне 10 кВ при к.з. в точке К3, составит:

А.

Аналогичная величина, приведенная к ступени 0,38 кВ, А:

Активное сопротивление ТСН, приведенное к ступени 110 кВ, Ом:

.

Постоянная времени затухания апериодической составляющей тока к.з., ударный коэффициент и величина ударного тока составляют:

с,

,

для сети 10 кВ:

А,

для сети 0,38 кВ:

А,

Периодическая и апериодическая составляющие тока к.з. в момент времени =0,04 с для цепей ТСН 10 кВ:

А, А.

Аналогичная величина для цепей ТСН 0,38 кВ:

А, А.

Относительное содержание апериодической составляющей в полном токе к.з. в момент времени

.

Значение интеграла Джоуля на стороне ВН ТСН с учетом работы резервной релейной защиты:

А²×с.

Аналогичная величина для цепей ТСН 0,38 кВ:

А²×с.

Питание подстанции осуществляется по сети 110 кВ, которая относится к сетям с эффективно заземленной нейтралью. Для таких сетей величины тока однофазного к.з. могут превышать значения тока трехфазного к.з., поэтому необходимо произвести расчет величины тока однофазного к.з. в точке К1.

Ток однофазного к.з. в указанной точке определяется по формуле:

(27)

где - внешнее индуктивное сопротивление по прямой последовательности относительно шин 110 кВ проектируемой подстанции;

- внешнее индуктивное сопротивление по обратной последовательности относительно шин 110 кВ проектируемой подстанции;

- эквивалентное индуктивное сопротивление нулевой последовательности относительно точки К1.

Сопротивление обратной последовательности можно принять равным величине сопротивления по прямой последовательности. А для определения величины эквивалентного сопротивления по нулевой последовательности целесообразно составить схему замещения. Схема замещения нулевой последовательности изображена на рис. 14.

Рисунок 17– Схема замещения нулевой последовательности

Эквивалентное индуктивное сопротивление нулевой последовательности относительно точки К1 при заземлении нейтралей у обоих силовых трансформаторов подстанции:

(28)

где - внешнее индуктивное сопротивление по нулевой последовательности относительно шин 110 кВ проектируемой подстанции;

- индуктивное сопротивление одного трансформатора по нулевой последовательности, допускается принимать равным величине .

В этом случае величина сопротивления составит, Ом:

Тогда величина тока однофазного к.з., кА:

Величина тока однофазного к.з. в точке К1 превышает значение тока трехфазного к.з. Ограничить значение можно разземлив нейтраль одного из трансформаторов проектируемой подстанции. Тогда соответствующие величины будут равны:

Анализируя полученные результаты, можно сделать вывод о том, что предлагаемая операция не приводит к снижению тока до величины, меньшей чем ток . Следовательно, при выборе высоковольтных выключателей по коммутационной способности необходимо руководствоваться наибольшей величиной тока к.з., т.е. , а проверки по термическому и динамическому воздействиям производить, руководствуясь параметрами для трехфазного к.з.

Для определения величины тока к.з., протекающего по токопроводящим элементам в цепях нейтралей силовых трансформаторов, необходимо рассмотреть несколько случаев возникновения однофазного к.з. Если однофазное к.з. произошло в пределах электроустановки, то величина тока, протекающего по токоведущим частям в нейтрали силового трансформатора, определится по формуле:

, (29)

где - ток однофазного к.з. в месте повреждения; - результирующее индуктивное сопротивление нулевой последовательности до места к.з.; - сопротивление нулевой последовательности трансформатора рассматриваемой электроустановки.

Если однофазное к.з. произошло за пределами электроустановки, то

. (30)

Из приведенных формул видно, что ток, стекающий в землю через заземлители, составляет некоторую долю от тока однофазного к.з., которая зависит от целого ряда факторов, в том числе от места замыкания. Поэтому в качестве расчетной величины необходимо принимать наибольшее из возможных значений. Для проектируемой подстанции указанные величины при заземлении нейтралей у обоих трансформаторов будут иметь следующие значения:

кА, кА.

Следовательно, наибольшее значение рассчитываемой величины будет при однофазном к.з. в пределах проектируемой подстанции.

Эквивалентное активное сопротивление нулевой последовательности при этом составит, Ом:

Постоянная времени затухания апериодической составляющей тока к.з., ударный коэффициент и величина ударного тока:

с, ,

кА.

Периодическая составляющая тока к.з. в момент времени t

кА.

Апериодическая составляющая тока к.з. в момент времени t

кА.

Относительное содержание апериодической составляющей в полном токе к.з. в момент времени t

.

Значение интеграла Джоуля :

к с.

Результаты расчетов токов к.з. и их параметров для выбора оборудования сведены в табл.9.

Таблица 9 – Результаты расчетов тока к.з. и его параметров

Номер зоны	Объект (элемент)	Расчетные значения тока к.з. и его параметров
	Линия 110 кВ					0,11
	Сборные шины 110 кВ и ремонтная перемычка					0,11
	Токопровод 110 кВ					0,11
	Токопровод 10 кВ					0,37
	Нейтраль силового трансформатора					0,15
	Токопровод 10 кВ ТСН (к.з. в т. К2)					0,37
Токопровод 10 кВ ТСН (к.з. в т. К3)	94,22	138,58	94,22	0,0002
	Сборные шины 10 кВ					0,37
	Секционный выключатель и разъединитель 10 кВ					0,37
	Сеть собственных нужд 0,38 кВ				0,005
	Ячейка линии 10 кВ фидер 1					0,37
Ячейка линии 10 кВ фидер 2					0,37
Ячейка линии 10 кВ фидер 3					0,37
Ячейка линии 10 кВ фидер 4					0,37
Ячейка линии 10 кВ фидер 5					0,37
Ячейка линии 10 кВ фидер 6					0,37
Ячейка линии 10 кВ фидер 7					0,37
Ячейка линии 10 кВ фидер 8					0,37
Ячейка линии 10 кВ фидер 9					0,37
Ячейка линии 10 кВ фидер 10					0,37

4.3 Выбор конструктивного исполнения проектируемой подстанции и предварительная компоновка

Главная схема электрических соединений проектируемой подстанции в соответствии с принятыми в разделе 3 представленной работы приведена на рис. 18. Состав и места установки основного и вспомогательного оборудования подстанции приняты по типовому проекту для тупиковой подстанции, выполненной по упрощенной схеме.

Согласно [1] распределительное устройство 110 кВ, при отсутствии особых обстоятельств, должно выполняться открытым (ОРУ). Распределительное устройство 10 кВ выполняется в виде комплектных шкафов наружной установки (КРУН).

За прототип (эталон) принято проектное решение Самарского завода "Электрощит" для тупиковой подстанции комплектного типа блочного исполнения КТПБ. На территории подстанции предусмотрено сооружение здания ОПУ для установки устройств защиты линий 110 кВ, блоков питания, выпрямительных устройств и других устройств, не размещаемых в шкафах наружной установки.

Силовые трансформаторы на территории подстанции устанавливаются открыто. Трансформаторы собственных нужд в специальных шкафах устанавливаются под токопроводами 10 кВ также на открытом воздухе.

Компоновка ОРУ подстанции предусматривает возможность перехода от простой схемы электрических соединений к более сложным.

Выносные измерительные трансформаторы тока устанавливаются на территории ОРУ для расширения зоны основной защиты силовых трансформаторов, так как использование встроенных трансформаторов тока не обеспечивает требуемых условий релейной защиты и питания измерительных приборов.

Ошиновка ОРУ 110 кВ выполняется сталеалюминиевыми проводами и алюминиевыми трубами. На трубах предусматривается установка компенсаторов, а также приняты меры против вибрации.

Так как жесткая ошиновка на стороне 10 кВ трансформаторов допускается только на коротких участках в случаях, когда применение гибких токопроводов усложняет конструкцию, то принято решение выполнять токопровод пучком гибких сталеалюминиевых проводов.

Все соединения и ответвления от проводов и шин, а также и присоединения их к аппаратным зажимам предполагается производить опрессовкой или сваркой, за исключением ответвлений к ограничителям перенапряжения, конденсаторам связи и трансформаторам напряжения, которые выполнены с помощью болтовых соединений.

Контрольные кабели на территории ОРУ предусматривается прокладывать в наземных лотках и коробах, так как применение кабельных каналов и тоннелей должно иметь специальное обоснование.

Расположение лотков и коробов обеспечивает проезд по ОРУ и подъезд к оборудованию машин и механизмов, необходимых для выполнения ремонтных и эксплуатационных работ. Для этого предусмотрены переезды с сохранением расположения лотков на одном уровне.

Выход кабелей из лотков и коробов к шкафам управления и защиты, приводам и сборкам выполняется в трубах и коробах без углубления их в землю.

Во всех кабельных сооружениях предусмотрен запас емкости для дополнительной прокладки кабелей в размере 15 % от количества, предусмотренного на расчетный период.

Рисунок 18 – Главная схема электрических соединений проектируемой подстанции

Для прокладки потребительских силовых кабелей предусмотрен организованный вывод их по территории подстанции в траншеях до ее внешнего ограждения.

В ОРУ для подвески гибкой ошиновки предусмотрено использование стеклянных изоляторов. В частности, натяжные гирлянды изоляторов применены в качестве изоляционной подвески токопроводов от приемной опоры до блока приема на территории подстанции.

Перечень аппаратов, предусмотренных для установки на территории проектируемой подстанции с указанием их назначения в соответствии с обозначением, приведенным на рис.15, отражен в табл. 10.

Таблица 10 – Оборудование и аппараты, выбираемые для установки на подстанции.

Обозначение по рис.18	Наименование (тип аппарата)	Назначение	Зона по рис.12	Расчетная точка к.з. по рис. 13
T1,T2	ТРДН-25000	силовой трансформатор
T3,T4	ТМ-25	питание потребит. с.н.
W1-W10	кабельные линии	потребительские линии		К2(3)
Q1,Q20	выключатели 110 кВ	коммутационный аппарат		К1(3), К1(1)
Q2,Q11, Q12,Q19	выключатели ввода 10 кВ	коммутационный аппарат		К2(3)
QB1, QB2	секционный выключатель10 кВ	коммутационный аппарат		К2(3)
Q3-Q10, Q13-Q18	выключатели фидеров 10 кВ	коммутационный аппарат		К2(3)
QS1,QS3	разъединители линий 110 кВ	коммутационный аппарат		К1(3)
QS2,QS4	разъединители трансформаторов 110 кВ	коммутационный аппарат		К1(3)
QS5,QS6	разъединители рем. перемычки 110 кВ	коммутационный аппарат		К1(3)
QSG1,QSG2	заземляющие ножи в нейтрали обм. ВН силовых трансформаторов	коммутационный аппарат		К1(1)
FU1,FU2	предохранители 10 кВ	для защиты ТСН		К3(3)
RU1,RU8	ОПН 110 кВ	для защиты Т1, Т2		К1(3)
RU3,RU5, RU6, RU7	ОПН на шинах 10 кВ	для защиты сети 10 кВ		К2(3)
RU2,RU3,RU9,RU10	ОПН 10 кВ	для защиты Т1,Т2,Т3,Т4		К2(3)
RU11,RU12	ОПН в нейтрали обмотки ВН силовых трансформаторов	для защиты нейтрали Т1, Т2		К1(1)
TA1,TA24	трансформатор тока 110 кВ	в цепях РЗ и А		К1(3)
TA2,TA25	встроенный трансформатор тока 110 кВ	в цепях РЗ и А		К1(3)
Продолжение таблицы 10
TA4,TA14,TA15,TA23	трансформатор тока вводной ячейки 10 кВ	в измерит.цепях, РЗ и А		К2(3)
TA5-TA9	трансформатор тока фидера 10 кВ 1 секции	в измерит.цепях, РЗ и А		К2(3)
TA11-TA15	трансформатор тока фидера 10 кВ 2 секции	в измерит.цепях, РЗ и А		К2(3)
TA9,TA19	трансформатор тока в цепи QB1	в цепях РЗ и А		К2(3)
ТА3,ТА26	трансформатор тока в нейтрали обм. ВН силовых трансформаторов	в цепях РЗ и А		К1(1)
TU1,TU2	трансформатор напряжения 110 кВ	в цепях, РЗ и А, источник оперативного тока		К1(3)
TU3,TU4 TU5,TU6	трансформатор напряжения 10 кВ	в цепях, РЗ и А, источник оперативного тока		К2(3)
C1,L1;C2,L2	элементы ВЧ связи	организация каналов связи		К1(3)
	токопровод к ВЛ 110 кВ	передача э/э от ВЛ к шинам 110 кВ		К1(3)
	токопровод 110 кВ к Т1, Т2	передача э/э от шин 110 кВ к трансформаторам		К1(3)
	токопровод 10 кВ	передача э/э от тр-ов к шинам 10 кВ		К2(3)
	сборные шины 110 кВ	распределение потоков э/э		К1(3)
	сборные шины 10 кВ	распределение потоков э/э		К2(3)
	сеть с.н. 0,38 кВ	питание схемы с.н.		К3(3)