|
IV
ступень защиты 3 (4) -направленная
|
|
3.АВТОМАТИКА
ПАРАЛЛЕЛЬНЫХ ЛЭП С ДВУСТОРОННИМ ПИТАНИЕМ
3.1 Выбор устройств автоматики, устанавливаемых
на параллельных ЛЭП с ответвлениями, одиночной ЛЭП и трансформаторах
ответвительной подстанции
Проектируемым объектом является понизительная
подстанция 110/10 кВ с двумя двухобмоточными трансформаторами мощностью 16 МВА.
Данные трансформаторы оборудованы устройством РПН. На стороне НН секции шин
подстанции работают раздельно, т.е. секционный выключатель в нормальном режиме
отключен.
Проанализировав вышеизложенную информацию и
учитывая требования [4], на проектируемой подстанции устанавливаются следующие
виды автоматики:
автоматическое включение резервного питания, с
помощью включения секционного выключателя на стороне НН (АВР);
автоматическая частотная разгрузка (АЧР) с
последующим частотным автоматическим повторным включением (ЧАПВ);
автоматическое регулирование коэффициентов
трансформации трансформаторов (АРКТ);
автоматическое повторное включение (АПВ) шин 10
кВ;
автоматика пожаротушения трансформаторов и
кабельных каналов;
автоматика повышения напряжения.
Автоматика проектируемой подстанции выполнена на
микропроцессорных устройствах фирмы ABB.
В качестве автоматического регулирования
коэффициентов трансформации трансформатор устанавливается регулятор напряжения
SPAU 341С, в качестве автоматической частотной разгрузки - реле частоты SPAF
340 С3, в качестве автоматического включения резервного питания и АПВ шин 110 и
10 кВ применяется внутренняя функция терминала SPAC 801.
3.2 Расчет допустимости НАПВ для параллельных
ЛЭП. Выбор типа АПВ. Расчет параметров срабатывания пусковых и контрольных
органов АПВ
Согласно [4] устройства АПВ должны
предусматриваться для быстрого восстановления питания потребителей или
межсистемных и внутрисистемных связей путем автоматического включения
выключателей, отключенных устройствами релейной защиты.
Должно предусматриваться автоматическое
повторное включение воздушных и смешанных (кабельно-воздушных) линий всех типов
напряжением выше 1 кВ.
Требования, предъявляемые к устройствам АПВ:
устройства АПВ должны быть выполнены так, чтобы
они не действовали при:
отключении выключателя персоналом дистанционно
или при помощи телеуправления;
автоматическом отключении от релейной защиты
непосредственно после включения персоналом дистанционно или при помощи
телеуправления;
отключении выключателя защитой от внутренних
повреждений трансформаторов и вращающихся машин, устройствами противоаварийной
автоматики;
устройства АПВ должны быть выполнены так, чтобы
была исключена возможностью многократного включения на КЗ при любой
неисправности в схеме устройства;
устройства АПВ должны выполняться с
автоматическим возвратом.
Устройства трехфазного АПВ (ТАПВ) должны
осуществляться преимущественно с пуском при несоответствии между ранее поданной
оперативной командой и отключенным положением выключателя; допускается также
пуск устройства АПВ от защиты.
Для ускорения восстановления нормального режима
работы электропередачи выдержка времени устройства ТАПВ должна приниматься
минимально возможной с учетом времени погасания дуги и деионизации среды в
месте повреждения, а также с учетом времени готовности выключателя и его
привода к повторному включению.
Выдержка времени устройства ТАПВ на линии с
двусторонним питанием должна выбираться также с учетом возможного неодновременного
отключения повреждения с обоих концов линии; при этом время действия защит,
предназначенных для дальнего резервирования, учитываться не должно. Допускается
не учитывать разновременности отключения выключателей по концам линии, когда
они отключаются в результате срабатывания высокочастотной защиты.
Несинхронное АПВ (НАПВ) может применяться на
линиях (в основном 110-220 кВ), если:
максимальный электромагнитный момент синхронных
генераторов и компенсаторов, возникающий при несинхронном включении, меньше (с
учетом необходимого запаса) электромагнитного момента, возникающего при
трехфазном КЗ на выводах машины, при этом в качестве практических критериев
оценки допустимости НАПВ принимаются расчетные начальные значения периодических
составляющих токов статора при угле включения 180º;
максимальный ток через трансформатор
(автотрансформатор) при угле включения 180º меньше
тока КЗ на его выводах при питании от шин бесконечной мощности;
после АПВ обеспечивается достаточно быстрая
ресинхронизация; если в результате несинхронного автоматического повторного
включения возможно возникновение длительного асинхронного хода, должны
применяться специальные мероприятия для его предотвращения или прекращения.
При соблюдении этих условий НАПВ допускается
применять также в режиме ремонта на параллельных линиях.
Практически возможно применение НАПВ в случае,
если выполняются условия:
) для генератора марки ТВФ с непосредственным
охлаждением обмоток
;
2) для автотрансформатора
где IНВ - ток несинхронного
включения, IНОМ - номинальный ток генератора (автотрансформатора).
Расчёт тока несинхронного включения
приведён в приложении 8.
Проверка допустимости применения
НАПВ приведена в таблице 3.1.
Таблица 3.1 Расчет допустимости
применения НАПВ
|
Устрой-ство
|
Параметр
|
Расчетное
выражение
|
Расчет
|
Примечание
|
АТ IНВ - 
|
условие
выполняется
|
|
|
|
IНОМ
|
 
|
|
|
|
-
|
-
|
|
|
|
-
|
-
|
|
|
G1 IНВ - 
|
Условие
выполняется
|
|
|
|
IНОМ
|
 
|
|
|
|
-
|
-
|
|
|
Из табл. 3.1 видно, что на проектируемых линиях
допустимо применение НАПВ. Однако в связи с отсутствием обходных связей,
применять НАПВ нельзя.
Исходя из этого, в соответствии с [4], принимаем
решение об использовании трехфазного АПВ с контролем синхронизма.
Необходимо выбрать следующие уставки:
по разности модулей векторов напряжений (ΔU);
по разности углов между векторами напряжений (Δφ);
по разности частот напряжений (Δf)
.
Условия синхронизма напряжений считаются
выполненными, если все три контролируемых параметра находятся в пределах нормы.
Рекомендуемые значения указанных уставок:
ΔU = 0,2Uном;
Δφ = (10-30)°;
Δf = 0,05 Гц - для соединения
частей схем к которым предъявляются высокие требования по синхронизму, а также
для важных межсистемных связей;
Принимаем:
При правильном выборе уставок при
АПВ будет обеспечено синхронное включение выключателя. Рекомендуется выполнить
проверку правильности выбора уставок по условию:
,
где tИО - время срабатывания
измерительных реле контроля синхронизма (может быть принято равным 0,03 с),
tВКЛ - время включения выключателя.
Проверка выбранных уставок по
условию :
,
т.е. условие выполняется.
Обоснование выбора уставок по
времени АПВ выключателей противоположных концов линий сведён в таблицу 3.2,
расчёт уставок сведён в таблицу 3.3.
Таблица 3.2 Обоснование выбора
уставок АПВ
|
Параметр
срабатывания
|
Задаваемая
функции
|
Расчетное
условие
|
Расчетное
выражение
|
Примечание
|
Несрабатывание
до полного отключения ВЛ с обеих сторон
.Обеспечение
готовности привода выключателя перед включением
2.
Обеспечение деионизации среды после отключения КЗ 
3.
Отстройка от времени действия защит противоположной стороны линии 
|
 =0,033 с
|
|
Таблица 3.3 Расчёт времени АПВ
|
Наименование
величины
|
РУ
|
РВ
|
Расчет
|
Принятое
значение
|
|
 1 1,4 с
|
|
|
|
|
|
2
|
|
|
|
|
3
|
|
|
|
|
 11,1 с
|
|
|
|
|
|
2
|
|
|
|
|
3
|
|
|
|
.3 Выбор типа фиксирующих приборов для
определения места повреждения на параллельных ЛЭП
В шкафе защиты типа ШЭ 2607 016 имеется
возможность использования встроенной функции ОМП. Пуск функции ОМП в случае КЗ
на линии осуществляется при срабатывании II ступеней ДЗ или ТНЗНП. При пуске
ОМП, через время (0,01…0,06) с происходит «захват» (фиксация) аналоговых
данных: векторных значений всех симметричных составляющих тока и напряжения ВЛ
и их приращений, тока нулевой последовательности параллельной линии, частоты
сигналов. Одновременно фиксируется время возникновения аварии.
В устройстве применен, так называемый,
«селективный принцип» расчета и отображения расстояния. При этом расчет
расстояния до места повреждения на ВЛ происходит только в случае действия
терминала на отключения от защит или от внешних устройств релейной защиты.
С целью отстройки от переходных процессов в
начальный момент КЗ на ВЛ, желательно фиксировать аналоговые данные как можно
позже, перед самым моментом отключения тока повреждения. Поэтому уставку по
выдержке времени следует выбирать исходя из реального времени действия
выключателя и установленной задержки в канале отключения.
При срабатывании ОМП, через время (2,0 - 3,0) с,
информация о расстоянии до места КЗ, виде повреждения, дате и времени
отображаются на дисплее терминала.
Полная информация о последних 10 расчетах места
КЗ доступна через встроенный в терминал дисплей в меню Регистратор ОМП.
Зафиксированные данные в момент пуска ОМП -
векторные значения всех симметричных составляющих тока и напряжения ВЛ и их
приращения, тока нулевой последовательности параллельной линии, частота
сигналов, время возникновения аварии, вид повреждения, тип повреждения, тип
алгоритма расчета расстояния - попадают в базу данных аналоговых событий,
доступной программному обеспечению «EKRASMS». Если данные из указанной базы не
вычитываются, то в неразрушаемой памяти при снятии напряжения питания
сохраняются последние 128 аналоговых событий.
3.4 Автоматика ликвидации асинхронного режима
(АЛАР) на параллельных ЛЭП. Выбор типа АЛАР, краткое описание принципа действия
В нормальном режиме генераторы, включенные на
параллельную работу, работают синхронно, т.е. существует синхронный режим
работы. АР возникает при нарушении устойчивости параллельной работы. Кроме
того, этот режим может возникнуть при несинхронном включении линии, соединяющей
электростанцию с энергосистемой. АР является серьёзным нарушением нормального
режима работы, опасным для оборудования и потребителей электроэнергии.
Предельная допустимая длительность АР составляет 15 ¸
30 с. За это время должны быть приняты меры по восстановлению синхронизма, т.е.
должна быть произведена ресинхронизация. Если синхронизм не восстанавливается,
то энергосистемы должны быть разделены в заранее намеченных местах. Эти
операции производятся с помощью противоаварийной автоматики ликвидации
асинхронного режима.
При возникновении дефицита мощности в системе С2
деление сети целесообразно производить на подстанции “Б” путем отключения линии
Л3. При этом потребители подстанции ”Б” и подстанции ответвления питаются от
электрической станции ”А”.
При дефиците мощности в системе С1 деление сети
целесообразно производить на электрической станции ”А”. Причем сначала
отключается автотрансформатор и потребители подстанции ”Б” и подстанции ”В”
питаются от системы С2 и блока генератор-трансформатор, установленного на
электрической станции ”А”. Если синхронный режим не восстановился, то
отключается блок генератор-трансформатор, и потребители подстанции ”Б” и
подстанции ”В” питаются от системы С2.
Таким образом, АЛАР устанавливается на
электрической станции ”А” и подстанции ”Б”.
Согласно [4] для прекращения АР в случае его
возникновения должны в основном применяться устройства автоматики, отличающие
асинхронный режим от синхронных качаний, КЗ или других ненормальных режимов
работы.
Микропроцессорное устройство автоматики
ликвидации асинхронного режима АЛАР-М. разработанное в ОАО «Институт
«Энергосетьпроект», предназначено для автоматического выявления и ликвидации
асинхронных режимов в электрических сетях напряжением от 110 кВ и выше.
Принцип действия устройства базируется на
использовании алгоритма распознавания двухмашинного асинхронного режима и
выявления наличия электрического центра качаний (ЭЦК) на контролируемом участке
электроэнергетической системы (ЭЭС) и реализует технические возможности
прогнозирования развития асинхронного процесса на основе граничных фазовых
траекторий «угол - скольжение». Алгоритм построен на расчетном определении
векторов напряжений и углов между ними в двух узлах, ограничивающих
контролируемую зону. Расчет векторов напряжений в контролируемых узлах ЭЭС
осуществляется в реальном времени на основе использования векторов прямых
последовательностей измеряемых токов и напряжений в месте установки устройства
и набора эквивалентных сопротивлений электропередачи. Одновременно с фиксацией
углов между векторами напряжений устройство фиксирует знак скольжения
асинхронно движущихся частей энергосистемы. Функциональная схема устройства приведена
на рис. 3.1.
Особенностями работы устройства являются:
непосредственное определение угла между
векторами напряжений по концам контролируемого участка энергосистемы и
использование этого угла для выявления АР;
селективность действия, основанная на выявлении
попадания ЭЦК в контролируемую устройством зону электропередачи при фиксации
наличия АР в ЭЭС.
Устройство функционирует в трехступенчатом
режиме, обеспечивая на каждой ступени формирование выходных сигналов (с учетом
знака скольжения).
Первая ступень обеспечивает выявление АР на его
первом цикле. Если угол между векторами эквивалентных ЭДС превышает критическое
значение, задаваемое уставкой, то устройство фиксирует наличие АР в ЭЭС.
Дальнейшее действие первой ступени осуществляется на основе анализа значений
векторов напряжений на границе контролируемой зоны и в месте установки
устройства. Попадание значений взаимных углов и модулей указанных векторов в
заданный уставками диапазон критических значений свидетельствует о нахождении
ЭЦК в контролируемой зоне. При одновременной фиксации АР в ЭЭС и попадании ЭЦК
в контролируемую зону устройство выдает сигнал о срабатывании ступени в
соответствии со знаком скольжения.
Рис. 3.1 Структурная схема АЛАР-М
Работа второй ступени заключается в
подсчете суммарного угла проворота эквивалентных ЭДС и контроле заданного
уставкой количества (N2st) циклов АР за установленное время (
), где 
-
допустимое время одного проворота в АР. Действие третьей ступени аналогично
действию второй, но с контролем другого числа циклов (N3st). Ввод в действие
каждой следующей ступени осуществляется с установленной выдержкой времени (
).
В устройстве предусмотрен контроль
длительности циклов АР для второй и третьей ступеней. Если время прохождения
установленного числа проворотов указанных ступеней превышает время, заданное
уставкой, то происходит возврат устройства в исходное состояние. Возврат в исходное
состояние происходит также, если ЭЦК выходит за пределы контролируемой зоны.
Устройство обеспечивает:
задание уставок эквивалентных
сопротивлений модели ЭЭС от 0 до 999,9 Ом с разрешением 0,1 Ом отдельно по
вещественной и мнимой части;
задание уставок угла между векторами
напряжений от 0 до 360° с разрешением 1°;
задание уставок безразмерных
коэффициентов от 0 до 9 с разрешением 0,1.
В устройстве предусмотрена
возможность работы с тремя комплектами уставок. Обеспечивается выбор рабочего
комплекта уставок по дискретному входному сигналу и по команде от ЭВМ, а также
возможность редактирования уставок посредством ввода с клавиатуры устройства и
с верхнего уровня управления.
Основная относительная погрешность
измерения токов и напряжений в месте установки устройства не превышает 2,5 %
номинального значения. Дополнительная погрешность измерения токов и напряжений
при изменении частоты в диапазоне 45 - 55 Гц не превышает 1 %/Гц. Погрешность
расчета углов между векторами напряжений при их величинах в пределах от 0,4 до
1,5
не
превышает:
в диапазоне критических углов от 150
до 210° - 5 %;
в диапазоне от 30 до 150 и 210 до
330°- 10%;
в диапазоне от -30 до +30° - не
нормируется.
В устройстве предусмотрено
формирование следующей информации:
обобщенных сигналов «Срабатывание» и
«Неготовность» для центральной сигнализации на щите управления энергообъекта;
информации на дисплее о
неисправности устройства и выполнении функций в соответствии с задачами
устройства;
диагностической информации о
состоянии устройства для персонала любого уровня.
Обеспечивается фиксация
срабатывания, неисправности устройства с запоминанием до его квитирования и
возможность передачи этой информации через интерфейс на устройства высшего
уровня.
Для формирования сигналов управления
предусмотрены выходные реле:
по 2 для каждой из ступеней (для
разных знаков скольжения), обеспечивающие требуемые управляющие воздействия;
для передачи во внешние цепи
обобщенных сигналов «Неготовность», «Срабатывание»;
для блокирования аналогичных
устройств на смежных линиях.
Устройство может устанавливаться для
защиты одной линии (прямая ветвь) или двух смежных линий (прямая и обратная
ветви) и контролирует 3 напряжения и 3 тока прямой ветви и один ток обратной
ветви. Допускается сохранение трех комплектов рабочих уставок. Эти комплекты
могут переключаться вручную или автоматически при смене схемы защищаемого
участка энергосистемы.
Программное обеспечение пользователя
позволяет осуществлять удаленный доступ к устройству по последовательному
каналу связи с интерфейсом типа RS-232 (RS-485), с помощью которого можно
следить за его функционированием, изменять уставки, переключать рабочие
комплекты, записывать собранные данные.
Обеспечивается фиксация
срабатывания, неисправности устройства с запоминанием до его квитирования и
возможность передачи этой информации на устройства высшего уровня.
Исходные данные для настройки
устройства должны быть получены на основе предварительного моделирования
расчетных схем и динамических режимов защищаемой ЭЭС. При размещении АЛАР-М на
удалении от узлов присоединения эквивалентных генераторов к протяженной
электропередаче устройство может работать с «двухплечевой» схемой включения с
соответствующим выбором уставок параметров передачи для работы каждого из плеч
(тп и пk, рис. 3.2). На рисунке приняты следующие обозначения: п - узел
установки устройства; т, к - граничные узлы контролируемой устройством линии;
В1, В2 - выключатели линий; 
, 
-векторы ЭДС эквивалентных
генераторов; 
, 
, 
- векторы
контролируемых напряжений в узлах т, п, k; 
, 
- векторы контролируемых токов; 
, 
, 
-
комплексные эквивалентные сопротивления ветвей; 
, 
- комплексные сопротивления
контролируемых участков электропередачи. Устройство, установленное в узле п,
периодически измеряет мгновенные значения напряжений фаз в узле установки,
трехфазных токов одной ветви и ток одной фазы другой ветви. По полученной
выборке производится расчет векторов основной гармоники напряжений и токов фаз.
Рис. 3.2 Схема подключения АЛАР-М
Алгоритм выявления АР базируется на
расчете ЭДС эквивалентных генераторов, которые с учетом выбранных на рис. 3.2
положительных направлений токов равны:
где множители при напряжении и токах
, 
, , , получают
как коэффициенты матриц четырехполюсников ветвей.
Для выявления АР с учетом
прогнозирования его развития используется угол электропередачи
где 
- эквивалентный угол передачи,
являющийся параметром граничной фазовой траектории «угол - скольжение»; 
- угол,
связанный с инерционными характеристиками энергосистемы:
где 
- постоянная инерции
эквивалентируемой части ЭЭС, приведенная к базисной мощности; 
- угол,
дополняющий до 90° аргумент взаимного эквивалентного сопротивления двухмашинной
электропередачи.
Предельно допустимый по условиям
устойчивой работы ЭЭС угол 
обозначается как 
.
Выполненные условия 
служат
признаком наличия АР в энергосистеме. В зависимости от того, опережающим или
отстающим является вектор относительно
,
определяют дефицитную и избыточную части ЭЭС.
Расчет векторов напряжений на
границах контролируемых участков выполняется в устройстве по формулам
где 
, 
, , - коэффициенты четырехполюсников,
характеризующих сопротивления контролируемых участков передачи; 
, 
- углы
векторов напряжений на границах контролируемых участков.
Критерием наличия ЭЦК является
выполнение хотя бы одного из соотношений
где 
- угол вектора напряжения в месте
установки АЛАР-М.
Критические значения углов
, 
выбирают на
основе предварительных расчетов режимов сети с учетом её неоднородности и
влияния отборов мощности. Их рассматривают как предельные значения углов между
векторами напряжений на границах контролируемых участков сети, если в пределах
контролируемой зоны в условиях наличия АР существует точка, имеющая минимальное
напряжение по передаче.
Программное обеспечение устройства
предусматривает и возможность работы в неселективном режиме. В этом случае
устройство настраивается на срабатывание 1-й ступени при фиксации АР по
передаче ( ), но без
контроля попадания ЭЦК на защищаемый участок. При этом уставки по углу
определяются так же, как это делается для известных аналоговых устройств САПАХ.
В ряде случаев, когда необходимо
контролировать участок сети с одной стороны от места установки АЛАР,
используется «одноплечевая» схема включения. В этом случае уставки
сопротивления контролируемого участка отсутствующего плеча обнуляются.
Ввод и редактирование уставок,
необходимых для функционирования АЛАР-М, производится либо с панели управления,
либо с персонального компьютера посредством прилагаемой программы удаленного
управления. Ввод с персонального компьютера предпочтителен для начальной
настройки устройства, поскольку представляет более удобный интерфейс для
изменения большого количества данных. Ввод с панели управления целесообразен
для текущего редактирования значений небольшого количества изменяемых величин.
Введенные уставки сохраняются в энергонезависимой памяти устройства.
Программное обеспечение АЛАР-М
предусматривает наличие трех независимых комплектов уставок, каждый из которых
содержит информацию о параметрах измерительных трансформаторов напряжения и
тока, эквивалентных параметрах электропередачи, критических значениях режимных
параметров, уставках проворотов и выдержек времени, параметрах блокировки
устройства.
Используемые в устройстве условия
блокировок реализуются при явлениях, которые в случае отсутствия АР
сопровождаются изменением фазных соотношений между контролируемыми величинами.
В частности, условие блокирования по допустимой скорости изменения угла между
векторами ЭДС эквивалентных генераторов позволяет отличить сравнительно
медленное монотонное изменение угла в условиях АР от его скачкообразных
изменений при возникновении КЗ или неисправностях в цепях напряжения.
Условия блокирования по максимально
допустимому отношению напряжения обратной последовательности к напряжению
прямой последовательности позволяют зафиксировать несимметричные режимы при
возникновении КЗ, а также при неисправностях в цепях напряжения устройства.
Условия блокирования по максимально
допустимому отношению тока обратной последовательности к току прямой
последовательности позволяют зафиксировать несимметричные режимы при
возникновении КЗ, а также при неисправностях в цепях тока.
Условия блокирования по максимально
допустимому отношению тока прямой последовательности к номинальному току фазы
позволяют отличить АР от случая трехфазного КЗ.
Время блокирования устройства при
выполнении любого из указанных условий равняется времени существования условия
плюс время возврата блокировки t2 (в устройстве принято t2 = 0,2 с).
Система отображения, реализованная в
устройстве АЛАР-М, включает в себя набор переключаемых окон отображения текущей
информации и набор окон меню. Окна изображения текущей информации предназначены
для контроля состояния процессов ЭЭС, работы устройства и алгоритма. В
частности, предусмотрены: основное рабочее окно, в котором отображается текущее
состояние работы, в т.ч. величина контролируемого угла, блокировка работы,
паузы после срабатывания устройства; окно величин и углов напряжений основного
направления; окно величин и углов токов в фазах основного направления; окно
величины и угла тока фазы «А» дополнительного направления; окно симметричных
составляющих напряжений и токов основного направления; окно величины активной и
реактивной мощностей основного направления; окно величины активной и реактивной
мощностей дополнительного направления; служебное окно отображения регистратора
процесса.
3.5 АВР на трансформаторах
ответвительной подстанции
Согласно [4] устройства АВР должны
предусматриваться для восстановления питания потребителей путем автоматического
присоединения резервного источника питания при отключении рабочего источника
питания, приводящем к обесточению электроустановок потребителя. Устройства АВР
должны предусматриваться также для автоматического включения резервного
оборудования при отключении рабочего оборудования, приводящем к нарушению
нормального технологического процесса.
Общие требования, предъявляемые к
АВР:
устройство АВР, как правило, должно
обеспечивать возможность его действия при исчезновении напряжения на шинах
питаемого элемента, вызванном любой причиной, в том числе КЗ на этих шинах
(последнее - при отсутствии АПВ шин);
устройство АВР при отключении
выключателя рабочего источника питания должно включать, как правило, без
дополнительной выдержки времени, выключатель резервного источника питания;
должна быть обеспечена однократность
действия устройства, с этой целью длительность команды на включение резервного
оборудования должна быть ограничена;
Для обеспечения действия АВР при
обесточении питаемого элемента в связи с исчезновением напряжения со стороны
питания рабочего источника, а также при отключении выключателя с приемной
стороны (например, для случаев, когда релейная защита рабочего элемента
действует только на отключение выключателей со стороны питания) в схеме АВР
должен предусматриваться пусковой орган напряжения. Указанный пусковой орган
при исчезновении напряжения на питаемом элементе и при наличии напряжения со
стороны питания резервного источника должен действовать с выдержкой времени на
отключение выключателя рабочего источника питания с приемной стороны, что
необходимо, чтобы не допустить включения резервного источника на не отключенное
повреждение в рабочем источнике.
Минимальный элемент напряжения
пускового органа АВР, реагирующий на исчезновение напряжения рабочего
источника, должен быть отстроен от режима самозапуска электродвигателей и от
снижения напряжения при удаленных КЗ. Напряжение срабатывания элемента контроля
напряжения на шинах резервного источника пускового органа АВР должно выбираться
по возможности, исходя из условия самозапуска электродвигателей. Время действия
пускового органа АВР должно быть больше времени отключения внешних КЗ, при
которых снижение напряжения вызывает срабатывание элемента минимального
напряжения пускового органа, и, как правило, больше времени действия АПВ со
стороны питания.
Для автоматического включения секционного
выключателя, при авариях на одном из силовых трансформаторах, используется
терминал SPAC 801.02, на базе которого реализуется функция АВР. Этот терминал
предназначен для управления, сигнализации и защиты секционного выключателя.
Цепь пуска АВР организуется вне устройства SPAC 801 по факту аварийного
отключения вводных выключателей.
Схема АВР выполнена с использованием
следующих сигналов:
готовность АВР (18);
пуск АВР (сигнал со входа Х18:9 и
сигнал 16);
запрет АВР (от схемы запрета АВР,
рис. 3.3).
Рис 3.3 Схема АВР
На проектируемой подстанции пуск АВР
производиться с контролем отсутствия встречного напряжения секции, для этого
установка переключателя устанавливается в положение SG2/1=1. Контроль
отсутствия напряжения на шинах производится внешним реле, которое замыкает свои
контакты при отсутствии напряжения и подает напряжение положительной полярности
на вход Х18:6.
3.6 АРЧ. Краткое описание
Согласно [4] автоматическое
ограничение снижения частоты должно выполняться с таким расчетом, чтобы при
любом возможном дефиците мощности в энергообъединении, энергосистеме,
энергоузле возможность снижения частоты ниже уровня 45 Гц была исключена
полностью, время работы с частотой ниже 47 Гц не превышало 20 с, а с частотой
ниже 48,5 Гц - 60 с.
Устройства АЧР должны
устанавливаться, как правило, на подстанциях энергосистемы.
Объемы отключения нагрузки
устанавливаются, исходя из обеспечения эффективности при любых возможных
дефицитах мощности; очередность отключения выбирается так, чтобы уменьшить
ущерб от перерыва электроснабжения, в частности должно применяться большее
число устройств и очередей АЧР, более ответственные потребители должны
подключаться к более дальним по вероятности срабатывания очередям.
Устройства ЧАПВ используются для
уменьшения перерыва питания отключенных потребителей в условиях восстановления
частоты в результате реализации резервов генерирующей мощности, ресинхронизации
или синхронизации по отключившейся электропередаче.
При размещении устройств и
распределении нагрузки по очередям ЧАПВ следует учитывать степень
ответственности потребителей, вероятность их отключения действием АЧР,
сложность и длительность неавтоматического восстановления электропитания
(исходя из принятого порядка обслуживания объектов). Как правило, очередность
включения нагрузки от ЧАПВ должна быть обратной по сравнению с принятой для
АЧР.
Требования, предъявляемые к
устройствам АЧР:
устройства АЧР должны успешно
ликвидировать все многообразие возможных аварий с дефицитом мощности в
энергосистемах (энергообъединениях), начиная от местных локальных и кончая
общесистемными, независимо от предшествующего режима, состава оборудования и
т.п.;
при действии АЧР не должны
допускаться снижения частоты ниже определенного уровня на время больше, чем
некоторое предельное, т.е. должна обеспечиваться некоторая предельно-допустимая
частотновременная зона (рис.3.4); это объясняется тем, что реакция отдельных
агрегатов, узлов, энергосистемы в целом на снижение частоты проявляется, как
правило, не мгновенно, а с некоторой постоянной времени;
объем разгрузки, осуществляемой АЧР,
должен быть по возможности минимальным при условии обеспечения нормальной
работы ЭЭС и соответствовать возникшему дефициту мощности; устройства АЧР должны
вступать в работу только после мобилизации резервов мощности на электростанциях
за счет действия АРЧВ и АЧВР;
действие АЧР, обеспечивающее
ликвидацию аварии, должно удовлетворять требованию минимизации ущерба при
отключении потребителей, что может быть достигнуто поочередным характером
отключений с учетом ответственности и значимости потребителей;
действие АЧР должно обеспечивать
подъем частоты до значений, при которых ЭЭС может длительно работать нормально;
подъем частоты до номинального значения возлагается на оперативный персонал
энергосистемы (диспетчера);
устройства АЧР не должны излишне
срабатывать при процессах, отличных от переходных процессов в ЭЭС при дефиците
мощности, но также сопровождающихся изменением частоты (синхронные качания, асинхронный
ход).
Современная система АЧР включает в
себя две категории: АЧР1 и АЧР2.
Категория АЧР1 быстродействующая,
она предназначена для быстрого прекращения процесса снижения частоты и включает
в себя следующие очереди:
спецочередь АЧР, предназначенную для
предотвращения автоматической или оперативной разгрузки энергоблоков АЭС при
снижении частоты ниже 49 Гц и срабатывания основного объема АЧР;
очереди основного объема АЧР1,
отличающиеся по частоте срабатывания и имеющие выдержку по времени 0,3 с, достаточную
для отстройки от синхронных качаний.
Интервал по частоте срабатывания
между очередями обычно принимается 0,1 Гц.
Категория АЧР2 предназначена для
подъема частоты в энергосистеме до уровня, обеспечивающего нормальную ее
работу, и включает в себя подкатегории:
несовмещенную АЧР2, предназначенную
для подъема частоты после действия АЧР1, а также при медленном снижении частоты
путем отключения выделенного объема мощности потребителей;
совмещенную АЧР2, предназначенную
для предотвращения зависания частоты на недопустимо низком уровне путем
отключения потребителей, возможность отключения которых также предусмотрена от
устройств АЧР1 (совмещение).
Категория АЧР2 выполняется в виде
нескольких очередей, отличающихся между собой либо по частоте и времени, либо только
по времени срабатывания.
Интервалы по выдержкам времени
очередей АЧР2 устанавливаются не более 5 с.
Для совмещенной АЧР2 очереди с более
высокими уставками по времени совмещаются (по отключаемым потребителям) с
очередями АЧР1, имеющими более низкие уставки по частоте срабатывания. Общая
мощность совмещения с АЧР1 должна быть не менее 60% суммарной мощности
нагрузки, подключенной к устройствам АЧР1, с последующим совмещением до 100 % .
Общая мощность подключенной к
несовмещенной АЧР2 нагрузки должна быть не менее 10 %, а суммарная мощность
подключенных к АЧР потребителей - не меньше 60 % от расчетного потребления.
Частота возврата измерительных
органов частоты устройств АЧР2 принимается 49,2 Гц для несовмещенной и 49,1 Гц
для совмещенной подкатегории АЧР2.
Рис.3.4 Предельно-допустимая
временная зона при работе АЧР:
- по требованиям стандарта; 2 - по
требованиям ПТЭ
Реле частоты SPAF 340 С3 специально
разработано для автоматического отключения нагрузок в ситуациях, когда
нагрузки, подключенные к сети, превышают допустимое потребление мощности. Такой
дефицит мощности вызывает понижение частоты сети, которое прямо пропорционально
недостатку мощности и обратно пропорционально вращающимся массам генераторов,
подключенных к сети.
Реле частоты SPAF 340 C3 позволяет
выполнить 4-ступенчатую разгрузку и способно оперировать четырьмя группами
выключателей. Восемь таймеров, свободно выбираемые выходы реле и функция df/dt
реализуют логику разгрузки, которая также чувствует уровень изменения частоты
сети.
Характеристики реле частоты:
однофазное четырехступенчатое
комбинированное реле понижения частоты;
каждая ступень АЧР имеет функцию
скорости изменения частоты (df/dt), которая может использоваться как
самостоятельно, так и в сочетании с функцией понижения частоты;
каждая ступень АЧР включает два
индивидуально настраиваемых таймера;
функция восстановления или частотное
автоматическое повторное включение;
программируемая блокировка при
понижении напряжения;
четыре номинальных напряжения,
выбираемые при помощи программного обеспечения;
регулируемая номинальная частота;
пять внешних входов управления для
индивидуальной блокировки каждой ступени;
восемь произвольно конфигурируемых
выходных реле и одно выходное реле самоконтроля;
регистрация измеренных данных,
которые могут использоваться для анализа состояния сети;
передача данных по последовательной
шине связи;
непрерывный самоконтроль с
диагностикой внутренних сбоев.
Реле частоты SPAF 340С представляет
собой вторичное реле, подключаемое к трансформаторам напряжения секции 10 кВ.
Реле включает в себя один модуль - комбинированный модуль частоты и изменения
скорости частоты типа SPCF 1D15.
Измерение частоты в этом модуле
базируется на измерении времени между прохождениями сигнала через нуль. Число
циклов, используемых для расчета, может выбираться в диапазоне 3 ... 20 циклов.
Кроме фильтра входных сигналов на
время отключения реле оказывает влияние выбранная номинальная частота.
Минимальное время отключения реле рассчитывается по формуле:
где n - это число используемых
циклов;- номинальная частота.
Если время отключения,
устанавливаемое для реле, меньше рассчитанного времени, уставка будет
проигнорирована.
Когда значение частоты снижется ниже
заданного уровня частоты, срабатывает соответствующая ступень АЧР. По истечению
выдержки времени (t’), которая задается больше, чем выдержка времени (t),
подается сигнал на отключения. Эта АЧР применяется в случаях, когда небольшой
недостаток мощности и при этом медленное снижение частоты.
Если частота продолжает дальше снижаться
то, опустившись ниже определенной уставки, срабатывает вторая ступень АЧР со
своей выдержкой времени.
Согласно рекомендациям изготовителя
на проектируемой подстанции используется реле частоты с функцией скорости
изменения частоты вместе с функцией частоты. Эта комбинированная АЧР
предназначена для использования, когда дефицит мощности растет быстро, и
частота падает быстро.
Принцип данной комбинированной АЧР
основывается на том, что если частота опускается ниже заданного уровня и
срабатывает функция понижения частоты, скорость изменения частоты должна быть
отрицательной для того, чтобы выполнилась функция df/dt. После чего, по
истечения времени срабатывания, подается сконфигурированный сигнал отключения.
Комбинированная АЧР имеет малое время срабатывания, что позволяет выполнить
быстрое отключение в случае большого недостатка мощности. При дальнейшем
снижение частоты срабатывают следующие ступени АЧР.
Кроме четырех ступеней АЧР модуль
включает функцию восстановления. Данная функция восстановления может использоваться
для управления выходным реле, когда после отключения ступени АЧР частота
возвращается в нормальное положение и сохраняется в таком положении на
протяжении всего диапазона уставок в течение всего времени срабатывания функции
восстановления.
Допустимые пределы для
восстановления определяются как окно частоты, центр которого расположен в
заданной номинальной частоте модуля. Устанавливаемый предел представляет собой
допустимое отклонение частоты от номинальной частоты (fn ± fr) модуля.
Принцип работы функции
восстановления, после того как ступень АЧР произвела сигнал отключения,
активируется функция восстановления. Когда частота возвращается к нормальному
значению в пределах выбранного диапазона, запускается выдержка времени
срабатывания ступени восстановления. Если частота остается в пределах
разрешенного диапазона в течение заданного времени, функция восстановления
срабатывает и замыкается соответствующий выход. Если частота отклоняется от
установленного диапазона во время работы функции восстановления, таймер
останавливается и продолжает работать, когда частота возвращается в
установленный диапазон. Таймер функции восстановления сбрасывается на ноль,
если одна из ступеней АЧР выдаст сигнал отключения во время работы.
Уставки для данного модуля приведены
в таблице 3.4.
Таблица 3.4 Вводимые уставки для
модуля SPCF 1D15
|
Символ
|
Описание
|
Диапазон
уставок
|
Принятое
значение уставки
|
|
fn
|
Номинальная
частота
|
30,00
... 65,00 Гц
|
50
Гц
|
|
n
|
Число
циклов, используемых для измерения частоты
|
3...20
|
6
циклов
|
|
U</Un
|
Уставка
блокировки понижения напряжения как коэффициент от номинального напряжения Un
|
(0,30
... 0,90) ∙ Un
|
0,60
∙ Un
|
|
f1
|
Уставка
частоты первой ступени
|
25,00...70,00
Гц
|
48,8
Гц
|
|
t1
|
Времена
срабатывания первой ступени
|
0,1...120
с
|
0,20
с
|
|
t1’
|
|
0,1...120
с
|
5,0
с
|
|
f2
|
Уставка
частоты второй ступени
|
25,00...70,00
Гц
|
48,30
Гц
|
|
t2
|
Времена
срабатывания второй ступени
|
0,1....120
с
|
0,20
с
|
|
t2’
|
|
0,1...120
с
|
5,0
с
|
|
f3
|
Уставка
частоты третей ступени
|
25,00...70,00
Гц
|
47,80
Гц
|
|
t3
|
Времена
срабатывания третей ступени
|
0,1...120
с
|
0,20
с
|
|
t3’
|
|
0,1...120
с
|
5,0
с
|
|
f4
|
Уставка
частоты четвертой ступени
|
25,00...70,00
Гц
|
47,50
Гц
|
|
t4
|
Времена
срабатывания четвертой ступени
|
0,1...120
с
|
0,20
с
|
|
t4’
|
|
0,1...120
с
|
5,0
с
|
|
Idf/dt
|
Уставки
скорость изменения частоты df/dt для всех четырех ступеней
|
0,2
... ±10,0 Гц/c
|
1,0
Гц/с
|
|
fr
|
Значение
уставки функции восстановления
|
0,10...10
Гц
|
0,30
Гц
|
|
tr
|
Время
срабатывания функции восстановления
|
-
|
30
с
|
Уставки данного комбинированного модуля
принимаются ориентировочные, так как конкретные уставки АЧР рассчитываются при
более детальном изучении проектируемого объекта.
3.7 АРКТ на трансформаторах ответвительной
подстанции. Краткое опиисание
Согласно [4] трансформаторы с РПН подстанций для
поддержания или заданного изменения напряжения должны оснащаться системой
автоматического регулирования коэффициента трансформации.
Подстанции, на которых предусматривается
параллельная работа трансформаторов с автоматическим регулированием
коэффициента трансформации, должны оснащаться общеподстанционной автоматизированной
системой управления технологическими процессами или системой группового
регулирования, исключающей появление недопустимых уравнительных токов между
трансформаторами.
Требования, предъявляемые к АРКТ:
АРКТ должен иметь релейную проходную характеристику;
измерительный орган АРКТ должен иметь зону
нечувствительности, величина которой должна превышать ступень регулирования;
для отстройки от кратковременного отклонения
напряжения электрической сети АРКТ должен иметь выдержку времени 1¸3
минуты;
для обеспечения более четкой работы
электропривода, снижения числа необоснованных переключений и уменьшения
величины зоны нечувствительности, коэффициент возврата должен быть по
возможности равен единице, или как можно ближе к этой величине;
регулирующее воздействие на выходе АРКТ должно
быть однократным и импульсным;
в измерительном органе АРКТ должна быть
предусмотрена возможность введения токовой компенсации для получения
отрицательного статизма регулирования напряжения по току нагрузки;
действие АРКТ не должно приводить к лавине
напряжения при дефиците реактивной мощности в электрической сети, питающей
трансформатор с УРПН;
действие АРКТ на повышение напряжения должно
блокироваться при ненормальных режимах работы электрической сети или
оборудования;
при выполнении и функционировании АРКТ должны
учитываться различия в исполнении трансформаторов, схемах, их выключателях и
режимах использования.
Регулятор напряжения SPAU 341С предназначен для
регулирования напряжения силовых трансформаторов с устройством РПН. Для
простого функционирования регулятора напряжения, в него заводится измеряемое
междуфазное напряжение и контакты выходных сигналов на повышение и понижение.
Также для использования функций компенсации падения напряжения на линии,
минимизации циркулирующего тока или функции блокировки максимального тока
регулятор напряжения заводятся фазные токи. Выбор измеряемого тока производится
при помощи программных переключателей модуля автоматического регулирования
напряжения SPCU 1D50.
Функции регулятора напряжения SPAU 341С:
управление напряжением трансформаторов в
автоматическом (SPCU 1D50) или ручном (SPCN 1D56) режиме при помощи сигналов на
повышение и понижение;
трехфазная блокировка максимального тока и
блокировка минимального напряжения;
компенсация падения напряжения линии;
измерение положения устройства РПН;
последовательный интерфейс для подключения
модуля шинного интерфейса и оптоковолоконной шины подстанции;
постоянная самодиагностика релейной части и
программного обеспечения для повышения надежности и готовности системы;
мощная база программного обеспечения для
установки параметров и контроля за регулятором.
АРКТ типа SPAU 341С имеет модульное построение,
основным является модуль регулирования напряжения SPCU 1D50.
Модуль регулирования напряжения SPCU 1D50
сравнивает измеряемое вторичное напряжение трансформатора UM с напряжением
управления UP.
где 
- заданное напряжение;
- рассчитываемое напряжение токовой
компенсации;
- рассчитываемое напряжение
компенсации циркулирующего уравнительного реактивного тока в контуре
параллельно работающих трансформатров;
- снижение заданного напряжения в
режиме минимальной нагрузки трансформатора;
В диапазоне UP ± ΔUНЧ
устройство не генерирует ни сигнал на повышение, ни сигнал на понижение при
измеренном напряжении. Если измеренное напряжение выходит за пределы указанного
диапазона запускается регулируемая выдержка времени Т1. Эта выдержка времени
действует до тех пор, пока UM остается за пределами диапазона UP ± ΔUНЧ.
Если UM изменяется за пределами
диапазона UP ± ΔUНЧ в течение
действия выдержки времени, то подается выходной сигнал. Однако, если напряжение
UM изменяется в пределах данного диапазона в течение действия выдержки времени,
счетчик событий сбрасывается, и устройство не подает выходного сигнала.
После получения первого сигнала
управления от регулятора, возможно, что напряжение UM будет находиться вне
пределов диапазона UP ± ΔUНЧ. После
этого срабатывает вторая регулируемая выдержка времени Т2.
Значение выдержки времени Т1 зависит
от разности UM - UP, а выдержки времени Т2 задается фиксированным значением.
Напряжение токовой компенсации,
обеспечивающей отрицательный статизм по току нагрузки задаётся в виде двух
составляющих: UR и UX, рассчитываемых по формулам:
где R, X - активное и реактивное
сопротивление линии, питающейся от шин 10 кВ.
При наличии на подстанции нескольких
параллельно работающих трансформаторов, оснащённых АРКТ, необходимо обеспечить
в любом режиме равенство их коэффициентов трансформации, для этого используется
принцип ведущий - ведомый.
Один из регуляторов напряжения
производит измерения и осуществляет управление (ведущий), другие регуляторы
(ведомые) следуют за ведущим, т.е. два параллельно подключенные устройства РПН
синхронизированы.
Уставки для модуля регулятора
напряжения SPCU 1D50 приведены в таблице 3.5.
Таблица 3.5 Уставки для модуля
регулятора напряжения SPCU 1D50
|
Символ
|
Описание
|
Диапазон
уставок
|
Принятое
значение уставки
|
|
UЗ
|
Опорное
напряжение (напряжение уставки)
|
0.85…1.15
∙ Un
|
1.0
Un
|
|
ΔUНЧ
|
Ширина
диапазона вокруг UP , в пределах которой не осуществляется регулирование
|
0.6…9.0
% ∙ Un
|
1.5%
|
|
T1
|
Выдержка
времени для первого импульса управление
|
1.0…120
с
|
60
с
|
|
T2
|
Выдержка
времени для последующего импульса управления в случае, если UM не вошло в
диапазон ΔUНЧ после
подачи первого импульса
|
5.0…120
с
|
30
с
|
|
Символ
|
Описание
|
Диапазон
уставок
|
Принятое
значение уставки
|
|
I>
|
Блокировка
по максимальному току трансформатора (блокирует любую операцию управления в
ситуации максимального тока)
|
1.0…2.0
∙ In
|
2
In
|
|
U<
|
Блокировка
по минимальному напряжению (блокирует любую операцию управления во время
ситуации минимального напряжения)
|
0.7…0.95
∙ Un
|
0.7
Un
|
|
U>
|
Блокировка
по максимальному напряжению (если напряжение превышает установленное
значение, сигналы на понижение подаются быстрее, чем обычно до тех пор, пока
не будет получено требуемое значение)
|
1.05…1.25
∙ Un
|
1.25
∙ Un
|
|
UR
|
Фактор
компенсации активной составляющей падения напряжения на линии
|
0.0…25
% ∙ Un
|
рассчитывается
при установке
|
|
UX
|
Фактор
компенсации реактивной составляющей падения напряжения на линии
|
0.0…25
% ∙ Un
|
рассчитывается
при установке
|
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Релейная защита - наиболее важный и сложный вид
автоматики электроэнергетических систем (ЭЭС), основным назначением которой
является отключение поврежденного элемента от остальной части сети в целях
сохранения бесперебойной работы неповрежденной части сети (устойчивая работа
электрических систем и установок потребителей, обеспечение возможности
успешного самозапуска электродвигателей и прочее) и ограничение области и
степени повреждения элемента. В современных ЭЭС функционирование релейной
защиты тесно связано с функционированием других видов электрической автоматики,
предназначенных для быстрого автоматического восстановления нормального режима
и питания потребителей и предотвращения развития аварии.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
Аржанников
Е.А., Аржанникова А.Е. Выбор параметров срабатывания микропроцессорных защит
трансформаторов и линий: учеб. пособие /ГОУВПО «Ивановский государственный
энергетический университет им. В.И. Ленина». - Иваново, 2014. - 154 с.
Справочник
по проектированию электрических сетей под ред. Д.Л. Файбисовича. - М.: Изд-во
НЦ ЭНАС, 2005 - 320 с. ил.
Неклепаев
Б.Н., Крючков МП. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные
материалы для курсового и дипломного проектирования: Учебное пособие для вузов.
4-е издание, перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1989. - 608 с.
Правила
устройства электроустановок. - 7-е изд. - М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2011. - 151 с.
Руководящие
указания по релейной защите. Выпуск 11. Расчет токов короткого замыкания для
релейной защиты и автоматики в сетях 110-750 кВ. - М: Энергия, 1979.
Руководящие
указания по релейной защите. Выпуск 12. Токовая защита нулевой
последовательности от замыканий на землю линий 110-500 кВ.
ПРИЛОЖЕНИЕ 1
1. Расположение проводов линий электропередачи
определяется конфигурацией и типом опор, которые представлены на рис. П.1 для
параллельных ЛЭП и рис. П.2 для одиночной ЛЭП.
|
|
|
|
|
Рис.
П.1. Железобетонная промежуточная двухцепная опора ВЛ 110 кВ
|
|
Рис.
П.2. Железобетонная промежуточная одноцепная опора ВЛ 110 кВ
|
Расчет удельных сопротивлений проводов
производится согласно методике, изложенной в [5], результаты расчетов сведены в
табл.1. Для ЛЭП расположение проводов и расстояния между ними указаны на рис.
П.3.
Фазные провода, для параллельной ЛЭП -
АС-185/29; для одноцепной линии - марки АС-185/29.
Рис. П.3. Расположение проводов
одноцепной и двухцепной трехфазных ЛЭП
2. Для двухцепной линии расстояния
между соседними фазами, а также между фазами и тросами определяются по рис. 1 и
3-б).
(м),
(м),
(м),
(м),
(м),
(м),
(м),
(м),
(м),
(м),
(м),
(м).
Сопротивление прямой
последовательности одной цепи:
(П.1)
где 
- эквивалентный радиус провода с
учетом поверхностного эффекта; 
- среднее геометрическое расстояние
между проводами одной из цепей.
Эквивалентный радиус провода с
учетом поверхностного эффекта определяется по выражению:
(П.2)
где 
для сталеалюминевых проводов; 
-
действительный радиус провода.
(м).
Среднее геометрическое расстояние
между проводами одной из цепей:
(П.3)
Подставив расстояние между фазами,
вычисленными выше, получим:
(м).
Тогда сопротивление прямой
последовательности равно:
.
Сопротивление нулевой
последовательности одной цепи без учета другой цепи и троса определяется по
выражению:
,(П.4)
где 
- средний геометрический радиус
системы трех проводов одной цепи; 
- эквивалентная глубина возврата
тока через землю.
Средний геометрический радиус
системы трех проводов определяется по выражению:
,(П.5)
где значения и определены
выше при расчете сопротивления прямой последовательности.
.
Эквивалентная глубина возврата тока
через землю:
,(П.6)
где f - частота тока, равная 50 Гц; λ - удельная
проводимость земли, равная 10-4 1/(Ом∙см).
.
Тогда сопротивление нулевой
последовательности одной цепи без учета другой цепи и троса равно:
.
Сопротивление взаимоиндукции нулевой
последовательности между цепями определяются по выражению:
,(П.7)
где 
- среднее геометрическое расстояние
между фазами цепей, определяется по выражению:
;
.
Сопротивление взаимоиндукции нулевой
последовательности между цепями равно:
.
Сопротивление нулевой
последовательности троса:
(П.8)
где 
- эквивалентный радиус троса,
определяется по выражению:
(П.9)
Тогда сопротивление нулевой
последовательности троса равно:
Сопротивление взаимоиндукции нулевой
последовательности между тросами и проводами одной из цепей линии:
(П.10)
где 
- среднее геометрическое расстояние
между тросом и проводами одной из цепей линии, определяется по выражению:
(П.11)
.
Тогда сопротивление взаимоиндукции
нулевой последовательности между тросами и проводами одной из цепей линии
равно:
Результирующее сопротивление нулевой
последовательности одной цепи с учетом троса определяется по выражению:
(П.12)
Результирующее сопротивление
взаимоиндукции нулевой последовательности между проводами одной из цепей линии
и тросом:
(П.13)
3. Расстояния между соседними фазами
для одноцепной ЛЭП, а также между фазами и тросом определяются по рис. 3-а),
аналогично расчету для двухцепной линии:
(м),
(м),
(м),
(м),
(м),
(м).
Сопротивление прямой
последовательности определяется по формуле (П.1), учитывая эквивалентный радиус
провода (П.2) и среднее геометрическое расстояние между проводами (П.3).
(м)
Сопротивление нулевой
последовательности без учета троса определяется по формуле (П.4), учитывая эквивалентную
глубина возврата тока через землю 
и средний геометрический радиус
системы трех проводов, который определяется по формуле (П.5).
Сопротивление нулевой
последовательности троса было определено при расчете сопротивлений двухцепной
ЛЭП и составило
Сопротивление взаимоиндукции нулевой
последовательности между тросом и проводами линии определяется по формуле
(П.10), учитывая среднее геометрическое расстояние между тросом и фазными
проводами, которое определяется по формуле (П.11).
Результирующее сопротивление
трехфазной одноцепной линии с учетом троса определяется по формуле (П.12):
4. Так как тип и сечение проводов
линий ответвления, а также тип опор и грозозащитных тросов выбраны такими же
как и для самой двухцепной линии, то все расчеты для двухцепной линии
справедливы и для линий ответвления.
ПРИЛОЖЕНИЕ 2
Паpаметpы cистем
╒════════╤═══════╤════════════════════════════╤══════════════════════════╕
│ │
│ Mаксимальный pежим │ Mинимальный pежим │
│ Номер │Номер
╞════════╤═════════╤═════════╪════════╤═════════╤═══════╡
│ системы│
узлa │ U, кВ │ X1, Ом │ X0, Ом │ U, кВ │ X1, Ом │ X0,Ом │
╞════════╪═══════╪════════╪═════════╪═════════╪════════╪═════════╪═══════╡
│ 1 │
1 │ 230 │ 4.133 │ 12.4 │ 230 │
4.133 │ 12.4 │
│ 2 │
40 │ 115 │ 7.347 │ 22.04 │ 115 │
7.347 │ 22.04 │
└────────┴───────┴────────┴─────────┴─────────┴────────┴─────────┴───────┘
Паpаметpы генеpатоpов
╒════════╤════════╤══════╤═══════╤═══════╤════════╤═══════╕
│ Номер │
Номер │ Uном,│ Pном, │ CosFi │
Е*, │ X"d, │
│ ген-ра │
узла │ кВ │ МВт │ │ о.е │ о.е │
╞════════╪════════╪══════╪═══════╪═══════╪════════╪═══════╡
│ 1 │
8 │ 10.5 │ 63 │ 0.8 │ 1.092 │ 0.153 │
│ 2 │
10 │ 10.5 │ 110 │ 0.8 │ 1.113 │ 0.189 │
Параметры линий
╒═══════╤════════╤════════╤══════╤══════╤═════════╤═════════╕
│ Номер │
Номер │ Номер │ Uном,│ L, │ X1уд, │ X0уд, │
│ линии │ 1
узла │ 2 узла │ кВ │ км │ Ом/км │ Ом/км │
╞═══════╪════════╪════════╪══════╪══════╪═════════╪═════════╡
│ 11 │
11 │ 18 │ 110 │ 24 │ 0.38 │ 1.15 │
│ 12 │
18 │ 23 │ 110 │ 17 │ 0.38 │ 1.15 │
│ 21 │
12 │ 13 │ 110 │ 24 │ 0.38 │ 1.15 │
│ 22 │
13 │ 24 │ 110 │ 17 │ 0.38 │ 1.15 │
│ 10 │
18 │ 19 │ 110 │ 4.1 │ 0.38 │ 1.15 │
│ 20 │
13 │ 14 │ 110 │ 4.1 │ 0.38 │ 1.15 │
│ 3 │
38 │ 39 │ 110 │ 32 │ 0.39 │ 1.1 │
└───────┴────────┴────────┴──────┴──────┴─────────┴─────────┘
Параметры двухобмоточных
трансформаторов
╒═══════╤═════════╤═════════╤════════╤═══════╤═══════╤═══════╤═════════╕
│ Номер │
Номер │ Номер │ Sном, │ Uвн, │ Uнн, │ Uк, │ Соед-е │
│ тр-ра │
узла ВН │ узла НН │ МВА │ кВ │ кВ │
% │ обмоток │
╞═══════╪═════════╪═════════╪════════╪═══════╪═══════╪═══════╪═════════╡
│ 1 │
7 │ 8 │ 80 │ 121 │ 10.5 │ 10.5 │
Y-0/d │
│ 2 │
9 │ 10 │ 125 │ 121 │ 10.5 │ 10.5 │
Y/d │
│ 4 │
15 │ 16 │ 16 │ 115 │ 11 │ 10.5 │
Y/d │
│ 5 │
20 │ 21 │ 16 │ 115 │ 11 │ 10.5 │
Y/d │
└───────┴─────────┴─────────┴────────┴───────┴───────┴───────┴─────────┘
РПН двухобмоточных
трансформаторов
╒═══════╤══════════╤════════╤═══════════════╕
│ Номер │
Диапазон │ Кол-во │ Uk, % │
│ тр-ра │
регулир. │ ответв.├───────┬───────┤
│ │ dU, % │ │
- dU │ + dU │
╞═══════╪══════════╪════════╪═══════╪═══════╡
│ 1 │
16 │ 9 │ 10.5 │ 10.5 │
│ 2 │
16 │ 9 │ 10.5 │ 10.5 │
│ 4 │
16 │ 9 │ 9.8 │ 11.71 │
│ 5 │
16 │ 9 │ 9.8 │ 11.71 │
└───────┴──────────┴────────┴───────┴───────┘
Топология трехобмоточных
трансформаторов
╒═══════╤═══════════════════════════════╕
│ Номер │
Номера узлов │
│ тр-ра ├───────┬───────┬───────┬───────┤
│ │
ВН │ СН │ НН │ Общ. │
╞═══════╪═══════╪═══════╪═══════╪═══════╡
│ 6 │
26 │ 28 │ 29 │ 27 │
│ 7 │
32 │ 34 │ 35 │ 33 │
└───────┴───────┴───────┴───────┴───────┘
Параметры трехобмоточных
трансформаторов
╒═══════╤═══════╤═══════════════════════╤═══════════════════════╤════════╕
│ Номер │ Sном, │ Uном, кВ │
Uк, % │
Соед-е │
│ тр-ра │
МВА ├───────┬───────┬───────┼───────┬───────┬───────┤
обмоток│
│ │
│ ВН │ СН │ НН │ ВН-СН │ ВН-НН │
СН-НН │ │
╞═══════╪═══════╪═══════╪═══════╪═══════╪═══════╪═══════╪═══════╪════════╡
│ 6 │
40 │ 115 │ 38.5 │ 10.5 │ 10.5 │ 17 │
6 │Y-0/Y/d │
│ 7 │
40 │ 115 │ 38.5 │ 10.5 │ 10.5 │ 17 │
6 │Y-0/Y/d │
└───────┴───────┴───────┴───────┴───────┴───────┴───────┴───────┴────────┘
РПН трехобмоточных
трансформаторов
╒═══════╤══════════╤════════╤═══════════════╤═══════════════╕
│ Номер │
Диапазон │ Кол-во │ Uk вн-нн, % │ Uk вн-сн, % │
│ тр-ра │
регулир. │ ответв.├───────┬───────┼───────┬───────┤
│ │ dU, % │ │
- dU │ + dU │ - dU │ + dU │
╞═══════╪══════════╪════════╪═══════╪═══════╪═══════╪═══════╡
│ 6 │
16 │ 9 │ 17 │ 17 │ 10.5 │ 10.5 │
│ 7 │
16 │ 9 │ 17 │ 17 │ 10.5 │ 10.5 │
└───────┴──────────┴────────┴───────┴───────┴───────┴───────┘
Топология
автотрансформаторов
╒═══════╤═══════════════════════════════╕
│ Номер │
Номера узлов │
│ авто- ├───────┬───────┬───────┬───────┤
│ тр-ра │
ВН │ СН │ НН │ Общ. │
╞═══════╪═══════╪═══════╪═══════╪═══════╡
│ 3 │
2 │ 5 │ 4 │ 3 │
└───────┴───────┴───────┴───────┴───────┘
Параметры
автотрансформаторов
╒═══════╤══════╤═══════════════════════╤═══════════════════════╤═════════╕
│ Номер │ Sном │ Uном, кВ │
Uк, % │
Соед-е │
│ авто- │ (МВА)├───────┬───────┬───────┼───────┬───────┬───────┤обмоток
│
│ тр-ра │ │ ВН │ СН │
НН │ ВН-СН │ ВН-НН │ СН-НН │ │
╞═══════╪══════╪═══════╪═══════╪═══════╪═══════╪═══════╪═══════╪═════════╡
│ 3 │ 125 │ 230 │ 121 │
10.5 │ 11 │ 31 │ 19 │Y-0/Y-0/d│
└───────┴──────┴───────┴───────┴───────┴───────┴───────┴───────┴─────────┘
РПН автотрансформаторов
╒═══════╤══════════╤════════╤═══════════════╤═══════════════╤════════════╕
│ Номер │ Диапазон │ Кол-во │ Uk вн-нн, % │ Uk сн-нн, % │ Uk вн-сн, %│
│ авто- │ регулир. │ ответв.├───────┬───────┼───────┬───────┼──────┬─────┤
│ тр-ра │ dU, % │ │ - dU │ + dU │ - dU │ + dU │ - dU │+ dU │
╞═══════╪══════════╪════════╪═══════╪═══════╪═══════╪═══════╪══════╪═════╡
│ 3 │ 12 │ 8 │ -- │
-- │ 19 │ 19 │ 11 │ 11 │
└───────┴──────────┴────────┴───────┴───────┴───────┴───────┴──────┴─────┘
@
Параметры взаимоиндукций
╒════════════════╤═════════════════╤═════════════════╤═════════╕
│ Номер │
Линия 1 │ Линия 2 │ Xm уд, │
│ взаимоиндукции ├────────┬────────┼────────┬────────┤
Ом/км │
│ │
1 узел │ 2 узел │ 1 узел │ 2 узел │ │
╞════════════════╪════════╪════════╪════════╪════════╪═════════╡
│ 1 │
11 │ 18 │ 12 │ 13 │ 0.68 │
│ 2 │
18 │ 23 │ 13 │ 24 │ 0.68 │
│ 3 │
13 │ 14 │ 18 │ 19 │ 0.68 │
└────────────────┴────────┴────────┴────────┴────────┴─────────┘
Топология выключателей
╒═════════════╤════════════╤═════════════╕
│ Номер │
Номер │ Номер │
│ выключателя │
1 узла │ 2 узла │
╞═════════════╪════════════╪═════════════╡
│ 1 │
1 │ 2 │
│ 2 │
5 │ 6 │
│ 3 │
6 │ 7 │
│ 4 │
6 │ 9 │
│ 5 │
6 │ 11 │
│ 6 │
6 │ 12 │
│ 7 │
23 │ 25 │
│ 8 │
24 │ 25 │
│ 9 │
14 │ 15 │
│ 10 │
16 │ 17 │
│ 11 │
19 │ 20 │
│ 12 │
21 │ 22 │
│ 14 │
25 │ 26 │
│ 15 │
29 │ 31 │
│ 16 │
28 │ 30 │
│ 17 │
25 │ 32 │
│ 18 │
35 │ 37 │
│ 19 │
34 │ 36 │
│ 21 │
30 │ 36 │
│ 22 │
25 │ 38 │
│ 23 │
39 │ 40 │
└─────────────┴────────────┴─────────────┘
ПРИЛОЖЕНИЕ
3
Базисное напряжение -
115 кВ
Параметры ветвей схемы
замещения
╒════════════════════════╤═══════════════════════╤═══════════════════════╕
│ │ Прямая │
Нулевая │
│
Элемент │ последовательность │ последовательность │
│
├──────────┬────────────┼──────────┬────────────┤
│
│ Узлы │ Х1, Ом │ Узлы │ Х0, Ом │
╞════════════════════════╪══════════╪════════════╪══════════╪════════════╡
│
Линия_11 │ 11 - 18 │ 9.12 │ 11 - 18 │
27.6 │
│ Линия_12
│ 18 - 23 │ 6.46 │ 18 - 23 │ 19.55 │
│
Линия_21 │ 12 - 13 │ 9.12 │ 12 - 13 │
27.6 │
│
Линия_22 │ 13 - 24 │ 6.46 │ 13 - 24 │
19.55 │
│
Линия_10 │ 18 - 19 │ 1.558 │ 18 - 19 │
4.715 │
│
Линия_20 │ 13 - 14 │ 1.558 │ 13 - 14 │
4.715 │
│
Линия_3 │ 38 - 39 │ 12.48 │ 38 - 39 │
35.2 │
│
Двухобмоточный_тр-р_1 │ 7 - 8 │ 17.36 │ 7 - 0 │
17.36 │
│
Двухобмоточный_тр-р_2 │ 9 - 10 │ 11.11 │ ----- │
----- │
│
Двухобмоточный_тр-р_4 │ 15 - 16 │ 86.79 │ ----- │
----- │
│
Двухобмоточный_тр-р_5 │ 20 - 21 │ 86.79 │ ----- │
----- │
│ Трехобмоточный_тр-р_6
│ 26 - 27 │ 35.54 │ 26 - 27 │ 35.54 │
│
Трехобмоточный_тр-р_6 │ 28 - 27 │ -0.827 │ ----- │
----- │
│
Трехобмоточный_тр-р_6 │ 29 - 27 │ 20.66 │ 0 - 27 │
20.66 │
│
Трехобмоточный_тр-р_7 │ 32 - 33 │ 35.54 │ 32 - 33 │
35.54 │
│
Трехобмоточный_тр-р_7 │ 34 - 33 │ -0.827 │ ----- │
----- │
│
Трехобмоточный_тр-р_7 │ 35 - 33 │ 20.66 │ 0 - 33 │
20.66 │
│
Автотрансформатор_3 │ 2 - 3 │ 12.17 │ 2 - 3 │
12.17 │
│ Автотрансформатор_3
│ 5 - 3 │ -0.529 │ 5 - 3 │ -0.529 │
│
Автотрансформатор_3 │ 4 - 3 │ 20.63 │ 0 - 3 │
20.63 │
└────────────────────────┴──────────┴────────────┴──────────┴────────────┘
Список взаимных индукций
╒════════════════╤═════════════════╤═════════════════╤════════╕
│ Номер │
Линия 1 │ Линия 2 │ Xm, │
│ взаимоиндукции ├────────┬────────┼────────┬────────┤
Ом │
│ │
1 узел │ 2 узел │ 1 узел │ 2 узел │ │
╞════════════════╪════════╪════════╪════════╪════════╪════════╡
│ 1 │
11 │ 18 │ 12 │ 13 │ 16.32 │
│ 2 │
18 │ 23 │ 13 │ 24 │ 11.56 │
│ 3 │
13 │ 14 │ 18 │ 19 │ 2.788 │
└────────────────┴────────┴────────┴────────┴────────┴────────┘
Параметры генерирующих
элементов
╒════════════╤════╤═══════════════════════════╤══════════════════════════╕
│ │ │ Максимальный
режим │ Минимальный режим │
│ Элемент │Узлы├───────┬─────────┬─────────┼───────┬─────────┬────────┤
│ │ │ Емакс,│ Х1, │
Х0, │ Емин, │ Х1, │ Х0, │
│ │ │ кВ │ Ом │
Ом │ кВ │ Ом │ Ом │
╞════════════╪════╪═══════╪═════════╪═════════╪═══════╪═════════╪════════╡
│Генератор_1 │ 8 │ 72.5 │ 25.69 │
----- │ 72.5 │ 25.69 │ ----- │
│Генератор_2 │ 10 │ 73.9 │ 18.18 │
----- │ 73.9 │ 18.18 │ ----- │
│ Система_1 │ 1 │ 66.4 │ 1.033 │
3.1 │ 66.4 │ 1.033 │ 3.1 │ │ Система_2 │
40 │ 66.4 │ 7.347 │ 22.04 │ 66.4 │ 7.347 │
22.04 │
└────────────┴────┴───────┴─────────┴─────────┴───────┴─────────┴────────┘
Список выключателей
╒═════════════╤════════════╤═════════════╕
│ Номер │
Номер │ Номер │
│ выключателя │
1 узла │ 2 узла │
╞═════════════╪════════════╪═════════════╡
│ 1 │
1 │ 2 │
│ 2 │
5 │ 6 │
│ 3 │
6 │ 7 │
│ 4 │
6 │ 9 │
│ 5 │
6 │ 11 │
│ 6 │
6 │ 12 │
│ 7 │
23 │ 25 │
│ 8 │
24 │ 25 │
│ 9 │
14 │ 15 │
│ 10 │
16 │ 17 │
│ 11 │
19 │ 20 │
│ 12 │
21 │ 22 │
│ 14 │
25 │ 26 │
│ 15 │
29 │ 31 │
│ 16 │
28 │ 30 │
│ 17 │
25 │ 32 │
│ 18 │
35 │ 37 │
│ 19 │
34 │ 36 │
│ 21 │
30 │ 36 │
│ 22 │
25 │ 38 │
│ 23 │
39 │ 40 │
└─────────────┴────────────┴─────────────┘
Базисное напряжение -
115 кВ
Параметры ветвей схемы
замещения
╒════════════════════════╤═══════════════════════╤═══════════════════════╕
│
│ Прямая │ Нулевая │
│
Элемент │ последовательность │ последовательность │
│
├──────────┬────────────┼──────────┬────────────┤
│
│ Узлы │ Х1, Ом │ Узлы │ Х0, Ом │
╞════════════════════════╪══════════╪════════════╪══════════╪════════════╡
│
Линия_11 │ 11 - 18 │ 9.12 │ 11 - 18 │
27.6 │
│
Линия_12 │ 18 - 23 │ 6.46 │ 18 - 23 │
19.55 │
│ Линия_21
│ 12 - 13 │ 9.12 │ 12 - 13 │ 27.6 │
│
Линия_22 │ 13 - 24 │ 6.46 │ 13 - 24 │
19.55 │
│
Линия_10 │ 18 - 19 │ 1.558 │ 18 - 19 │
4.715 │
│
Линия_20 │ 13 - 14 │ 1.558 │ 13 - 14 │
4.715 │
│
Линия_3 │ 38 - 39 │ 12.48 │ 38 - 39 │
35.2 │
│
Двухобмоточный_тр-р_1 │ 7 - 8 │ 17.36 │ 7 - 0 │
17.36 │
│
Двухобмоточный_тр-р_2 │ 9 - 10 │ 11.11 │ ----- │
----- │
│
Двухобмоточный_тр-р_4 │ 15 - 16 │ 86.79 │ ----- │
----- │
│
Двухобмоточный_тр-р_5 │ 20 - 21 │ 86.79 │ ----- │
----- │
│
Трехобмоточный_тр-р_6 │ 26 - 27 │ 35.54 │ 26 - 27 │
35.54 │
│
Трехобмоточный_тр-р_6 │ 28 - 27 │ -0.827 │ ----- │
----- │
│
Трехобмоточный_тр-р_6 │ 29 - 27 │ 20.66 │ 0 - 27 │
20.66 │
│
Трехобмоточный_тр-р_7 │ 32 - 33 │ 35.54 │ 32 - 33 │
35.54 │
│
Трехобмоточный_тр-р_7 │ 34 - 33 │ -0.827 │ ----- │
----- │
│
Трехобмоточный_тр-р_7 │ 35 - 33 │ 20.66 │ 0 - 33 │
20.66 │
│
Автотрансформатор_3 │ 2 - 3 │ 12.17 │ 2 - 3 │
12.17 │
│
Автотрансформатор_3 │ 5 - 3 │ -0.529 │ 5 - 3 │
-0.529 │
│
Автотрансформатор_3 │ 4 - 3 │ 20.63 │ 0 - 3 │
20.63 │
└────────────────────────┴──────────┴────────────┴──────────┴────────────┘
Список взаимных индукций
╒════════════════╤═════════════════╤═════════════════╤════════╕
│ Номер │
Линия 1 │ Линия 2 │ Xm, │
│ взаимоиндукции ├────────┬────────┼────────┬────────┤
Ом │
│ │
1 узел │ 2 узел │ 1 узел │ 2 узел │ │
╞════════════════╪════════╪════════╪════════╪════════╪════════╡
│ 1 │
11 │ 18 │ 12 │ 13 │ 16.32 │
│ 2 │
18 │ 23 │ 13 │ 24 │ 11.56 │
│ 3 │
13 │ 14 │ 18 │ 19 │ 2.788 │
└────────────────┴────────┴────────┴────────┴────────┴────────┘
Параметры генерирующих
элементов
╒════════════╤════╤═══════════════════════════╤══════════════════════════╕
│ │
│ Максимальный режим │ Минимальный режим │
│ Элемент │Узлы├───────┬─────────┬─────────┼───────┬─────────┬────────┤
│ │
│ Емакс,│ Х1, │ Х0, │ Емин, │ Х1, │
Х0, │
│ │
│ кВ │ Ом │ Ом │ кВ │ Ом │
Ом │
╞════════════╪════╪═══════╪═════════╪═════════╪═══════╪═════════╪════════╡
│Генератор_1 │
8 │ 72.5 │ 25.69 │ ----- │ 72.5 │ 25.69 │
----- │
│Генератор_2 │
10 │ 73.9 │ 18.18 │ ----- │ 73.9 │ 18.18 │
----- │
│ Система_1 │
1 │ 66.4 │ 1.033 │ 3.1 │ 66.4 │ 1.033 │
3.1 │
│ Система_2 │
40 │ 66.4 │ 7.347 │ 22.04 │ 66.4 │ 7.347 │
22.04 │
└────────────┴────┴───────┴─────────┴─────────┴───────┴─────────┴────────┘
ПРИЛОЖЕНИЕ 4
Пример расчёта токов КЗ «вручную» для ТО:
Схема замещения прямой последовательности
рассматриваемой сети приведена на рис. П.4.
Рис. П.4. Исходная схема замещения
сети
Эквивалентное сопротивление
рассчитывается по формуле:
.(П.14)
Эквивалентная ЭДС определяется по
выражению:
.(П.15)
По выражению (П.14) эквивалентное
сопротивление:
По выражению (П.15) эквивалентная
ЭДС:
.
Ток 
при 
в режиме I рассчитывается по
выражению:
Ток 
при 
в режиме I рассчитывается по
выражению:
Ток качаний. Для нахождения тока
качаний используем формулу:
Где
ПРИЛОЖЕНИЕ
5
Остаточное напряжение должно быть проверено при
КЗ в конце зоны, охватываемой первой ступенью защиты в режиме каскадного
отключения повреждения, т. е. после отключения выключателя с противоположного
конца линии защитой без выдержки времени.
Рис. П.5. Поясняющая схема к расчету
остаточных напряжений электрической сети 110 кВ
Расчет остаточных напряжений при КЗ
в точках 
и 
выполнен в
программе ТКZ-200. Протокол расчета приведен ниже:
┌ Режим 1 ─────────┬─
Uбаз.=115 кВ ──────────────────────────────────────┐
│ Место КЗ
│ КЗ на линии: 12 - 13 , в 25.9% от узла 12 │
│ Отключены Q │ Q6
│
└──────────────────┴─────────────────────────────────────────────────────┘
╒══ Pезультаты pасчета ═══╕
│ │
3ф кз │
│ Элемент │
Uф, кВ │
╞════════════╪════════════╡
│ 25 │
36.49 │
└────────────┴────────────┘
┌ Режим 2 ─────────┬─
Uбаз.=115 кВ ──────────────────────────────────────┐
│ Место КЗ
│ КЗ на линии: 13 - 24 , в 64.4% от узла 13 │
│ Отключены Q │ Q8
│
└──────────────────┴─────────────────────────────────────────────────────┘
╒══ Pезультаты pасчета ═══╕
│ │
3ф кз │
│ Элемент │
Uф, кВ │
╞════════════╪════════════╡
│ 6 │
44.80 │
└────────────┴────────────┘
ПРИЛОЖЕНИЕ 6
6.1
Токовая отсечка:
┌ Режим 1 ─────────┬─
Uбаз.=115 кВ ──────────────────────────────────────┐
│ Место КЗ
│ КЗ в узле: 25 │
│ Отключены Q
│ Q6, Q8 │
└──────────────────┴─────────────────────────────────────────────────────┘
╒══
Pезультаты pасчета ═══╕
│ │
3ф кз │
│ Элемент │
Iф, кА │
╞════════════╪════════════╡
│ Q5 │
2.717 │
│ Q7 │
2.717 │
└────────────┴────────────┘
┌ Режим 2 ─────────┬─
Uбаз.=115 кВ ──────────────────────────────────────┐
│ Место КЗ │
КЗ в узле: 6 │
│ Отключены Q
│ Q6, Q8 │
└──────────────────┴─────────────────────────────────────────────────────┘
╒══
Pезультаты pасчета ═══╕
│ │
3ф кз │
│ Элемент │
Iф, кА │
╞════════════╪════════════╡
│ Q5 │
-1.689 │
│ Q7 │
-1.689 │
└────────────┴────────────┘
┌ Режим 3 ─────────┬─
Uбаз.=115 кВ ──────────────────────────────────────┐
│ Место КЗ
│ КЗ в узле: 22 │
│ Отключены Q
│ Q7 │
└──────────────────┴─────────────────────────────────────────────────────┘
╒══
Pезультаты pасчета ═══╕
│ │
3ф кз │
│ Элемент │
Iф, кА │
╞════════════╪════════════╡
│ Q5 │
0.4449 │
└────────────┴────────────┘
┌ Режим 4 ─────────┬─
Uбаз.=115 кВ ──────────────────────────────────────┐
│ Место КЗ
│ КЗ в узле: 22 │
│ Отключены Q
│ Q5 │
└──────────────────┴─────────────────────────────────────────────────────┘
╒══
Pезультаты pасчета ═══╕
│ │
3ф кз │
│ Элемент │
Iф, кА │
╞════════════╪════════════╡
│ Q7 │
-0.4300 │
└────────────┴────────────┘
┌ Режим 5 ─────────┬─
Uбаз.=115 кВ ──────────────────────────────────────┐
│ Место КЗ
│ КЗ в узле: 40 │
└──────────────────┴─────────────────────────────────────────────────────┘
╒══
Pезультаты pасчета ═══╕
│ │
3ф кз │
│ Элемент │
Iф, кА │
╞════════════╪════════════╡
│ Q23 │
2.175 │
└────────────┴────────────┘
┌ Режим 6 ─────────┬─
Uбаз.=115 кВ ──────────────────────────────────────┐
│ Место КЗ
│ КЗ в узле: 25 │
└──────────────────┴─────────────────────────────────────────────────────┘
╒══
Pезультаты pасчета ═══╕
│ │
3ф кз │
│ Элемент │
Iф, кА │
╞════════════╪════════════╡
│ Q22 │
-2.891 │
│ Q23 │
-2.891 │
└────────────┴────────────┘
┌ Режим 7 ─────────┬─
Uбаз.=115 кВ ──────────────────────────────────────┐
│ Место КЗ
│ КЗ в узле: 11 │
│ Отключены Q
│ Q7 │
└──────────────────┴─────────────────────────────────────────────────────┘
╒══
Pезультаты pасчета ═══╕
│ │
3ф кз │
│ Элемент │
Iф, кА │
╞════════════╪════════════╡
│ Q5 │
8.908 │
└────────────┴────────────┘
┌ Режим 8 ─────────┬─
Uбаз.=115 кВ ──────────────────────────────────────┐
│ Место КЗ
│ КЗ в узле: 23 │
│ Отключены Q
│ Q5 │
└──────────────────┴─────────────────────────────────────────────────────┘
╒══
Pезультаты pасчета ═══╕
│ │
3ф кз │
│ Элемент │
Iф, кА │
╞════════════╪════════════╡
│ Q7 │
-5.608 │
└────────────┴────────────┘
┌ Режим 9 ─────────┬─
Uбаз.=115 кВ───────────────────────────────────────┐
│ Место КЗ
│ КЗ в узле: 38 │
└──────────────────┴─────────────────────────────────────────────────────┘
╒══
Pезультаты pасчета ═══╕
│ │
3ф кз │
│ Элемент │
Iф, кА │
╞════════════╪════════════╡
│ Q22 │
3.948 │
└────────────┴────────────┘
┌ Режим 10 ────────┬─
Uбаз.=115 кВ ──────────────────────────────────────┐
│ Место КЗ
│ КЗ в узле: 39 │ └──────────────────┴─────────────────────────────────────────────────────┘
╒══
Pезультаты pасчета ═══╕
│ │
3ф кз │
│ Элемент │
Iф, кА │
╞════════════╪════════════╡
│ Q23 │
-8.032 │
└────────────┴────────────┘
┌ Режим 11 ────────┬─
Uбаз.=115 кВ ──────────────────────────────────────┐
│ Режим без КЗ
│ -E( S2 ) │
│ Отключены Q
│ Q6, Q8 │
└──────────────────┴─────────────────────────────────────────────────────┘
╒══
Pезультаты pасчета ═══╕
│ │
3ф кз │
│ Элемент │
Iф, кА │
╞════════════╪════════════╡
│ Q5 │
2,798 │
│ Q7 │
2,798 │
└────────────┴────────────┘
┌ Режим 12 ────────┬─
Uбаз.=115 кВ ──────────────────────────────────────┐
│ Режим без КЗ
│ -E( S2 ) │
└──────────────────┴─────────────────────────────────────────────────────┘
╒══
Pезультаты pасчета ═══╕
│ │
3ф кз │
│ Элемент │
Iф, кА │
╞════════════╪════════════╡
│ Q22 │
3,356 │
└────────────┴────────────┘
6.2
Коэффициенты токораспределения для выбора параметров срабатывания ДЗ 1(2):
┌ Режим 1 ─────────┬─
Uбаз.=115 кВ ──────────────────────────────────────┐
│ Место КЗ
│ КЗ в узле: 30 │
│ Отключены Q
│ Q6, Q8 │
└──────────────────┴─────────────────────────────────────────────────────┘
╒══
Pезультаты pасчета ═══╕
│ │
3ф кз │
│ Элемент │
Iф, кА │
╞════════════╪════════════╡
│ Q5 │
1.181 │
│ Q16 │
1.159 │
│ Q19 │
1.159 │
└────────────┴────────────┘
┌ Режим 2 ─────────┬─
Uбаз.=115 кВ ──────────────────────────────────────┐
│ Место КЗ
│ КЗ в узле: 31 │
│ Отключены Q
│ Q6, Q8 │
└──────────────────┴─────────────────────────────────────────────────────┘
╒══
Pезультаты pасчета ═══╕
│ │
3ф кз │
│ Элемент │
Iф, кА │
╞════════════╪════════════╡
│ Q5 │
0.7355 │
│ Q15 │
1.366 │
└────────────┴────────────┘
┌ Режим 3 ─────────┬─
Uбаз.=115 кВ ──────────────────────────────────────┐
│ Место КЗ
│ КЗ в узле: 22 │
│ Отключены Q
│ Q2 │
└──────────────────┴─────────────────────────────────────────────────────┘
╒══
Pезультаты pасчета ═══╕
│ │
3ф кз │
│ Элемент │
Iф, кА │
╞════════════╪════════════╡
│ Q5 │
0.3021 │
│ Q12 │
0.4575 │
└────────────┴────────────┘
┌ Режим 4 ─────────┬─
Uбаз.=115 кВ ──────────────────────────────────────┐
│ Место КЗ
│ КЗ в узле: 22 │
│ Отключены Q
│ Q4 │
└──────────────────┴─────────────────────────────────────────────────────┘
╒══
Pезультаты pасчета ═══╕
│ │
3ф кз │
│ Элемент │
Iф, кА │
╞════════════╪════════════╡
│ Q5 │
0.2671 │
│ Q12 │
0.4472 │
└────────────┴────────────┘
┌ Режим 5 ─────────┬─
Uбаз.=115 кВ ──────────────────────────────────────┐
│ Место КЗ
│ КЗ в узле: 12 │
│ Отключены Q
│ Q4, Q6 │
└──────────────────┴─────────────────────────────────────────────────────┘
╒══
Pезультаты pасчета ═══╕
│ │
3ф кз │
│ Элемент │
Iф, кА │
╞════════════╪════════════╡
│ Q5 │
1.146 │
│ 12-13 │
-2.359 │
└────────────┴────────────┘
┌ Режим 6 ─────────┬─
Uбаз.=115 кВ ──────────────────────────────────────┐
│ Место КЗ
│ КЗ в узле: 12 │
│ Отключены Q
│ Q2, Q6 │
└──────────────────┴─────────────────────────────────────────────────────┘
╒══
Pезультаты pасчета ═══╕
│ │
3ф кз │
│ Элемент │
Iф, кА │
╞════════════╪════════════╡
│ Q5 │
1.219 │
│ 12-13 │
-2.402 │
└────────────┴────────────┘
┌ Режим 7 ─────────┬─
Uбаз.=115 кВ ──────────────────────────────────────┐
│ Место КЗ
│ КЗ в узле: 30 │
│ Отключены Q
│ Q2, Q21 │
└──────────────────┴─────────────────────────────────────────────────────┘
╒══
Pезультаты pасчета ═══╕
│ │
3ф кз │
│ Элемент │
Iф, кА │
╞════════════╪════════════╡
│ Q5 │
0.4902 │
│ Q16 │
1.541 │
└────────────┴────────────┘
┌ Режим 8 ─────────┬─
Uбаз.=115кВ ───────────────────────────────────────┐
│ Место КЗ
│ КЗ в узле: 30 │
│ Отключены Q
│ Q4, Q21 │
└──────────────────┴─────────────────────────────────────────────────────┘
╒══
Pезультаты pасчета ═══╕
│ │
3ф кз │
│ Элемент │
Iф, кА │
╞════════════╪════════════╡
│ Q5 │
0.4499 │
│ Q16 │
1.509 │
└────────────┴────────────┘
┌ Режим 9 ─────────┬─
Uбаз. =115кВ ──────────────────────────────────────┐
│ Место КЗ
│ КЗ в узле: 31 │
│ Отключены Q
│ Q2, Q21 │
└──────────────────┴─────────────────────────────────────────────────────┘
╒══
Pезультаты pасчета ═══╕
│ │
3ф кз │
│ Элемент │
Iф, кА │
╞════════════╪════════════╡
│ Q5 │
0.3503 │
│ Q15 │
1.042 │
└────────────┴────────────┘
┌ Режим 10 ────────┬─
Uбаз. =115кВ ──────────────────────────────────────┐
│ Место КЗ
│ КЗ в узле: 31 │
│ Отключены Q
│ Q4, Q21 │
└──────────────────┴─────────────────────────────────────────────────────┘
╒══
Pезультаты pасчета ═══╕
│ │
3ф кз │
│ Элемент │
Iф, кА │
╞════════════╪════════════╡
│ Q5 │
0.3139 │
│ Q15 │
1.021 │
└────────────┴────────────┘
6.3
Коэффициенты токораспределения для выбора параметров срабатывания ДЗ 3(4):
┌ Режим 1 ─────────┬─
Uбаз.=115 кВ ──────────────────────────────────────┐
│ Место КЗ
│ КЗ на линии: 13 - 24 , в 64.4% от узла 13 │
│ Отключены Q │ Q2, Q8
│
└──────────────────┴─────────────────────────────────────────────────────┘
╒══ Pезультаты pасчета ═══╕
│ │
3ф кз │
│ Элемент │
Iф, кА │
╞════════════╪════════════╡
│ Q7 │ -0.5494
│
│ 13-КЗ │
3.225 │
└────────────┴────────────┘
┌ Режим 2 ─────────┬─
Uбаз.=115 кВ ──────────────────────────────────────┐
│ Место КЗ
│ КЗ на линии: 13 - 24 , в 64.4% от узла 13 │
│ Отключены Q
│ Q4, Q8 │
└──────────────────┴─────────────────────────────────────────────────────┘
╒══
Pезультаты pасчета ═══╕
│ │
3ф кз │
│ Элемент │
Iф, кА │
╞════════════╪════════════╡
│ Q7 │
-0.5883 │
│ 13-КЗ │
3.115 │
└────────────┴────────────┘
┌
Режим 3 ─────────┬─
Uбаз.=115 кВ ──────────────────────────────────────┐
│
Место КЗ │ КЗ в узле: 1 │
│
Отключены Q │ Q6, Q8 │
└──────────────────┴─────────────────────────────────────────────────────┘
╒══ Pезультаты pасчета ═══╕
│ │
3ф кз │
│ Элемент │
Iф, кА │
╞════════════╪════════════╡
│ Q1 │
-1.578 │
│ Q7 │
-0.7623 │
└────────────┴────────────┘
┌ Режим 4 ─────────┬─
Uбаз.=115 кВ ──────────────────────────────────────┐
│ Место КЗ
│ КЗ в узле: 1 │
│ Отключены Q
│ Q4 │
└──────────────────┴─────────────────────────────────────────────────────┘
╒══
Pезультаты pасчета ═══╕
│ │
3ф кз │
│ Элемент │
Iф, кА │
╞════════════╪════════════╡
│ Q1 │
-1.291 │
│ Q7 │
-0.5875 │
└────────────┴────────────┘
┌ Режим 5 ─────────┬─
Uбаз.=115 кВ ──────────────────────────────────────┐
│ Место КЗ
│ КЗ в узле: 4 │
│ Отключены Q
│ Q6, Q8 │
└──────────────────┴─────────────────────────────────────────────────────┘
╒══
Pезультаты pасчета ═══╕
│ │
3ф кз │
│ Элемент │
Iф, кА │
╞════════════╪════════════╡
│ Q1 │
0.0564 │
│ Q7 │
-0.1550 │
│ 4-3 │
-1.308 │
└────────────┴────────────┘
┌ Режим 6 ─────────┬─
Uбаз.=115 кВ ──────────────────────────────────────┐
│ Место КЗ
│ КЗ в узле: 4 │
│ Отключены Q
│ Q4 │
└──────────────────┴─────────────────────────────────────────────────────┘
╒══
Pезультаты pасчета ═══╕
│ │
3ф кз │
│ Элемент │
Iф, кА │
╞════════════╪════════════╡
│ Q1 │
0.1475 │
│ Q7 │
-0.1383 │
│ 4-3 │
-1.247 │
└────────────┴────────────┘
┌ Режим 7 ─────────┬─
Uбаз.=115 кВ ──────────────────────────────────────┐
│ Место КЗ
│ КЗ в узле: 22 │
│ Отключены Q
│ Q22 │
└──────────────────┴─────────────────────────────────────────────────────┘
╒══
Pезультаты pасчета ═══╕
│ │
3ф кз │
│ Элемент │
Iф, кА │
╞════════════╪════════════╡
│ Q7 │
-0.1311 │
│ Q12 │
0.4527 │
└────────────┴────────────┘
┌ Режим 8 ─────────┬─
Uбаз.=115 кВ ──────────────────────────────────────┐
│ Место КЗ
│ КЗ в узле: 24 │
│ Отключены Q
│ Q8 │
└──────────────────┴─────────────────────────────────────────────────────┘
╒══
Pезультаты pасчета ═══╕
│ │
3ф кз │
│ Элемент │
Iф, кА │
╞════════════╪════════════╡
│ Q7 │
-0.4189 │
│ 13-24 │
3.056 │
└────────────┴────────────┘
┌ Режим 9 ─────────┬─
Uбаз.=115 кВ ──────────────────────────────────────┐
│ Место КЗ
│ КЗ в узле: 1 │
└──────────────────┴─────────────────────────────────────────────────────┘
╒══
Pезультаты pасчета ═══╕
│ │
3ф кз │
│ Элемент │
Iф, кА │
╞════════════╪════════════╡
│ Q1 │
-1.625 │
│ Q7 │
-0.4636 │
└────────────┴────────────┘
┌ Режим 10 ────────┬─
Uбаз.=115 кВ ──────────────────────────────────────┐
│ Место КЗ
│ КЗ в узле: 4 │
└──────────────────┴─────────────────────────────────────────────────────┘
╒══
Pезультаты pасчета ═══╕
│ │
3ф кз │
│ Элемент │
Iф, кА │
╞════════════╪════════════╡
│ Q1 │
0.0486 │
│ Q7 │
-0.0944 │
│ 4-3 │
-1.313 │
└────────────┴────────────┘
6.4
Токи, необходимые для расчета переходного сопротивления: ?????????? не Й5
┌ Режим 1 ─────────┬─
Uбаз.=115 кВ ──────────────────────────────────────┐
│ Место КЗ
│ КЗ на линии: 13 - 24 , в 64.4% от узла 13 │
│ Отключены Q
│ Q4 │
└──────────────────┴─────────────────────────────────────────────────────┘
╒══
Pезультаты pасчета ═══╕
│ │
2ф кз │
│ Элемент │
Iф, кА │
╞════════════╪════════════╡
│ Q6 │ 1.666 │
└────────────┴────────────┘
┌ Режим 2 ─────────┬─
Uбаз.=115 кВ ──────────────────────────────────────┐
│ Место КЗ
│ КЗ в узле: 25 │
│ Отключены Q
│ Q4 │
└──────────────────┴─────────────────────────────────────────────────────┘
╒══
Pезультаты pасчета ═══╕
│ │
2ф кз │
│ Элемент │
Iф, кА │
╞════════════╪════════════╡
│ Q5 │
1.348 │
└────────────┴────────────┘
┌ Режим 3 ─────────┬─
Uбаз.=115 кВ ──────────────────────────────────────┐
│ Место КЗ
│ КЗ в узле: 40 │
│ Отключены Q
│ Q2 │
└──────────────────┴─────────────────────────────────────────────────────┘
╒══
Pезультаты pасчета ═══╕
│ │
2ф кз │
│ Элемент │
Iф, кА │
╞════════════╪════════════╡
│ Q5 │
1.087 │
└────────────┴────────────┘
┌ Режим 4 ─────────┬─
Uбаз.=115 кВ ──────────────────────────────────────┐
│ Место КЗ
│ КЗ в узле: 40 │
│ Отключены Q
│ Q4 │
└──────────────────┴─────────────────────────────────────────────────────┘
╒══
Pезультаты pасчета ═══╕
│ │
2ф кз │
│ Элемент │
Iф, кА │
╞════════════╪════════════╡
│ Q5 │
1.043 │
└────────────┴────────────┘
┌ Режим 5 ─────────┬─
Uбаз.=115 кВ ──────────────────────────────────────┐
│ Место КЗ
│ КЗ в узле: 22 │
│ Отключены Q
│ Q2 │
└──────────────────┴─────────────────────────────────────────────────────┘
╒══
Pезультаты pасчета ═══╕
│ │
2ф кз │
│ Элемент │
Iф, кА │
╞════════════╪════════════╡
│ Q5 │
0.3021 │
└────────────┴────────────┘
┌ Режим 6 ─────────┬─
Uбаз.=115 кВ ──────────────────────────────────────┐
│ Место КЗ
│ КЗ в узле: 22 │
│ Отключены Q
│ Q4 │
└──────────────────┴─────────────────────────────────────────────────────┘
╒══
Pезультаты pасчета ═══╕
│ │
2ф кз │
╞════════════╪════════════╡
│ Q5 │
0.2671 │
└────────────┴────────────┘
┌ Режим 7 ─────────┬─
Uбаз.=115 кВ ──────────────────────────────────────┐
│ Место КЗ
│ КЗ в узле: 31 │
│ Отключены Q
│ Q2, Q21 │
└──────────────────┴─────────────────────────────────────────────────────┘
╒══
Pезультаты pасчета ═══╕
│ │
2ф кз │
│ Элемент │
Iф, кА │
╞════════════╪════════════╡
│ Q5 │
0.3503 │
└────────────┴────────────┘
┌ Режим 10 ────────┬─
Uбаз.=115кВ ───────────────────────────────────────┐
│ Место КЗ
│ КЗ в узле: 31 │
│ Отключены Q
│ Q4, Q21 │
└──────────────────┴─────────────────────────────────────────────────────┘
╒══
Pезультаты pасчета ═══╕
│ │
2ф кз │
│ Элемент │
Iф, кА │
╞════════════╪════════════╡
│ Q5 │
0.3139 │
└────────────┴────────────┘
┌ Режим 11 ────────┬─
Uбаз.=115 кВ ──────────────────────────────────────┐
│ Место КЗ
│ КЗ в узле: 30 │
│ Отключены Q
│ Q2, Q21 │
└──────────────────┴─────────────────────────────────────────────────────┘
╒══
Pезультаты pасчета ═══╕
│ │
2ф кз │
│ Элемент │
Iф, кА │
╞════════════╪════════════╡
│ Q5 │
0.4902 │
└────────────┴────────────┘
┌ Режим 12 ────────┬─
Uбаз.=115 кВ ──────────────────────────────────────┐
│ Место КЗ
│ КЗ в узле: 30 │
│ Отключены Q
│ Q4, Q21 │
└──────────────────┴─────────────────────────────────────────────────────┘
╒══
Pезультаты pасчета ═══╕
│ │
2ф кз │
│ Элемент │
Iф, кА │
╞════════════╪════════════╡
│ Q5 │
0.4499 │
└────────────┴────────────┘
┌ Режим 13 ────────┬─
Uбаз.=115 кВ ──────────────────────────────────────┐
│ Место КЗ
│ КЗ на линии: 12 - 13 , в 25.9% от узла 12 │
│ Отключены Q
│ Q22 │
└──────────────────┴─────────────────────────────────────────────────────┘
╒══
Pезультаты pасчета ═══╕
│ │
2ф кз │
│ Элемент │
Iф, кА │
╞════════════╪════════════╡
│ Q7 │
0.5298 │
└────────────┴────────────┘
┌ Режим 14 ────────┬─
Uбаз.=115 кВ ──────────────────────────────────────┐
│ Место КЗ
│ КЗ в узле: 6 │
└──────────────────┴─────────────────────────────────────────────────────┘
╒══
Pезультаты pасчета ═══╕
│ │
2ф кз │
│ Элемент │
Iф, кА │
╞════════════╪════════════╡
│ Q7 │
-1.066 │
└────────────┴────────────┘
┌ Режим 15 ────────┬─
Uбаз.=115 кВ ──────────────────────────────────────┐
│ Место КЗ
│ КЗ в узле: 22 │
│ Отключены Q
│ Q22 │
└──────────────────┴─────────────────────────────────────────────────────┘
╒══
Pезультаты pасчета ═══╕
│ │
2ф кз │
│ Элемент │
Iф, кА │
╞════════════╪════════════╡
│ Q7 │
-0.1311 │
└────────────┴────────────┘
┌ Режим 16 ────────┬─
Uбаз.=115 кВ ──────────────────────────────────────┐
│ Место КЗ
│ КЗ в узле: 4 │
└──────────────────┴─────────────────────────────────────────────────────┘
╒══
Pезультаты pасчета ═══╕
│ │
2ф кз │
│ Элемент │
Iф, кА │
╞════════════╪════════════╡
│ Q7 │
-0.0944 │
└────────────┴────────────┘
┌ Режим 17 ────────┬─
Uбаз.=115 кВ ──────────────────────────────────────┐
│ Место КЗ
│ КЗ в узле: 1 │
└──────────────────┴─────────────────────────────────────────────────────┘
╒══
Pезультаты pасчета ═══╕
│ │
2ф кз │
│ Элемент │
Iф, кА │
╞════════════╪════════════╡
│ Q7 │
-0.4636 │
└────────────┴────────────┘
6.5
Токи, необходимые для расчета УБК
ИО
ОП:
┌ Режим 1 ─────────┬─
Uбаз.=115 кВ ──────────────────────────────────────┐
│ Место КЗ
│ КЗ в узле: 25 │
│ Отключены Q
│ Q2 │
└──────────────────┴─────────────────────────────────────────────────────┘
╒═════════
Pезультаты pасчета ══════════╕
│ │
2ф кз │
│ Элемент ├────────┬────────┬────────┤
│ │
I1, кА │ I2, кА │ I0, кА │
╞════════════╪════════╪════════╪════════╡
│ Q5 │
1.016 │ 0.9578 │ 0 │
└────────────┴────────┴────────┴────────┘
┌ Режим 2 ─────────┬─
Uбаз.=115 кВ ──────────────────────────────────────┐
│ Место КЗ │
КЗ в узле: 6 │
└──────────────────┴─────────────────────────────────────────────────────┘
╒═════════
Pезультаты pасчета ══════════╕
│ │
2ф кз │
│ Элемент ├────────┬────────┬────────┤
│ │
I1, кА │ I2, кА │ I0, кА │
╞════════════╪════════╪════════╪════════╡
│
Q7 │-0.5091 │-0.5571 │ 0 │
└────────────┴────────┴────────┴────────┘
ИО
ПП:
┌ Режим 1 ─────────┬─
Uбаз.=115 кВ ──────────────────────────────────────┐
│ Место КЗ
│ КЗ в узле: 25 │
│ Отключены Q
│ Q2 │
└──────────────────┴─────────────────────────────────────────────────────┘
╒══
Pезультаты pасчета ═══╕
│ │
3ф кз │
│ Элемент │
Iф, кА │
╞════════════╪════════════╡
│ Q5 │
1.974 │
└────────────┴────────────┘
┌ Режим 3 ─────────┬─
Uбаз.=115 кВ ──────────────────────────────────────┐
│ Место КЗ
│ КЗ в узле: 6 │
└──────────────────┴─────────────────────────────────────────────────────┘
╒══
Pезультаты pасчета ═══╕
│ │
3ф кз │
│ Элемент │
Iф, кА │
╞════════════╪════════════╡
│ Q7 │
-1.066 │
└────────────┴────────────┘
6.6
Токи, необходимые для расчета ТЗНП:
┌ Режим 1 ─────────┬─
Uбаз.=115 кВ ──────────────────────────────────────┐
│ Место КЗ
│ КЗ в узле: 40 │
└──────────────────┴─────────────────────────────────────────────────────┘
╒═════════
Pезультаты pасчета ═════════╕
│ │
2ф н/з │ 1ф кз │
│ Элемент │
3I0, кА │ 3I0, кА │
╞════════════╪════════════╪════════════╡
│ Q22 │
1.371 │ 1,872 │
└────────────┴────────────┴────────────┘
┌ Режим 2 ─────────┬─
Uбаз. = 115 кВ ────────────────────────────────────┐
│ Место КЗ
│ КЗ в узле: 25 │
│ Отключены Q
│ Q6, Q8 │
│ Заземл. узлы
│ 12, 24 │
└──────────────────┴─────────────────────────────────────────────────────┘
╒══
Pезультаты pасчета ═══╕
│ │
1ф кз │
│ Элемент │
3I0, кА │
╞════════════╪════════════╡
│ Q5 │
2.561 │
└────────────┴────────────┘
┌ Режим 3 ─────────┬─
Uбаз.=115 кВ ──────────────────────────────────────┐
│ Место КЗ
│ КЗ в узле: 39 │
│ Отключены Q
│ Q2, Q23 │ └──────────────────┴─────────────────────────────────────────────────────┘
╒══
Pезультаты pасчета ═══╕
│ │
1ф кз │
│ Элемент │
3I0, кА │
╞════════════╪════════════╡
│ Q22 │
1.668 │
└────────────┴────────────┘
┌ Режим 4 ─────────┬─
Uбаз.=115 кВ ──────────────────────────────────────┐
│ Место КЗ
│ КЗ в узле: 12 │
│ Отключены Q
│ Q6, Q14
│
└──────────────────┴─────────────────────────────────────────────────────┘
╒══
Pезультаты pасчета ═══╕
│ │
1ф кз │
│ Элемент │
3I0, кА │
╞════════════╪════════════╡
│ Q5 │
1.829 │
└────────────┴────────────┘
┌ Режим 5 ─────────┬─
Uбаз.=115 кВ ──────────────────────────────────────┐
│ Место КЗ
│ КЗ в узле: 40 │
│ Отключены Q
│ Q6, Q8 │
│ Заземл. узлы
│ 12, 24 │
└──────────────────┴─────────────────────────────────────────────────────┘
╒══
Pезультаты pасчета ═══╕
│ │
1ф кз │
│ Элемент │
3I0, кА │
╞════════════╪════════════╡
│ Q5 │
1,218 │
│ Q22 │
1,903 │
└────────────┴────────────┘
┌ Режим 6 ─────────┬─
Uбаз.=115 кВ ──────────────────────────────────────┐
│ Место КЗ
│ КЗ в узле: 22 │
│ Отключены Q
│ Q7 │
└──────────────────┴─────────────────────────────────────────────────────┘
╒══
Pезультаты pасчета ═══╕
│ │
3ф кз │
│ Элемент │
Iф, кА │
╞════════════╪════════════╡
│ Q5 │
0.4445 │
└────────────┴────────────┘
┌ Режим 7 ─────────┬─
Uбаз.=115 кВ ──────────────────────────────────────┐
│ Место КЗ
│ КЗ в узле: 31 │
│ Отключены Q
│ Q6, Q8 │
└──────────────────┴─────────────────────────────────────────────────────┘
╒══
Pезультаты pасчета ═══╕
│ │
3ф кз │
│ Элемент │
Iф, кА │
╞════════════╪════════════╡
│ Q5 │
0.7498 │
│ Q7 │
0.7498 │
└────────────┴────────────┘
┌ Режим 8 ─────────┬─
Uбаз.=115 кВ ──────────────────────────────────────┐
│ Место КЗ
│ КЗ в узле: 30 │
│ Отключены Q
│ Q6, Q8 │
└──────────────────┴─────────────────────────────────────────────────────┘
╒══
Pезультаты pасчета ═══╕
│ │
3ф кз │
│ Элемент │
Iф, кА │
╞════════════╪════════════╡
│ Q5 │
1.226 │
│ Q7 │
1.226 │
└────────────┴────────────┘
┌ Режим 9 ─────────┬─
Uбаз.=115 кВ ──────────────────────────────────────┐
│ Место КЗ
│ КЗ в узле: 4 │
│ Отключены Q │ Q6, Q8
│
└──────────────────┴─────────────────────────────────────────────────────┘
╒══ Pезультаты pасчета ═══╕
│ │
3ф кз │
│ Элемент │
Iф, кА │
╞════════════╪════════════╡
│ Q5 │ -0.1550
│
│ Q7 │ -0.1550
│
└────────────┴────────────┘
┌ Режим 10 ────────┬─
Uбаз.=115 кВ ──────────────────────────────────────┐
│ Место КЗ
│ КЗ в узле: 6 │
│ Отключены Q
│ Q6, Q8 │
│ Заземл. узлы
│ 12, 24 │
└──────────────────┴─────────────────────────────────────────────────────┘
╒══
Pезультаты pасчета ═══╕
│ │
2ф н/з │
│ Элемент │
3I0, кА │
╞════════════╪════════════╡
│ Q7 │
-1.123 │
└────────────┴────────────┘
┌ Режим 11 ────────┬─
Uбаз.=115 кВ ──────────────────────────────────────┐
│ Место КЗ
│ КЗ в узле: 24 │
│ Отключены Q
│ Q8, Q2
│
└──────────────────┴─────────────────────────────────────────────────────┘
╒══
Pезультаты pасчета ═══╕
│ │
1ф кз │
│ Элемент │
3I0, кА │
╞════════════╪════════════╡
│ Q7 │
-1.027 │
└────────────┴────────────┘
┌ Режим 12 ────────┬─
Uбаз.=115 кВ ──────────────────────────────────────┐
│ Место КЗ
│ КЗ в узле: 1 │
│ Отключены Q
│ Q6, Q8 │
│ Заземл. узлы
│ 12, 24 │
└──────────────────┴─────────────────────────────────────────────────────┘
╒══
Pезультаты pасчета ═══╕
│ │
1ф кз │
│ Элемент │
3I0, кА │
╞════════════╪════════════╡
│ Q7 │
-0.7036 │
└────────────┴────────────┘
┌ Режим 13 ────────┬─
Uбаз.=115 кВ ──────────────────────────────────────┐
│ Место КЗ
│ КЗ в узле: 22 │
│ Отключены Q
│ Q5 │
└──────────────────┴─────────────────────────────────────────────────────┘
╒══
Pезультаты pасчета ═══╕
│ │
3ф кз │
│ Элемент │
Iф, кА │
╞════════════╪════════════╡
│ Q7 │
-0.4287 │
└────────────┴────────────┘
6.7
Токи через защиты 1 и 4 при каскадном отключении Л2:
┌ Режим 1 ─────────┬─
Uбаз.=115 кВ ──────────────────────────────────────┐
│ Место КЗ
│ КЗ в узле: 24 │
│ Отключены Q
│ Q6, Q22 │
└──────────────────┴─────────────────────────────────────────────────────┘
╒══
Pезультаты pасчета ═══╕
│ │
1ф кз │
│ Элемент │
3I0, кА │
╞════════════╪════════════╡
│ Q5 │
1,561 │
│ Q8 │
-2,861 │
└────────────┴────────────┘
┌ Режим 2 ─────────┬─
Uбаз.=115 кВ ──────────────────────────────────────┐
│ Место КЗ
│ КЗ на линии: 13 - 24 , в 72.7% от узла 13 │
│ Отключены Q
│ Q6, Q22 │
└──────────────────┴─────────────────────────────────────────────────────┘
╒══
Pезультаты pасчета ═══╕
│ │
1ф кз │
│ Элемент │
3I0, кА │
╞════════════╪════════════╡
│ Q5 │
1,531 │
│ Q8 │
-2,669 │
└────────────┴────────────┘
┌ Режим 3 ─────────┬─
Uбаз.=115 кВ ──────────────────────────────────────┐
│ Место КЗ
│ КЗ на линии: 13 - 24 , в 45.5% от узла 13 │
│ Отключены Q
│ Q6, Q22 │
└──────────────────┴─────────────────────────────────────────────────────┘
╒══
Pезультаты pасчета ═══╕
│ │
1ф кз │
│ Элемент │
3I0, кА │
╞════════════╪════════════╡
│ Q5 │
1,508 │
│ Q8 │
-2,506 │
└────────────┴────────────┘
┌ Режим 4 ─────────┬─
Uбаз.=115 кВ ──────────────────────────────────────┐
│ Место КЗ
│ КЗ на линии: 13 - 24 , в 18.2% от узла 13 │
│ Отключены Q
│ Q6, Q22 │
└──────────────────┴─────────────────────────────────────────────────────┘
╒══
Pезультаты pасчета ═══╕
│ │
1ф кз │
│ Элемент │
3I0, кА │
╞════════════╪════════════╡
│ Q5 │
1,490 │
│ Q8 │
-2,366 │
└────────────┴────────────┘
┌ Режим 5 ─────────┬─
Uбаз.=115 кВ ──────────────────────────────────────┐
│ Место КЗ
│ КЗ на линии: 12 - 13 , в 94.7% от узла 13 │
│ Отключены Q
│ Q6, Q22 │
└──────────────────┴─────────────────────────────────────────────────────┘
╒══
Pезультаты pасчета ═══╕
│ │
1ф кз │
│ Элемент │
3I0, кА │
╞════════════╪════════════╡
│ Q5 │
1.477 │
│ Q8 │
-2.252 │
└────────────┴────────────┘
┌ Режим 6 ─────────┬─
Uбаз.=115 кВ ──────────────────────────────────────┐
│ Место КЗ
│ КЗ на линии: 12 - 13 , в 78.9% от узла 12 │
│ Отключены Q
│ Q6, Q22 │
└──────────────────┴─────────────────────────────────────────────────────┘
╒══
Pезультаты pасчета ═══╕
│ │
1ф кз │
│ Элемент │
3I0, кА │
╞════════════╪════════════╡
│ Q5 │
1.468 │
│ Q8 │
-2.166 │
└────────────┴────────────┘
┌ Режим 7 ─────────┬─
Uбаз.=115 кВ ──────────────────────────────────────┐
│ Место КЗ
│ КЗ на линии: 12 - 13 , в 63.2% от узла 12 │
│ Отключены Q
│ Q6, Q22 │
└──────────────────┴─────────────────────────────────────────────────────┘
╒══
Pезультаты pасчета ═══╕
│ │
1ф кз │
│ Элемент │
3I0, кА │
╞════════════╪════════════╡
│ Q5 │
1.462 │
│ Q8 │
-2.089 │
└────────────┴────────────┘
┌ Режим 8 ─────────┬─
Uбаз.=115 кВ ──────────────────────────────────────┐
│ Место КЗ
│ КЗ на линии: 12 - 13 , в 47.4% от узла 12 │
└──────────────────┴─────────────────────────────────────────────────────┘
╒══
Pезультаты pасчета ═══╕
│ │
1ф кз │
│ Элемент │
3I0, кА │
╞════════════╪════════════╡
│ Q5 │
1.458 │
│ Q8 │
-2.018 │
└────────────┴────────────┘
┌ Режим 9 ─────────┬─
Uбаз.=115 кВ ──────────────────────────────────────┐
│ Место КЗ
│ КЗ на линии: 12 - 13 , в 31.6% от узла 12 │
│ Отключены Q
│ Q6, Q22 │
└──────────────────┴─────────────────────────────────────────────────────┘
╒══
Pезультаты pасчета ═══╕
│ │
1ф кз │
│ Элемент │
3I0, кА │
╞════════════╪════════════╡
│ Q5 │
1.455 │
│ Q8 │
-1.954 │
└────────────┴────────────┘
┌ Режим 10 ────────┬─
Uбаз.=115 кВ ──────────────────────────────────────┐
│ Место КЗ
│ КЗ на линии: 12 - 13 , в 15.8% от узла 12 │
│ Отключены Q
│ Q6, Q22 │
└──────────────────┴─────────────────────────────────────────────────────┘
╒══
Pезультаты pасчета ═══╕
│ │
1ф кз │
│ Элемент │
3I0, кА │
╞════════════╪════════════╡
│ Q5 │
1.454 │
│ Q8 │
-1.896 │
└────────────┴────────────┘
┌ Режим 11 ────────┬─
Uбаз.=115 кВ ──────────────────────────────────────┐
│ Место КЗ
│ КЗ в узле: 12 │
│ Отключены Q
│ Q6, Q22 │
└──────────────────┴─────────────────────────────────────────────────────┘
╒══
Pезультаты pасчета ═══╕
│ │
1ф кз │
│ Элемент │
3I0, кА │
╞════════════╪════════════╡
│ Q5 │
1.454 │
│ Q8 │
-1.843 │
└────────────┴────────────┘
6.8
Токи через защиты 3 и 2 при каскадном отключении Л2:
┌ Режим 1 ─────────┬─
Uбаз.=115 кВ ──────────────────────────────────────┐
│ Место КЗ
│ КЗ в узле: 12 │
│ Отключены Q
│ Q2, Q8 │
└──────────────────┴─────────────────────────────────────────────────────┘
╒══
Pезультаты pасчета ═══╕
│ │
1ф кз │
│ Элемент │
3I0, кА │
╞════════════╪════════════╡
│ Q6 │
9,591 │
│ Q7 │
-0,833 │
└────────────┴────────────┘
┌ Режим 2 ─────────┬─
Uбаз.=115 кВ ──────────────────────────────────────┐
│ Место КЗ
│ КЗ на линии: 12 - 13 , в 15.8% от узла 12 │
│ Отключены Q
│ Q2, Q8 │
└──────────────────┴─────────────────────────────────────────────────────┘
╒══
Pезультаты pасчета ═══╕
│ │
1ф кз │
│ Элемент │
3I0, кА │
╞════════════╪════════════╡
│ Q6 │
7,450 │
│ Q7 │
-0,866 │
└────────────┴────────────┘
┌ Режим 3 ─────────┬─
Uбаз.=115 кВ ──────────────────────────────────────┐
│ Место КЗ
│ КЗ на линии: 12 - 13 , в 31,6% от узла 12 │
│ Отключены Q
│ Q2, Q8 │
└──────────────────┴─────────────────────────────────────────────────────┘
╒══
Pезультаты pасчета ═══╕
│ │
1ф кз │
│ Элемент │
3I0, кА │
╞════════════╪════════════╡
│ Q6 │
6,115 │
│ Q7 │
-0,891 │
└────────────┴────────────┘
┌ Режим 4 ─────────┬─
Uбаз.=115 кВ ──────────────────────────────────────┐
│ Место КЗ
│ КЗ на линии: 12 - 13 , в 47,4% от узла 12 │
│ Отключены Q
│ Q2, Q8 │
└──────────────────┴─────────────────────────────────────────────────────┘
╒══
Pезультаты pасчета ═══╕
│ │
1ф кз │
│ Элемент │
3I0, кА │
╞════════════╪════════════╡
│ Q6 │
5,202 │
│ Q7 │
-0,910 │
└────────────┴────────────┘
┌ Режим 5 ─────────┬─
Uбаз.=115 кВ ──────────────────────────────────────┐
│ Место КЗ
│ КЗ на линии: 12 - 13 , в 63.2% от узла 12 │
│ Отключены Q
│ Q2, Q8 │
└──────────────────┴─────────────────────────────────────────────────────┘
╒══
Pезультаты pасчета ═══╕
│ │
1ф кз │
│ Элемент │
3I0, кА │
╞════════════╪════════════╡
│ Q6 │
4.540 │
│ Q7 │
-0.928 │
└────────────┴────────────┘
┌ Режим 6 ─────────┬─
Uбаз.=115 кВ ──────────────────────────────────────┐
│ Место КЗ
│ КЗ на линии: 12 - 13 , в 78.9% от узла 12 │
│ Отключены Q
│ Q2, Q8 │
└──────────────────┴─────────────────────────────────────────────────────┘
╒══
Pезультаты pасчета ═══╕
│ │
1ф кз │
│ Элемент │
3I0, кА │
╞════════════╪════════════╡
│ Q6 │
4.040 │
│ Q7 │
-0.944 │
└────────────┴────────────┘
┌ Режим 7 ─────────┬─
Uбаз.=115 кВ ──────────────────────────────────────┐
│ Место КЗ
│ КЗ на линии: 12 - 13 , в 94.7% от узла 12 │
│ Отключены Q
│ Q2, Q8 │
└──────────────────┴─────────────────────────────────────────────────────┘
╒══
Pезультаты pасчета ═══╕
│ │
1ф кз │
│ Элемент │
3I0, кА │
╞════════════╪════════════╡
│ Q6 │
3.646 │
│ Q7 │
-0.959 │
└────────────┴────────────┘
┌ Режим 8 ─────────┬─
Uбаз.=115 кВ ──────────────────────────────────────┐
│ Место КЗ
│ КЗ на линии: 13 - 24 , в 18.2% от узла 13 │
│ Отключены Q
│ Q2, Q8 │
└──────────────────┴─────────────────────────────────────────────────────┘
╒══
Pезультаты pасчета ═══╕
│ │
1ф кз │
│ Элемент │
3I0, кА │
╞════════════╪════════════╡
│ Q6 │
3.280 │
│ Q7 │
-0.975 │
└────────────┴────────────┘
┌ Режим 9 ─────────┬─
Uбаз.=115 кВ ──────────────────────────────────────┐
│ Место КЗ
│ КЗ на линии: 13 - 24 , в 45.5% от узла 13 │
│ Отключены Q
│ Q2, Q8 │
└──────────────────┴─────────────────────────────────────────────────────┘
╒══
Pезультаты pасчета ═══╕
│ │
1ф кз │
│ Элемент │
3I0, кА │
╞════════════╪════════════╡
│ Q6 │
2.971 │
│ Q7 │
-0.993 │
└────────────┴────────────┘
┌ Режим 10 ────────┬─
Uбаз.=115 кВ ──────────────────────────────────────┐
│ Место КЗ
│ КЗ на линии: 13 - 24 , в 72.7% от узла 13 │
│ Отключены Q
│ Q2, Q8 │
└──────────────────┴─────────────────────────────────────────────────────┘
╒══
Pезультаты pасчета ═══╕
│ │
1ф кз │
│ Элемент │
3I0, кА │
╞════════════╪════════════╡
│ Q6 │
2.723 │
│ Q7 │
-1.010 │
└────────────┴────────────┘
┌ Режим 11 ────────┬─
Uбаз.=115 кВ ──────────────────────────────────────┐
│ Место КЗ
│ КЗ в узле: 24 │
│ Отключены Q
│ Q4, Q8 │
└──────────────────┴─────────────────────────────────────────────────────┘
╒══
Pезультаты pасчета ═══╕
│ │
1ф кз │
│ Элемент │
3I0, кА │
╞════════════╪════════════╡
│ Q6 │
2.456 │
│ Q7 │
-0.975 │
└────────────┴────────────┘
6.9
Токи, необходимые для оценки чувствительности ТЗНП:
┌ Режим 1 ─────────┬─
Uбаз.=115 кВ ──────────────────────────────────────┐
│ Место КЗ
│ КЗ в узле: 25 │
│ Отключены Q
│ Q2 │ └──────────────────┴─────────────────────────────────────────────────────┘
╒══
Pезультаты pасчета ═══╕
│ │
1ф кз │
│ Элемент │
3I0, кА │
╞════════════╪════════════╡
│ Q5 │
1.187 │
└────────────┴────────────┘
┌ Режим 2 ─────────┬─
Uбаз.=115 кВ ──────────────────────────────────────┐
│ Место КЗ
│ КЗ в узле: 23 │
│ Отключены Q
│ Q2, Q7 │ └──────────────────┴─────────────────────────────────────────────────────┘
╒══
Pезультаты pасчета ═══╕
│ │
1ф кз │
│ Элемент │
3I0, кА │
╞════════════╪════════════╡
│ Q5 │
2.518 │
└────────────┴────────────┘
┌ Режим 3 ─────────┬─
Uбаз.=115 кВ ──────────────────────────────────────┐
│ Место КЗ
│ КЗ в узле: 40 │
│ Отключены Q
│ Q2 │
└──────────────────┴─────────────────────────────────────────────────────┘
╒══
Pезультаты pасчета ═══╕
│ │
1ф кз │
│ Элемент │
3I0, кА │
╞════════════╪════════════╡
│ Q5 │
0.5409 │
└────────────┴────────────┘
┌ Режим 4 ─────────┬─
Uбаз.=115 кВ ──────────────────────────────────────┐
│ Место КЗ
│ КЗ в узле: 12 │
│ Отключены Q
│ Q2, Q6 │ └──────────────────┴─────────────────────────────────────────────────────┘
╒══
Pезультаты pасчета ═══╕
│ │
1ф кз │
│ Элемент │
3I0, кА │
╞════════════╪════════════╡
│ Q5 │
1.615 │
└────────────┴────────────┘
┌ Режим 5 ─────────┬─
Uбаз.=115 кВ ──────────────────────────────────────┐
│ Место КЗ
│ КЗ в узле: 6 │
│ Отключены Q
│ Q14 │ └──────────────────┴─────────────────────────────────────────────────────┘
╒══
Pезультаты pасчета ═══╕
│ │
1ф кз │
│ Элемент │
3I0, кА │
╞════════════╪════════════╡
│ Q7 │
-0.3138 │
└────────────┴────────────┘
┌ Режим 6 ─────────┬─
Uбаз.=115 кВ ──────────────────────────────────────┐
│ Место КЗ
│ КЗ в узле: 11 │
│ Отключены Q
│ Q5, Q14 │
└──────────────────┴─────────────────────────────────────────────────────┘
╒══
Pезультаты pасчета ═══╕
│ │
1ф кз │
│ Элемент │
3I0, кА │
╞════════════╪════════════╡
│ Q7 │
-2.275 │
└────────────┴────────────┘
┌ Режим 7 ─────────┬─
Uбаз.=115 кВ ──────────────────────────────────────┐
│ Место КЗ
│ КЗ в узле: 1 │
│ Отключены Q
│ Q14 │ └──────────────────┴─────────────────────────────────────────────────────┘
╒══
Pезультаты pасчета ═══╕
│ │
1ф кз │
│ Элемент │
3I0, кА │
╞════════════╪════════════╡
│ Q7 │
-0.2106 │
└────────────┴────────────┘
┌ Режим 8 ─────────┬─
Uбаз.=115 кВ ──────────────────────────────────────┐
│ Место КЗ
│ КЗ в узле: 24 │
│ Отключены Q
│ Q14, Q8 │ └──────────────────┴─────────────────────────────────────────────────────┘
╒══
Pезультаты pасчета ═══╕
│ │
1ф кз │
│ Элемент │
3I0, кА │
╞════════════╪════════════╡
│ Q7 │
-0.683 │
└────────────┴────────────┘
ПРИЛОЖЕНИЕ 7
Рис. П.6. Поясняющая схема к
определению положения электрического центра качаний
По схеме замещения прямой
последовательности, представленной на рис. П.7, определяем ЕЭКВ и XЭКВ.
Рис. П.7. Схема замещения прямой
последовательности
Эквивалентная ЭДС электростанции «А»
определяется по выражению:
(П.16)
Эквивалентное сопротивление:
(П.17)
По выражениям (П.16) и (П.17)
определяем:
;
.
Эквивалентное сопротивление
подстанции «Б» определяется по выражению:
. (П.18)
.
Эквивалентная ЭДС подстанции «Б»
равна ЭДС системы С2.
Эквивалентированная схема замещения
сети для расчета положения центра качаний приведена на рис П.8.
Рис. П.8. Эквивалентированная схема
замещения сети для расчета положения центра качаний
Эпюры напряжений в режиме, когда
одна из параллельных ЛЭП отключена и когда обе ЛЭП в работе, приведены на рис.
П.9 и рис. П.10 соответственно.
Рис. П.9. Эпюра напряжений в режиме,
когда одна из ЛЭП отключена
Рис. П.10. Эпюра напряжений в
режиме, когда обе параллельные ЛЭП в работе
Из рис. П.9 и П.10 видно, что
электрический центр качаний попадает в зоны действия первых и вторых ступеней
рассматриваемых защит, следовательно, первые и вторые ступени защит № 1 (2) и №
3 (4) следует блокировать при качаниях.
ПРИЛОЖЕНИЕ 8
Расчет токов несинхронного включения
выполнен в программе «TKZ-200». Расчет производится в режиме отключения
автотрансформатора или блока генератор-трансформатор. Протокол расчета приведен
ниже.
┌ Режим 1 ─────────┬─
Uбаз.=115 кВ ──────────────────────────────────────┐
│ Режим без КЗ
│ -E( S2 ) │
│ Отключены Q
│ Q4 │
└──────────────────┴─────────────────────────────────────────────────────┘
╒══
Pезультаты pасчета ═══╕
│ │
3ф кз │
│ Элемент │
Iф, кА │
╞════════════╪════════════╡
│ Q2 │
2.662 │
└────────────┴────────────┘
┌ Режим 2 ─────────┬─
Uбаз.=115 кВ ──────────────────────────────────────┐
│ Режим без КЗ
│ -E( S2 ) │
│ Отключены Q
│ Q2 │
└──────────────────┴─────────────────────────────────────────────────────┘
╒══
Pезультаты pасчета ═══╕
│ │
3ф кз │
│ Элемент │
Iф, кА │
╞════════════╪════════════╡
│ Q3 │
-1.237 │