4гз =4g + 4т + 4мдт e^malra + /кт ~ 12 кА + 46,79 кА = 58,8 кА
З 4g і 4а з 5.3.2 І 4млт -> 0.
Точка короткого замикання F4
Початкову силу струму трифазного короткого замикання в точці F4 (рисунок 12) можна визначити на основі часткових сил струму короткого замикання, як показано на рисунку 14 (4.2.1.2 ІЕС 60909-0):
<5А
ZkF4 =/кАТ +Ік(1—7) +/к(15—20)-
ІЕС 972/2000
Рисунок 14 — Система прямої послідовності для обчислювання сили струму короткого замикання в точці F4 (див. рисунок 12)
Повні опори стосуються вторинної сторони В допоміжного трансформатора AT.
7 _ 7 . (? AKLV 4- Z-nju )(ZCKLV 4 2МС ) .
-WT“ -BKLV£ + 7 +7 Tz '
—AKLV * z.^ 4- Z. CKLV Ч- Z-mc
= (0,0098 + j0,2776) Ом + (0,0017 + j0,0673) Ом = (0,0115 + J0.3449) Ом;Дат = 0,3451 Ом
з Zaklv = J Zbklv =^cklv =Z^kZbk з 5.2.3, Zmc =ZmcM : ZMCt з 5.3.3, Zrai з 5.3.3 (див. рисунок 13);
c
= (0,613-j18,393) кА.
Un_ 1,1-10 кВч/ЗДат т/3(0,0115 + j0,3449) Ом
З таблиці 8 і 9:
і” _ cUn
lk(1-7) - М7)
1,1-10 кВ
■Тз(0,089 +)0,777)Ом
= (0,924-j18,068) кА;
Iя_ cUn
' k(15-20) - JTT A't3feT(M+T, 15— 20)
1,1-10 кВ
7з (0,980 + j 2,600) Ом
= (0,806- j2,139) кА;
rkF4 = (2,346- j28,60) кА; = 28,70 кА.
Примітка. Якщо немає впливу двигунів, що живляться від шини С, на струми короткого замикання в F4, то це призводить до такого:
ZkAT “ Zbtlv +Zaklv +Znn = (0,011 + j 0,349) Ом;
їм - (0,573 - J18.179) кА;
і’№і = (2,303 - j28,386) кА; і[„ = 28,48 кА.
Вплив двигунів, що живляться від шини С, на струм / "м дуже незначний, менше ніж 1 %. У цьому разі ними можна знехтувати.
Максимальні сили струму короткого замикання визначають за методом 6 (4.3.1.2 b) ІЕС 60909-0) без коефіцієнта 1,15, бо R/X< 0,3 на відгалуженнях відносно /^т і для асинхронних двигунів середньої напруги:
/о І91fn fn і"
/pF4 =KatV2 ■ kAT + К(1—7) У 2 *к(1—7) + К(15—20)^2 /к(15—20)>
/рИ = 1,91 • у/2 • 18,40 кА + 1,72 • V2 • 8,12 кА + 1,34 • 4Ї. • 2,29 кА = 73,79 кА.
Якщо часткова сила струму короткого замикання /^т переноситься на сторону високої напруги допоміжного трансформатора, то можна відмітити, що /мп = 9.2 кА менше ніж 2/гв = 2 • 6,87 кА, тому коротке замикання в F4 є віддаленим від генератора коротким замиканням.
A>F4 — /ьАТ + ^Ь(1—7) + 4.(15—20) = 22,8 КА;
з /ьат =/кат = 18,40 кА;
7
/ь(1_7) = ^PiQi/kMi = 4,04 кА (див. таблицю 9);
Ы
А>(15—го) = Ц'Ч’^к(і5—го) = 0,74 ■ 0,21 • 2,29 кА = 0,36 кА
(ц = 0,74 за U = 0,1 с і /Гм/4м = 5,5, a q = 0,21 за fmin = 0,1 с і Р^р = 0,05 МВт; = 2,29 кА з таблиці 8).
Точка короткого замикання F5
Початкову силу струму короткого замикання в точці F5 можна підрахувати на основі системи прямої послідовності, описаної на рисунку 15.
LkfS = ZkT20 + /кМ20-
Для обчислення часткової сили струму короткого замикання /"тго використовують наведені нижче повні опори (див. рисунок 15):
ZkATt =2кАт77- = (0,0115+)0,3449)Ом[5^-^) =(0,0203+j0,6084) мОм. tr20 I 10 КО )
Рисунок 15 — Система прямої послідовності для обчислювання сили струму короткого замикання в точці F5 (див. рисунок 12). Повні опори стосуються сторони низької напруги трансформатора Т20 (f^o = 10 кВ/0,42 кВ)
z 2
1 і О 42 kR і
= Zkmi-mt)4- = (0,089+ j0,777)Ом = (0,157+ J1.3706) мОм;
<
( П 49 irR V
= (2,087+j5,493) мОм.
r20 I lUKO I1
Zl(M+T,15—19)1 = —Е(М+Т,15—19) ~Л~ ~ (1,183+ j3,114) ОМ
Гг20
Повний опір ZkAT вже розрахований у 5.3.4. Повні опори 2цМ,і-7) і Zkm*t,i5-іэ> зазначені в таблицях 9 і 8, відповідно.
Повний опір трансформатора низької напруги Т20 наведено в 5.2.4 щодо сторони низької напруги:
Zt20LVK = (1,096 + j 6,277) мОм з Кт = 0,963 (cmax = 1,05);
4го = Un = -г=—1'--00В = (5,97 - j35,33) кА; Сто = 35,83 кА.
V3ZkT20 V3(1,127+j6,671)MOM
Повний опір Z^c визначають на основі ZT2olvk> враховуючи три паралельні повні опори Zkati, (М1—M7)t І Zx(M+T,15—19)t-
Повний опір Zmzo наведено в таблиці 8.
Гкмго = rU" = ~г' 1,05 400 В = (4,07-j9,72)KA; /'мго = 10,54 кА;
V3ZM20 ^(8,9 + j21,2)MOM J
ZkFS = ZkT20 + ZkM20 = (10,04 — j45,05) kA.
Максимальну силу струму короткого замикання визначають таким чином:
ІрГ5 ~ їрТ20 + /рМ20 = КТ20 у/Т. IkT20 + Км20-^2 ZkM20,
де Кт2о = 1,60 на основі Rt2olvk/Xt2olvk= 0,175, тому що повний опір трансформаторів є основною частиною ZkT2o (більше ніж 90 %) і Км2о = 1,3 для еквівалентного двигуна з групи двигунів (3.8.2 ІЕС 60909-0).
4f5 = 1,60->/2 • 35,83 кА+1,30-72 • 10,54 кА = 100,5 кА.На основі конфігурації і значень повних опорів на рисунку 15 можна визначити, що залишкова напруга під час короткого замикання в F5 на шині В приблизно дорівнює 95 % від напруги до короткого замикання. Це показує, що двигуни М1—М7 і М15—М19 не впливають на струм вимкнення в F5 (цМ) = 1 згідно з рівнянням (75) ІЕС 60909-0 у всіх випадках).
/bF5 = /кТ20М +M-M20Qm2(Am20
з /ктгом як часткова сила струму короткого замикання без впливу двигунів М1—М7 і М15—М19.
/ьга = 34,77 кА + 0,902 ■ 0,67 ■ 10,54 кА = 41,1 кА
за U = 0,02 с з цм20 = 0,84 + 0,26е~°'26’5'5 і qM20 = 0,67 за ртІр = 0,05 МВт для еквівалентного двигуна М20 (див. 3.8.2 ІЕС 60909-0).
Сила струму сталого короткого замикання:
4f5 =4т20 +4м2О ~ ^кТ20М = 34,77 КА,
ТОМу ЩО 4м20 “ 0 (див. таблицю З ІЕС 60909-0).
6 ПЕРЕВІРОЧНА МЕРЕЖА ДЛЯ ОБЧИСЛЮВАННЯ СИЛИ СТРУМУ КОРОТКОГО ЗАМИКАННЯ З ЦИФРОВИМИ ПРОГРАМАМИ ЗГІДНО З ІЕС 60909-0
Загальні положення
Наведена нижче перевірочна мережа з інформацією про електроустатковання та результатами струмів короткого замикання відповідно до ІЕС 60909-0 пропонує проектувальникам і користувачам цифрових програм можливість перевіряти результати, одержані від їх програми, порівнюючи з цими результатами.
Щоб отримати відповідність розрахункових і одержаних результатів, необхідно отримати результати, наведені в таблицях 12 і 13. Це необхідна, але не єдина умова програми, тому що навіть під час проходження цього перевірення інші процедури в межах програми можуть призвести до отримання неправильних результатів. Якщо допустити відхили, то вони мають бути менше ніж ± 0,02 %.
Щоб уникнути труднощів під час інтерпретування одержаних даних щодо електроустатковання (інформація з таблички з технічними даними та додаткові дані) згідно з рівнянням ІЕС 60909-0, використовують додаткову таблицю 11 з інформацією про повні опори між шинами електроживлення перевірочної мережі на рисунку 16 системи прямої та нульової послідовності на стороні 110 кВ.
Максимальні трифазні сили струму короткого замикання обчислюють на шинах відфдо® із с = Стах = 1,1 згідно з таблицею 1 ІЕС 60909-0. Також обчислюють лише максимальні сили струму короткого замикання між фазою і землею на шинах від @ до (5). У будь-якому разі повний опір короткого замикання залежить від рівня напруги в точці короткого замикання.
Комплексний повний опір мережних ліній живлення в точці з’єднання обчислюють за формулою:
■^1 + (Rq/Xq)2
якщо визначено коефіцієнт RqIXq(див. рівняння (5) ІЕС 60909-0), тому що наближення XQ = 0,995ZQ використовують лише в особливому випадку, коли Rq/Xq = 0,1 (3.2 ІЕС 60909-0). Подібну процедуру використовують для асинхронних двигунів, якщо наведено відношення R^XU (3.8.1 ІЕС 60909-0).
Опори ємностей мережі не враховують, тому що коефіцієнт короткого замикання на землю менше ніж 1,4 (2.3.2 ІЕС 60909-0).
Кт обчислюють за рівнянням (12а) ІЕС 60909-0, тому що умови розподілу навантаги для перевірочної мережі невідомі.
Для обчислення коригувального коефіцієнта повного опору KSi для енергоблока станції S1 припускають, що генератор працює лише в ділянці перезбудження (рисунок 7 ІЕС 60909-1).
У разі отримання від’ємних значень реактивних опорів триобмоткових трансформаторів у системі прямої чи зворотної послідовності ці значення не повинні вважатися опорами ємностей, особливо уразі обчислення за методом еквівалентної частоти (4.3.1.2 с) ІЕС 60909-0). Знак мінус може з'явитися для еквівалентного реактивного опору (див. рисунок 7Ь ІЕС 60909-0) обмотки, розташованої між двома іншими обмотками у разі триобмоткового трансформатора (див. таблицю ЗВ ІЕС 60909-2, наприклад № 6).
За використання методу розраховування частоти 20 Гц або 24 Гц, відповідно, щоб визначити коефіцієнт к в замкненій електромережі застосовують коригувальні коефіцієнти повного опору Ка, Ks і Кт у цій формі (ІЕС 60909-0).
6.2 Перевірочна мережа високої напруги 380 кВ/110 кВ/30 кВ/10 кВ
Топологія й опис мережі
На рисунку 16 зображено топологію трифазної перевірочної мережі змінного струму 50 Гц із шинами від (ї) до® і електроустаткованням. Шини від ф до ® мають бути точками короткого замикання для трифазних коротких замикань, а шини від ® до ® — для коротких замикань між фазою і землею. Є три точки уземлення в частині мережі 110 кВ: трансформатор Т4, енергоблок станції S1 (G1 +Т1) і лінія живлення Q2.
G1 + T1 = S1 — енергоблок станції з перемикачем відгалужень під навантагою.
G2 + Т2 = S2 — енергоблок електростанції без перемикача відгалужень під навантагою.
Мережа 10 кВ з резонансним уземленням, R6 — дугогасильна котушка.
Шини в1дфдо(8)| точки короткого замикання.
Рисунок 16 — Перевірочна мережа високої напруги змінного струму 380 кВ/110 кВ/30 кВ/10 кВ
Опис електроустатковання
Мережні лінії живлення
Q1: UnQ = 380 кВ; /"Qmax = 38 кА (сгаах =1,1); RJXq = 0,1; X(0)Q/XQ = 3;
K(ojq/X(o)q = 0,15.
Q2: UnQ =110 кВ; 4тах = 16 кА (стах =1,1); Rq/Xq = 0,1; X(0)Q/XQ = 3,3;
R(0)q/X(0)q = 0,2.Енергоблоки станції
UrG = 21 кВ; SrS = 150 MBA; xZ = 0,14 в.о.; xdsat = 1,8 в.о.; cos<prG = 0,85;
Re= 0,002 Ом (працює лише в ділянці перезбудження).
UrjHvlUfTLv = 115 кВ/21 кВ; SrT = 150 MBA; ukr = 16 %; uRr = 0,5 %; YNd5 з перемикачем відгалужень під навантагою рт = ± 12 %; Х(0)т/Хт = 0,95; RmTIR-r = 1 >0.
UrG = 10,5 кВ; SrG =100 MBA; pG = ±7,5 %; xd = 0,16 в.о.; xdsat = 2,0 в.о.; cos(prG = 0,9; Rg = 0,005 Ом.
Uthv/Utlv = 120 кВ/10,5 кВ; SrT = 100 MBA; и* = 12 %; uRr = 0,5 %; YNd5 без перемикача відгалужень або з перемикачем відгалужень без навантаги.
Х(о)т/хт = 1.0; R(ojt/rt = 1.0.
Гвнератор
G3: = Ю,5 кВ; SrG = 10 MBA; pG = ±5 % (для обчислення використовують стале значення
l/G = СЛо); xd = 0,1 в.о.; xdsat =1,8 в.о.; cos(prG = 0,8; RG= 0,018 Ом.
Мережні трансформатори
ТЗ = Т4: Триобмоткові мережні трансформатори YNyn,d5 із перемикачем відгалужень під навантагою на стороні високої напруги, рт = ±16 %. Уземлення в нейтральній точці зірки: ТЗ на стороні високої напруги, Т4 на стороні середньої напруги.
t/rTHv = 400 кВ; L/rTMv = 120 кВ; t/rnv = ЗО кВ;
SrTHv = 350 MBA; Sftmv = 350 MBA; SrTLv = 50 MBA;
t4rHvw = 21 %; UtaWLv = 10 %; iAtmvlv = 7 %;
Urthvmv = 0,26 %; L/fvHviv = 0,16 %; i/rfmvlv = 0,16 %;
X(o;tmv/-Xtmvhv = 2,1; R(o)tmv/Rtmvhv =1,0 (див. 2.2).
Т5 = Т6: Триобмоткові мережні трансформатори YNyn,d5 у цьому разі розглядають як дво- обмоткові трансформатори, тобто = Ukthvmv (див. рисунок 16 і 2.2).
Uthv/Utmv =115 кВ/10,5 кВ; SrT = 31,5 MBA; и* = 12 %; ил = 0,5 %.
Асинхронні двигуни
М1: = 10 кВ; РгМ = 5 МВт; собери = 0,88; т|.м = 97,5 %; /цДм = 5; р = 1 (пара полюсів).
М2: Два паралельні двигуни, кожен з Рм = 2 МВт:
= 10 кВ; Рм = 5 МВт; coscp^ = 0,89; Дгм = 96,8 %; = 5,2; p = 2.
Реактори
R1: XR1 = 22 Ом; Rr1 « XR1 (реактор, що обмежує струм короткого замикання).
R6: Дугогасильна котушка для мережі 10 кВ із уземленням через дугогасний реактор.
Мінімальний час затримки
fmin = 0.1 С, для обчислення ц і q.
Таблиця 10 — Повітряні лінії передавання та кабелі
№ |
I |
z^z' |
Z(0) |
Примітки |
KM |
Om/km |
Om/km |
||
L1 |
20 |
0,12+j0,39 |
0,32+j 1,26 |
|
L2 |
10 |
0,12 + J0.39 |
0,32 +j 1,26 |
|
L3(a) |
5 |
0,12+j0,39 |
0,52 + j 1,86 |
На одну схему подвійної лінії |
L3(b) |
5 |
0,12+j0,39 |
0,52+j 1,86 |
|
L4 |
10 |
0,096+J 0,388 |
0,22+j1,10 |
|
L5 |
15 |
0,12+j0,386 |
0,22+j 1,10 |
|
L6 |
1 |
0,082+JO,086 |
— |
Кабель 10 кВ |