Размещено на http://www.allbest.ru/

Міністерство освіти і науки України

Національний Технічний Університет

«Харківський Політехнічний Інститут»

Кафедра «ПЕЕ»

Курсова робота

Розрахунок струмів коротких замикань та релейного захисту електричної мережі 110 кВ

Виконав: студент гр.Е-25а

Рачков О.Л.

Перевірив:

ас. ЗагайноваО.А.

Харків 2008

Введение

Основной причиной возникновения переходных процессов в электрических системах являются короткие замыкания. Установившиеся значения токов КЗ могут превышать номинальные токи в десятки раз. Такие токи опасны для элементов сети, так как в токоведущих частях при этом выделяются большие количества тепла и возникают значительные электродинамические силы. Важно отметить также и то, что значения токов в течение переходного процесса, как правило, изменяются и оказываются еще выше, чем в установившемся режиме КЗ.

Переходные процессы выдвигают целый ряд специфических требований к схемам, режимам и оборудованию электрических систем. Поэтому для правильного выбора токоведущих частей и аппаратов, для выбора токоограничивающих средств, для проектирования и настройки релейной защиты необходимы расчеты как установившихся, так и переходных аварийных режимов при КЗ в электрических сетях.

В данной курсовой работе расчеты переходных процессов выполняются для распределительной электрической сети 110/10 кВ, спроектированной в курсовом проекте по курсу «Электрические сети и системы».

Электрооборудование электрических систем, выбранное в предыдущем КР по расчетным условиям продолжительных рабочих режимов, проверяется по расчетным условиям аварийных режимов при симметричных и несимметричных коротких замыканиях. В результате расчетов аварийных режимов определяются величины токов коротких замыканий, которые затем используются для выбора и проверки оборудования, проектирования релейных защит и заземляющих устройств подстанций.

Для принятия правильных решений расчеты должны быть выполнены с достаточно высокой точностью. Поэтому разделы КР, связанные с расчетами нормальных и аварийных режимов электрической сети, выполнены на ЭВМ с применением разработанных на кафедре математических моделей и программных средств.

1. Исходные данные к работе

Исходными данными к расчетам в курсовой работе является схема сети 110 кВ, (рис. 1.1), данные о нагрузках подстанций, о составе и параметрах основного оборудования (принимаются из курсового проекта по курсу «Электрические системы и сети»)

Рисунок 1.1 - Схема электрической сети 110 кВ

Технические данные турбогенераторов, трансформаторов, параметры воздушных электрических линий для расчетной сети приведены в таблицах 1.1-1.5

Нумерация узлов в таблицах соответствует их нумерации на схеме электрической сети.

Таблица 1.1 Технические характеристики воздушных линий электрической сети

Величина	Б1	А1	А2	23	34	45	Б5	Б6
L, км	28,13	22,5	28,13	19,4	21,25	30	22,5	43,76
Rл, Ом	7,00	5,6	5,57	4,83	5,29	7,47	2,7	10,89
Xл, Ом	12,01	9,6	11,81	8,82	9,07	12,81	9,11	18,68
Bл, См*10-6	73.84	59,85	75,95	51,6	56.53	79,8	63,23	116,4

Таблица 1.2 Основные технические данные трансформаторов ПС 110-35-10 кВ

ПС	Тип трансформатора	Пределы регулиров.	Uн.в, кВ	Uн.с, кВ	Uн.н, кВ	uк.в-с, %	uк.в-н, (uк),%	uк.с-н, %
1	ТМН-6300/110	±9*1,78%	115	-	11	-	10,5	-
2	ТМНТ-6300/110	±9*1,78% 2*2,5	115	38,5	11	10,5	17	6
3	ТМН-6300/110	±9*1,78%	115	-	11	-	10,5	-
4	ТМТН 6300/110	±9*1,78% 2*2,5	115	38,5	11	10,5	17	6
5	ТДН-10000/110	±9*1,78%	115	-	11	-	10,5	-
6	ТДН-16000/110	±9*1,78%	115	-	11	-	10,5	-
ПС	?Pх, кВт	?Pк, кВт	?Qх, квар	Rв (Rт),Ом	Rс, Ом	Rн, Ом	Xв (Xт),Ом	Xc, Ом	Xн, Ом	Gт, 10-6См	Вт, 10-6См
1	11,5	44	50,4	14,7	-	-	22,04	-	131,2	0,87	3,81
2	14	58	75,6	9,7	9,7	9,7	225,7	0	52	1,06	5,72
3	11,5	44	50,4	14,7	-	-	220,4	-	-	0,87	3,81
4	14	58	75,6	9,7	9,7	9,7	225,7	0	131,2	1,06	5,72
5	14	60	70	7,95	-	-	139	-	-	1,06	5,29
6	19	85	112	4,38	-	-	86,7	-	-	1,44	8,47

Таблица 1.3 Основные технические данные автотрансформаторов КЭС 110-330 кВ "A"

Тип трансформатора	Uн.в, кВ	Uн.с, кВ	Uн.н, кВ	uк.в-с,%	uк.в-н,,%	uк.с-н,%
АТДЦТН 125000/330/110	330	115	38,5	10	34	22,5

?Pх, кВт	?Pк, кВт	?Qх, квар	Rв ,Ом	Rс, Ом	Rн, Ом	Xв ,Ом	Xc, Ом	Xн, Ом	Gт, 10-6См	Вт, 10-6См
180	600	1000	0,8	0,8	2	58,5	0	126,6	1,65	9,18

Таблица 1.4 Основные технические данные двухобмоточных повышающих трансформаторов КЭС 110-330 кВ "A"

Тип трансформатора	Uн.в, кВ	Uн.н, кВ	uк., %	?Pх, кВт	?Pк, кВт	?Qх, квар	Rт , Ом	Xв , Ом	Gт, 10-6См	Вт, 10-6См
ТДЦ-200000/110	121	18	10,5	170	550	1000	0,2	7,7	11,61	68,3
ТДЦ-400000/330	347	20	11	365	810	1600	0,6	3,3	3,03	13,29

Таблица 1.5 Основные технические данные турбогенераторов КЭС

Тип	Pн.г. МВт	сosцг	Uном г, кВ	, о.е.	, о.е.	, о.е.	, о.е.	, о.е.
ТВВ-160-2	160	0,85	18	0,221	0,329	2,3	0,269	0,115
ТВВ-300 W	320	0,85	20	0,173	0,258	1,698	0,211	0,09

Таблица 1.6 Расчетные нагрузки электрической сети

Узел	Smax	Smin
1	7,49+j3,58	3,76+j1,86
2	7,28+j3,32	3,28+j1,48
3	9,37+j4,62	2,82+j1,36
4	9,1+j4,15	3,2+j1,43
5	14,04+j6,93	4,23+j2,03
6	13,53+j6,2	6,81+j3,24
А	17+j10,54	7,65+j4,7

2. Выбор расчетных условий

Расчеты аварийных режимов электрической сети в данной работе выполняются для проверки оборудования на действие токов коротких замыканий и выбора релейной защиты трансформаторов одной из подстанций (подстанция Б) и питающей ее ВЛ (линии Б6). Поэтому расчетные условия аварийных режимов - расчетная схема, расчетные режимы сети, места, виды и длительность коротких замыканий - выбираются так, чтобы обеспечить решение этих задач.

Основные рекомендации [1] по выбору расчетных условий заключаются в следующем:

-в принимаемую расчетную схему должны быть введены все элементы, за которыми нужно определить токи КЗ, все источники и все связи между ними,

-в качестве расчетных режимов нужно рассматривать режимы максимальных и минимальных нагрузок,

-точки КЗ должны быть выбраны у мест установки аппаратов релейной защиты и так, чтобы наибольшие токи КЗ проходили по ветвям, в которых проверяется оборудование, автоматика или релейная защита.

С учетом этих рекомендаций для выбора релейной защиты ВЛ в каждом из расчетных режимов выбраны точки КЗ на линии Б6 (узлы 9,6,7), а для выбора защиты трансформаторов и проверки коммутационных аппаратов - на шинах ВН и НН подстанций (узлы 10,6).

Расчетный вид короткого замыкания - для проверки электрических аппаратов на термическую и динамическую стойкость - трехфазное, а для проверки выключателей и выбора релейной защиты - трехфазное в максимальном и минимальном режиме работы электрической сети, для проектирования заземляющих устройств подстанций - однофазные.

Расчетная длительность короткого замыкания выбрана также с учетом цели расчета. Электродинамическая стойкость аппаратов и токопроводов определяется по ударному току (0.01с). Для проверки высоковольтных выключателей по коммутационной способности расчетное время складывается из времени действия быстродействующей релейной защиты и собственного времени отключения .

3. Расчеты нормальных режимов, предшествующих коротким замыканиям

В данной курсовой работе расчеты нормальных режимов, предшествующих коротким замыканиям, необходимы для определения параметров режима генераторов (модулей и углов вектора ЭДС), так как они существенно влияют на величины токов короткого замыкания. Поэтому до расчета токов короткого замыкания выполняется расчет каждого из принятых расчетных режимов - режима максимальных и минимальных нагрузок.

Расчеты установившихся режимов электрической сети в данном разделе КР в соответствии с заданием выполняются на ЭВМ, точность таких расчетов по сравнению с расчетами вручную (в КР по ЭС) выше. Поэтому результаты этих расчетов позволяют также оценить точность расчетов режимов в предыдущей КР, проверить соответствие параметров ее режима требованиям к качеству и экономичности электроснабжения, уточнить выбор средств регулирования напряжения и источников реактивной мощности.

3.1 Подготовка данных

Подготовка данных к расчетам нормальных режимов электрической сети включает:

- составление схемы замещения электрической сети в нормальном режиме, нумерацию узлов схемы,

- расчет электрических параметров элементов сети,

- подготовку файлов исходных данных.

Схема замещения электрической сети, соответствующая принятой расчетной схеме, представлена на рис. 3.1. Для обеспечения требуемой точности результатов расчета и с учетом возможностей применяемой программы все элементы исходной схемы представлены полными схемами замещения (с учетом как продольных R,L, так и поперечных G,C параметров). На схеме представлена также принятая в дальнейших расчетах нумерация узлов сети.

Рисунок 3.1 Исходная схема замещения сети

Файл исходных данных должен содержать данные о сети и параметрах элементов в следующей последовательности [ 3 ]:

первая строка - число узлов N и число ветвей М в схеме замещения электрической сети;

следующие N строк - информация об узлах. Каждая из строк относится к одному узлу и содержит следующие данные: номер узла, номинальное напряжение, мощности нагрузок РH, jQH и генераторов Р, ,jQ, ;

следующие М строк - информация о ветвях сети. Каждая из М строк относится к одной ветви и содержит следующие данные: номера узлов i, j, к которым примыкает ветвь, активные и реактивные продольные сопротивления Rjj ,Xjj, поперечные проводимости Gjj ,Bjj ветви, коэффициент трансформации кт (для ветви с трансформатором).

Необходимые для подготовки файлов данные оформлены в виде таблиц 3.1, 3.2. Здесь N- номер узла (соответствует номеру на схеме)

VNOM- номинальное напряжение узла, кВ

PN,QN- активные и реактивные мощности ветвей, МВт, Мвар

PG,QG- активные и реактивные мощности генераторов, МВт, Мвар

I,J- ветвь между узлами I и J

R - активное сопротивление ветви, Ом

Х- реактивное сопротивление ветви, Ом

Таблица 3.1 Исходные данные нормального режима для годового максимума электрических нагрузок

Число узлов	9
Число ветвей	11
Информация об узлах
N	UNOM	PN	QN	PG	QG
1 2 3 4 5 6 7 8 9	110,00 110,00 110,00 110,00 110,00 110,00 110,00 110,00 110,00	7.49 7.28 9.37 9.10 14.04 13,55 0,00 0,00 0,00	3,58 3,32 4,62 4,15 6,93 6,20 0,00 0,00 0,00	0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 17,00 43,83	0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 10,54 18,26
Информация о ветвях
I	J	R	X	G	B	KT
9	1	7,00	12,01	0,00	79,83	0,00
1	8	5,60	9,60	0,00	59,85	0,00
8	2	5,57	11,81	0,00	75,95	0,00
2	3	4,83	8,28	0,00	51,60	0,00
3	4	5,29	9,07	0,00	56,53	0,00
4	5	7,47	12,81	0,00	79,80	0,00
5	9	2,70	9,11	0,00	62,23	0,00
9	7	5,445	9,34	0,00	58,20	0,00
7	6	5,445	9,34	0,00	58,20	0,00
9	6	10,89	6,94	0,00	43,225	0,00

Таблица 3.2 Исходные данные нормального режима для годового минимума электрических нагрузок

Число узлов	9
Число ветвей	11
Информация об узлах
N	UNOM	PN	QN	PG	QG
1 2 3 4 5 6 7 8 9	110,00 110,00 110,00 110,00 110,00 110,00 110,00 110,00 110,00	3,76 3,28 2,82 3,20 4,23 6,81 0,00 0,00 0,00	1,86 1,48 1.34 1,43 2,03 3,24 0,00 0,00 0,00	0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 7,65 16,45	0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 4,7 6,68

В качестве балансирующего узла в расчетах нормальных режимов принят узел № 9.

3.2 Расчет параметров режимов

Для расчета нормальных режимов используется разработанная на кафедре программа W_MAESTRO [3]. Программа составлена на алгоритмическом языке DELPHI и предназначена для расчетов нормальных установившихся режимов электрических сетей с числом узлов до 50 и числом ветвей до 70 как с приведением, так и без приведения к одной ступени напряжения. Нагрузки в узлах могут быть заданы либо постоянными мощностями, либо постоянными проводимостями, либо сочетанием постоянных мощности и проводимости. Часть узлов может быть задана с фиксированным модулем напряжения и постоянной активной мощностью. В одном из узлов (балансирующем) должен быть задан вектор напряжения по модулю фазе.

В результате работы программы определяются напряжения всех узлов сети по модулю и фазе, реактивные мощности регулируемых узлов, реактивная и активная мощности балансирующего узла, потери в сети, токи, перетоки и потери мощности во всех элементах сети. Решение узловых уравнений в форме баланса мощностей выполняется методом Ньютона. Линеаризованные уравнения на шаге расчета решаются методом Гаусса-Жордана с блочным исключением переменных.

3.2.1 Метод и алгоритм расчета установившегося режима электрической сети

Метод Ньютона является одним из наиболее быстро сходящихся методов решения систем нелинейных алгебраических уравнений. Эффективность его применения для решения узловых уравнений электрических сетей общепризнана [1], поэтому и в разработанной программе он положен в основу алгоритма. В основе алгоритма программы - составление и решение системы узловых уравнений сети в форме баланса мощностей

, (i=1, 2, ... , N), (3.1)

где NI- число ветвей, примыкающих к узлу i, ij перетоки мощности по ветвям; N= n-1, где n - число узлов сети. При заданных мощностях HI, ГI во всех узлах и вектора напряжения БУ балансирующего узла система (3.1) содержит N уравнений относительно N неизвестных напряжений в узлах сети.

Для реализации вычислений в вещественных числах от уравнений (3.1) целесообразно перейти к эквивалентной системе 2N уравнений баланса активных и реактивных мощностей в узлах сети



(3.2)

Традиционной схемой решения системы нелинейных алгебраических уравнений n-го порядка

fI (x1,x2,...,xn)=0 , i=1,2,...,n (3.3 )

методом Ньютона предусматривается выполнение следующих шагов.

1. Задание вектора начальных приближений [] к решению системы уравнений (3.3) и точности Eps, с которой нужно получить решение.

2. Определение "невязок" уравнений при подстановке начального [] или последующих [] приближений в уравнения (3.3)

(3.4)

3. Формирование линеаризованной системы уравнений в окрестности очередного приближения []. Раскладывая каждое из уравнений (3.3) в окрестности вектора в ряд Тейлора и ограничиваясь членами нулевого и первого порядков разложения

,

получим систему линейных уравнений

(3.5)

где [df/dx] - матрица Якоби, - вектор невязок итерации k; -вектор поправок к решению на К-й итерации.

4. Решение линеаризованной системы уравнений (3.5) относительно вектора и определение нового приближения

=+ . (3.6)

5. Проверка условий окончания итерационного процесса и контроль сходимости. Признаком окончания итерационного процесса может служить малость всех поправок или невязок на шаге расчета. Если все или меньше заданной величины Eps, расчет заканчивается. В противном случае расчет повторяется, начиная с п.2.

В узловых уравнениях (3.2) "невязками" являются небалансы активной и реактивной мощности , в узлах сети, а неизвестными величинами, которые должны быть определены в результате решения этих уравнений - модули и углы векторов напряжений U. Линеаризованная система уравнений вида (3.5), соответствующая уравнениям (3.2), содержит частные производные от небалансов активной и реактивной мощности в узлах сети по модулям и углам узловых напряжений

; ; ; (i, j = 1,2,...,n) ,

поправки , и может быть записана в виде :

(3.7)

В системе (3.7) уравнения баланса активных и реактивных мощностей записаны попарно для всех n узлов сети.

Диагональные элементы матрицы Якоби получаются как частные производные от небалансов , в узле i по модулю и углу вектора напряжения в этом узле UI:

а недиагональные элементы матрицы Якоби - это частные производные от небалансов , в узле i по модулю и углу вектора напряжения UI в узле j, примыкающем к узлу i:

(3.9)

При записи системы линеаризованных уравнений на шаге расчета в форме (3.7) все узлы (регулируемые {NPU} и нерегулируемые {NPQ}) и связи между ними представлены блоками второго порядка 2х2, алгоритм решения узловых уравнений с матрицей, состоящей из унифицированных блоков, упрощается за счет того, что отпадает необходимость учитывать различия между регулируемыми и нерегулируемыми узлами.

3.2.2 Результаты расчетов нормальных режимов

С использованием данных, представленных в таблицах 3.3, 3.4, подготовлены входные файлы для программы MAESTRO и выполнены расчеты максимального и минимального режимов. Для получения в узлах сети уровней напряжений, соответствующих требованиям ГОСТ [ 7 ], в расчетах варьировались: напряжение балансирующего узла, распределение суммарной нагрузки между источниками (генерирующими узлами 8, 9), реактивные мощности источников.

По результатам расчета видно, что требуемые уровни напряжений в сети обеспечиваются при условии, если напряжение балансирующего узла (узел 9) в максимальном режиме поддерживается равным 110.0 кВ, а в минимальном - 110.0 кВ. При этом узловые напряжения в остальных узлах изменяются от 107,443 кВ до 110 кВ в максимальном режиме и от 108,62 кВ до 110,091 кВ в минимальном режиме, загрузка генераторов по реактивной мощности такова, что они работают в режиме выдачи реактивной мощности и с cos ц, близким к номинальному, установка дополнительных ИРМ не требуется.

Отклонения напряжения в узлах сети не выходят за допустимые пределы, токовые нагрузки для всех элементов сети допустимы, суммарные потери мощности в сети составляют 1,9 %.

Можно также отметить, что расчеты режимов на ЭВМ по сравнению с расчетами вручную, выполненными при проектировании сети, требуют меньших затрат времени и являются более точными. Применение алгоритма, основанного на методе Ньютона, к расчетам режимов электрических сетей показывает его эффективность и быструю сходимость (3-4 итерации).

4. Расчеты электромагнитных переходных процессов при симметричных коротких замыканиях

Трехфазные КЗ являются наиболее тяжелым видом повреждений. Токи при КЗ могут превышать номинальные значения в десятки раз. При КЗ параметры сети изменяются практически мгновенно, однако переход к установившемуся режиму КЗ происходит в течение определенного промежутка времени, который и является переходным. При трехфазных КЗ симметрия параметров сети и параметров режима сохраняется, поэтому расчеты, как и в нормальных режимах, выполняются на одну фазу.

Расчеты токов КЗ в соответствии с заданием на КР выполняются для выбора релейной защиты ВЛ 96 и трансформаторов тупиковой ПС 6. Для этого нужно выполнить расчеты токов КЗ в достаточно большом числе узлов (узлы 9, 7, 6, 10) и для двух расчетных режимов. Поэтому расчеты выполняются с применением программы W_TKЗ [ 3 ].

4.1 Подготовка данных к расчетам

Подготовка данных для программы W_TKЗ включает составление схемы замещения, расчет параметров элементов и подготовку файлов исходных данных.

Схема замещения для расчета симметричных КЗ приведена на рисунке 4.1.

В расчетную схему введены все источники, все связи между ними и элементы, по которым нужно определить токи коротких замыканий.

Схема замещения, представленная на рис 4.1, отличается от схемы для расчета нормальных режимов только наличием сопротивлений и ЭДС источников (узлы 8, 9). ЭДС источников определяются программой, а сопротивления должны быть заданы в качестве исходных данных.



Рисунок 4.1 Схема замещения для расчета симметричных КЗ

Сопротивление источника в узле 8 (электростанция А). На электростанции А установлены блоки генератор-трансформатор, поэтому нужно определить эквивалентное сопротивление блока

Ом Ом (табл.1.4)

Ом

Сопротивление источника в узле 9 (система) определяется по заданному току КЗ в узле 9 со стороны системы Iкз = 25 кА Uн = 110 кВ

= 2.54 Ом

Все данные, необходимые для подготовки файла исходных данных для расчета трехфазных КЗ приведены в таблицах 4.1 и 4.2. От данных для расчета нормальных режимов они отличаются только тем, что добавлены сопротивления источников, а мощности генераторов взяты по результатам расчетов нормальных режимов (таблицы 3.3 и 3.4).

Таблица 4.1 - Исходные данные расчета трехфазных КЗ в максимальном режиме

Число узлов	10
Число ветвей	12
Информация об узлах
N	VNOM	PN	QN	PG	QG	RG	XG
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10	110,00 110,00 110,00 110,00 110,00 110,00 110,00 110,00 110,00 110,00	7,86 20,63 15,12 11,9 13,68 00,00 0,00 0,00 0 18,6	3,84 10,17 7,64 6,69 7,64 00,00 0,00 0,00 0 7,3	0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 35,6 53,25 0	0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 22,1 15,99 0	0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0	0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 3,84 2,54 0
Информация о ветвях
I	J	R	X	G	B	kt
8	1	6,19	13,125	0,00	84,375	0,00
1	2	7,32	12,54	0,00	78,14	0,00
2	3	4,98	8,54	0,00	53,2	0,00
3	8	14,23	30,19	0,00	194	0,00
8	5	3,96	8,4	0,00	54	0,00
5	4	6,23	10,68	0,00	66,5	0,00
4	9	7,78	13,3	0,00	83,125	0,00
3	9	5,32	11,29	0,00	72,58	0,00
9	6	8,09	13,88	0,00	86,45	0,00
9	7	4,045	6,94	0,00	43,225	0,00
7	6	4,045	6,94	0	43,225	0,00
6	10	2,19	43,35	0	16,94	0

Таблица 4.2 Исходные данные расчета трехфазных КЗ в минимальном режиме.

Число узлов	10
Число ветвей	11
Информация об узлах
N	VNOM	PN	QN	PG	QG	RG	XG
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10	110,00 110,00 110,00 110,00 110,00 110,00 110,00 110,00 110,00 110,00	3,93 11,37 9,06 2,92 4,8 0,00 0,00 0,00 0,00 9,3	1,92 5,25 4,28 1,58 2,56 0,00 0,00 0,00 0,00 3,65	0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 20,12 21,54 0,00	0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 4,44 7,77 0,00	0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00	0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 3,84 2,54 0,00

4.2 Алгоритм расчета аварийных режимов при трехфазных КЗ

В основу алгоритма, реализованного в программе , положены следующие обычно принимаемые допущения: сохранение симметрии системы, отказ от учета качаний и АРВ генераторов, отказ от учета насыщения магнитных систем элементов сети, приближенный учет нагрузок. В зависимости от стадии переходного процесса, нагрузку можно представить либо некоторым постоянным сопротивлением либо постоянной ЭДС за сопротивлением ;

При принятых допущениях все элементы электрической сети становятся линейными, поэтому в качестве математической модели сети можно использовать узловые уравнения в форме баланса токов:

(4.1)

где , - собственные и взаимные проводимости узлов, элементы матрицы узловых проводимостей [y];.

Вектор-столбец заданных величин содержит в строках, соответствующих нагрузочным узлам, нули , а в строках, соответствующих узлам с генераторами, .

При трехфазном коротком замыкании в одном из узлов сети напряжение соответствующего узла становится равным нулю, количество неизвестных и уравнений (4.1) уменьшается на единицу. Система из (n-2) линейных узловых уравнений:

, (4.2)

решение которой дает значения неизвестных напряжений в узлах сети при коротких замыканиях, является математической моделью электрической сети в аварийном режиме при принятых упрощениях. Уравнения (4.2), соответствующие коротким замыканиям в различных узлах сети, получаются из (4.1) вычеркиванием столбца и строки из матрицы, соответствующих узлу короткого замыкания:

(4.3)

Выполнив перемножение матриц в левой части, получим систему 2(n-2) уравнений с вещественными коэффициентами относительно активных и реактивных составляющих узловых напряжений:

(4.4)

В программе W_ТКЗ узловые уравнения (4.4) формируются в виде:

, (4.5)

т.е. попарно для активных и реактивных составляющих токов каждого узла. При этом элементами матрицы являются блоки второго порядка 2х2, и для решения узловых уравнений с матрицей, состоящей из унифицированных блоков, применяется та же процедура, что и на шаге расчета нормального режима.

4.3 Расчет электромагнитного переходного процесса, сверхпереходных, ударных и установившихся токов при трехфазных КЗ

Расчеты токов КЗ выполнены в соответствии с принятыми расчетными условиями для всех расчетных точек (узлы 8, 7, 6, 10 ) в максимальном и минимальном режимах. Результаты расчетов представлены в табл. 4.3, 4.4. Для сокращения объемов таблиц в них приведена только та часть из выходных файлов, которая содержит результаты, относящиеся к генерирующим узлам, узлам КЗ и узлам, непосредственно связанным с точкой КЗ. Результаты расчетов показывают, что периодическая составляющая тока КЗ в сверхпереходном режиме во всех расчетных точках не превышает отключающей способности установленных выключателей в сети 110 кВ. Наибольших значений токи достигают при КЗ в узле 9 и в максимальном режиме составляют 27,965кА и 27,936 кА в минимальном режиме. Для проверки сети на механические воздействия выполняется расчет сверхпереходного ударного тока :



кА

кА

5. Расчеты электромагнитных переходных процессов при несимметричных КЗ

Расчеты несимметричных аварийных режимов в данной КР необходимы для проверки элементов сети по токам короткого замыкания и выбора релейной защиты заданных элементов сети (линии 86 и трансформаторов ПС 8). Расчеты выполняются методом симметричных составляющих с применением программы W_TKZ [ 3 ].

5.1 Подготовка данных к расчетам

Для расчета коротких замыканий с применением программы W-TKZ необходимо:

1. Составить схемы замещения прямой, обратной и нулевой последовательностей и выполнить расчет параметров элементов схем (продольные сопротивления и поперечные проводимости элементов в схемах замещений прямой, обратной и нулевой последовательностей).

2. Пронумеровать узлы схем замещения прямой, обратной и нулевой последовательностей: сначала пронумеровать схему замещения нулевой последовательности, затем присвоить соответствующим узлам в схемах прямой и обратной последовательностей те же номера, что и в схемах нулевой последовательности, после чего пронумеровать все оставшиеся узлы. При этом в каждой из трех схем нумерация узлов будет упорядоченной, а соответствующие узлы схем будут иметь одинаковые номера.

3. Подготовить данные для файлов исходных данных для программы

Схема замещения прямой последовательности не отличается от схемы замещения, составляемой при вычислении токов трехфазных коротких замыканий (рис. 4.1 ).

Схема замещения обратной последовательности (рис. 5.1) по структуре аналогична схеме прямой последовательности, поскольку пути циркуляции токов обратной последовательности те же, что и токов прямой последовательности. Различие между ними состоит лишь в том, что отличаются сопротивления генераторов и узлов нагрузки для токов обратной последовательности и ЭДС всех генерирующих ветвей в схеме обратной последовательности принимаются равными нулю.

Рисунок 5.1. Схема замещения обратной последовательности

Схема нулевой последовательности отличается от схем прямой и обратной последовательностей, так как токи нулевой последовательности протекают по путям, отличным от путей протекания токов трехфазного КЗ. Токи нулевой последовательности протекают по трем фазам и возвращаются через землю. При соединении обмоток трансформатора Y/? вся сеть, присоединенная со стороны треугольника, не входит в схему нулевой последовательности, так как наведенный в треугольнике ток нулевой последовательности не выходит за его пределы. Также сопротивление, через которое заземлена нейтраль трансформатора, генератора, нагрузки, должно быть введено в схему нулевой последовательности утроенной величиной.

Рисунок 5.2. Схема замещения нулевой последовательности

В схеме замещения прямой последовательности ток прямой последовательности

обусловлен разностью между ЭДС генераторов E3(t) и напряжением IV прямой последовательности в точке КЗ. В схемах замещения обратной и нулевой последовательностей симметричные составляющие токов обратной и нулевой последовательностей обусловлены возникающими в точке КЗ напряжениями соответственно обратной и нулевой последовательностей:



Расчет параметров схемы замещения обратной последовательности.

Сопротивления генераторов для токов обратной последовательности определяются по каталожным данным [ 4 ] и приводятся к ступени 110 кВ:

Сопротивления нагрузок принимаются в 3,5 раза больше от сопротивлений прямой последовательности и вычисляются программой.

Расчет параметров элементов схемы нулевой последовательности.

Ом

Ом (табл.1.4)

Ом

= 2.54Ом

Iкз = 25 кА Uн = 110 кВ

Все данные о схемах прямой, обратной и нулевой последовательностей, необходимые для подготовки файла исходных данных, представлены в табл. 5.1

Таблица 5.1 Исходные данные расчета однофазных КЗ в максимальном режиме.

Число узлов	10
Число ветвей	12
Информация об узлах схемы прямой последовательности
N	VNOM	PN	QN	PG	QG	RG	XG
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10	110,00 110,00 110,00 110,00 110,00 110,00 110,00 110,00 110,00 110,00	7,86 20,63 15,12 11,9 13,68 00,00 0,00 0,00 0 18,6	3,84 10,17 7,64 6,69 7,64 00,00 0,00 0,00 0 7,3	0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 35,6 53,25 0,00	0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 22,1 15,99 0,00	0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00	0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 3,84 2.54 0,00

Информация о ветвях схемы прямой последовательности
i	j	r	x	g	b	kt
8	1	6,19	13,125	0,00	84,375	0,00
1	2	7,32	12,54	0,00	78,14	0,00
2	3	4,98	8,54	0,00	53,2	0,00
3	8	14,23	30,19	0,00	194	0,00
8	5	3,96	8,4	0,00	54	0,00
5	4	6,23	10,68	0,00	66,5	0,00
4	9	7,78	13,3	0,00	83,125	0,00
3	9	5,32	11,29	0,00	72,58	0,00
9	6	8,09	13,88	0,00	86,45	0,00
9	7	4,045	6,94	0,00	43,225	0,00
7	6	4,045	6,94	0,00	43,225	0,00
Данные об элементах схем обратной и нулевой последовательностей
N	XG2	VNOM	XT
1	0,00	110,00	110.2
2	0,00	110,00	43,35
3	0,00	110,00	69,5
4	0,00	110,00	71,1
5	0,00	110,00	44,45
6	0,00	110,00	43.35
7	0,00	110,00	0
8	4.35	110,00	6.10
9	2.54	110,00	2.54
I	J	R	X	G	B
8	1	6,19	45,94	0,00	84,375
1	2	7,32	43,89	0,00	78,14
2	3	4,98	29,89	0,00	53,2
3	8	14,23	105,66	0,00	194
8	5	3,96	29,4	0,00	54
5	4	6.23	37,38	0,00	66,5
4	9	7,78	46,55	0,00	83,125
3	9	5,32	39,52	0,00	72,58
9	6	8,09	48,58	0,00	86,45
9	7	4,045	24,29	0,00	43,225
7	6	4,045	24,29	0,00	43.225

В файл исходных данных (W-TKZl.dat) данные о сети и параметрах элементов вводятся в следующей последовательности [ 3 ]:

- первая строка - число узлов N1 и число ветвей М1 в схеме замещения прямой последовательности;

- следующие N1 строк - информация об узлах схемы замещения прямой последовательности. Каждая из срок относится к одному узлу и содержит номер узла, напряжение, активную и реактивную мощности нагрузок Pni, Qui и генераторов Pri, Qri в узле, активное и реактивное сопротивление генераторов Rri, Xri.

- следующие Ml строк - информация о ветвях схемы замещения прямой последовательности. Каждая из Ml строк относится к одной ветви и содержит: номера узлов i, j, к которым примыкает ветвь, активные, реактивные продольные сопротивления Rij, Xij и поперечные проводимости Gij, Bij ветви, коэффициент трансформации Кт. При расчетах несимметричных КЗ кроме данных о схеме прямой последовательности, должны быть подготовлены данные о схеме обратной и нулевой последовательностей:

- данные о сопротивлениях генераторов в схеме замещения обратной последовательности - N1 строк, в каждой из которых записан номер узла и реактивные сопротивления Хn генератора,

- число узлов N0 и ветвей М0 в схеме замещения нулевой последовательности; - информация об узлах схемы замещения нулевой последовательности;

- информация о ветвях схемы замещения нулевой последовательности.

Каждая из М0 строк содержит номера узлов i, j которым присоединена ветвь, продольные активные и реактивные сопротивления Rij, Xij и поперечные активные и реактивные проводимости Gij, Xij ветвей. Исходные данные к расчетам однофазных КЗ представлены в таблице 5.1

5.2 Алгоритм расчета несимметричных КЗ

Алгоритм, реализованный в программе W_TKZ, основан на том, что при однократном несимметричном повреждении трехфазную симметричную сеть можно представить состоящей из трех независимых частей - схем прямой, обратной и нулевой последовательностей, связанных между собой лишь граничными условиями в точке КЗ, и, в соответствии с правилом Н.Н. Щедрина [2], расчет несимметричного короткого замыкания сводится к расчету трехфазного КЗ в точке, удаленной от действительной точки короткого замыкания на дополнительное сопротивление Z(N), которое для каждого вида короткого замыкания определяется эквивалентными сопротивлениями обратной и нулевой последовательностей относительно рассматриваемой точки схемы.

Поэтому одним из элементов расчета несимметричных КЗ является определение эквивалентных сопротивлений схем обратной и нулевой последовательности. В программе их определение выполняется на основе узловых уравнений соответствующей схемы. Узловые уравнения для схемы замещения, например, обратной последовательности, имеют вид:

где n - число узлов в схеме замещения обратной последовательности, к - номер узла КЗ. Их особенностью является то, что при однократном несимметричном повреждении (несимметричном КЗ в одной точке) напряжения и являются единственным "источником", определяющим ток соответственно и .

Обратив матрицу узловых проводимостей и разрешив относительно напряжений, получим уравнения:

из которых следует, что собственное сопротивления Zkk(2) узла к в матрице [Z] численно равно эквивалентному сопротивлению Zk(2) схемы замещения обратной последовательности.

Соотношения, аналогичные приведенным выше, можно получить и для схемы нулевой последовательности. Поэтому все сказанное о схеме обратной последовательности полностью относится и к схеме нулевой последовательности.

Найденные значения Zk(2) и Zk(0) включаются в схему замещения прямой последовательности в узел КЗ и, в соответствии с правилом Щедрина Н.Н., расчет несимметричного КЗ сводится к расчету трехфазного КЗ, удаленного от действительной точки КЗ за дополнительное сопротивление.

Таким образом, при разложении на симметричные составляющие расчет одной трехфазной схемы заменяется расчетом трех однофазных, причем большая часть расчетов по каждой из трех схем выполняется независимо от двух других. Лишь определение симметричных составляющих токов и напряжений в точке КЗ выполняется с учетом параметров всех трех схем в соответствии с видом повреждения. Расчет распределения симметричных составляющих токов и напряжений снова выполняется для каждой из схем в отдельности. А токи и напряжения фаз определяются суммированием симметричных составляющих соответствующих ветвей трех схем.

Расчет каждой из схем аналогичен расчетам при симметричных повреждениях, поэтому их программная реализация выполнена теми же процедурами, что и при трехфазных КЗ. т.к. при несимметричных КЗ соответствующие вычисления (расчет проводимостей элементов сети, формирование матриц Y. определение эквивалентных сопротивлений) выполняется для трех схем -прямой, обратной и нулевой последовательностей.

5.3 Расчеты симметричных составляющих и фазных токов и напряжений

короткий замыкание ток напряжение

Расчеты однофазных КЗ выполнены также для всех принятых расчетных точек (узлы 9, 7, 6). Полученные результаты (также в сокращенном объеме) представлены в табл. 5.3.

В результате расчета однофазного КЗ видим, что наибольший ток КЗ будет при КЗ в узле 9 и равен 9.277 кА для максимального режима и минимального режима.

Результаты расчётов показывают, что при однофазном коротком замыкании в узле 9 токи КЗ, с точки зрения отключающей способности высоковольтных выключателей на 110 кВ, не превышают значений, допустимых для выключателей данного напряжения (допустимая величина тока однофазного короткого замыкания составляет 31,5 кА).

5.4 Построение векторных диаграмм

Для построения векторных диаграмм задаются масштабы токов и напряжений

мu =

мi =

6. Выбор и расчет релейной защиты

При проектировании и эксплуатации любой электроэнергетической системы приходится считаться с возможностью возникновения в ней повреждений и ненормальных режимов работы. Наиболее распространенными и в то же время наиболее опасными видами таких повреждений являются короткие замыкания.

Повреждения и ненормальные режимы работы могут привести к возникновению в системе аварий. Основным назначением релейной защиты является автоматическое отключение поврежденного элемента от остальной, неповрежденной части системы с помощью выключателей. Таким образом, она является одним из противоаварийных видов автоматики систем. Важность этого вида автоматики определяется тем, что через нее вообще невозможна бесперебойная работа электроэнергетических установок. Некоторые виды повреждений, например однофазные короткие замыкания в сетях с изолированной нейтралью, непосредственно не нарушают работу системы. В таких случаях допускают действие защиты только на сигнал.

Вторым назначением релейной защиты является то, что она должна реагировать на опасные ненормальные режимы работы элементов, в зависимости от их вида и условий эксплуатации установки.

Основные требования к релейной защите: селективность, быстродействие, чувствительность и надежность.

6.1 Требования к выполнению защит

Сети 110-220кВ работают с глухозаземленными нейтралями. Поэтому защиты таких сетей должны выполняться как от многофазных так и от однофазных коротких замыканий. Многоступенчатые дистанционные защиты с разными характеристиками органов сопротивления и направленные токовые защиты нулевой последовательности. Для линий 110кВ и выше дополнительно должны устанавливаться токовые ненаправленные отсечки от многофазных КЗ. На подстанциях должны быть предусмотрены устройства резервирования при отказе выключателей (УРОВ).

На подстанциях рекомендуется предусматривать следующие виды автоматики:

- устройства АПВ с пуском от цепей «несоответствия» - на выключателях высшего (при наличии питания трансформатора со стороны среднего напряжения) и среднего напряжений трехобмоточных трансформаторов;

- устройство АПВ с пуском от защиты - на выключателях со стороны низкого напряжения двухобмоточных и трехобмоточных трансформаторов;

- устройства АВР - на секционных выключателях со стороны низшего напряжения.

Для понижающих подстанций 110-220кВ рекомендуются следующие защиты:

- дифференциальная токовая защита;

- газовые защиты трансформатора и его устройства РПН;

- быстродействующая токовая отсечка;

- максимальные токовые защиты с комбинированным пуском напряжения от внешних многофазных КЗ;

- токовая защита нулевой последовательности от замыканий на землю (ЗНЗ) на стороне высшего напряжения (только в схемах защит трехобмоточных трансформаторов с двухсторонним питанием);

- максимальная токовая защита от перегрузки.

6.2 Выбор защит

Для воздушных линий 110кВ выбираются следующие защиты:

-Дифференциальная фазная высокочастотная защита (ДФЗ) - основная быстродействующая защита от всех повреждений на линии;

-Токовая отсечка - основная защита от многофазных КЗ;

-Многоступенчатая токовая направленная защита нулевой последовательности (ТНЗНП) - основная и резервная защита от КЗ на землю;

-Многоступенчатая дистанционная защита (ДЗ) с блокировками при качаниях (БК) и неисправностях цепей напряжения (БН) - основная и резервная защита от КЗ на защищаемой линии и смежных установках.

Прием и передача команд телеускорения резервных защит при КЗ на линии выполняются на аппаратуре АНКА-АВПА.

Для трансформатора подстанции №8 выбираются следующие защиты:

-Дифференциальная токовая защита - основанная быстродействующая защита от КЗ между фазами, однофазных КЗ на землю и замыканий витков одной фазы;

-Газовая защита трансформатора (ГЗ) - основная защита трансформатора с масляным наполнением от всех видов внутренних повреждений, сопровождающихся выделением газа, ускоренным перетеканием масла из бака в расширитель, а также от утечки масла из бака трансформатора;

-Газовая защита устройства РПН (ГЗ РПН) - то же, но для бака устройства РПН;

-Токовая отсечка (БТО) - основная быстродействующая защита от междуфазных КЗ на стороне высшего напряжения;

-Максимальная токовая защита на стороне высшего напряжения (МТЗ ВН) - резервная защита от повреждений в трансформаторе и от сверхтоков при внешних КЗ;

-Максимальная токовая защита на стороне низшего напряжения (МТЗ НН) - резервная защита от КЗ на шинах низшего напряжения и для резервирования отключений КЗ на элементах, присоединенных к этим шинам;

-Защита от перегрузки.

6.3 Расчет защит

Расчеты по выбору защиты выполняются для отдельных защит:

-Токовая отсечка линии с односторонним питанием;

-МТЗ трансформатора.

Таблица 6.1 - Исходные данные для расчетов релейных защит

№ П/П	Наименование электроустановки	Место и точка КЗ	Обозначения и величины
			I(3)макс, кА	I(1)макс, кА	I(3)мин, кА
1	Линия Б - 6 110кВ	Начало, К1(Узел9)	27,965	27,831	27,936
		Середина, К2(Узел7)	7,21	5,634	7,224
		Конец, К3(Узел6)	5,729	5,205	5,736
2	Подстанция 110/10кВ	Сторона НН, К4	1,193	-	1,193
3			Хс макс, Ом	Хос, Ом	Хс мин, Ом
	Узел9	К1	2,275	2,3	2,277
	Узел6	К3	9,168	16,623	9,196

6.4 Токовая отсечка линии с односторонним питанием

Максимальные фазные отсечки без выдержки времени (отсечки мгновенного действия) по условиям селективности не должны действовать за пределами защищаемых линий при любых видах КЗ и при любых режимах работы системы. Для этого ток срабатывания указанных защит (IСЗ) должен быть отстроен, т.е. больше расчетного тока (Iрасч) - максимального тока в линии при КЗ любого вида в ее конце и максимальном режиме работы системы, а также бросков токов намагничивания силовых трансформаторов, подключенных к линии:

где kн - коэффициент надежности, учитывающий погрешность в расчете токов КЗ и погрешность в токе срабатывания реле;

Iрасч - расчетный ток в месте установки защиты, принимается наибольший из следующих токов: Iґґ(3)макс - сверхпереходный ток при трехфазном КЗ в конце защищаемой линии в трехфазном режиме; Iґґ(1)макс - то же, но однофазного КЗ на землю; Iнам - суммарный бросок тока намагничивания трансформаторов, установленных на приемной подстанции.

Зоны действия токовой отсечки определяются при минимальных токах в линии, имеющих место при двухфазных КЗ и минимальном режиме работы сети.

Сопротивление системы для токов прямой последовательности в максимальном режиме: Хсмакс=2,275 Ом, сопротивление системы для токов нулевой последовательности в максимальном режиме: Хос=2,3 Ом, сопротивление системы для токов прямой последовательности в минимальном режиме Хсмин=2,277Ом.

Бросок тока намагничивания определяется по суммарному току трансформатора ПС:

Из расчетов токов КЗ известно:

Iґґ(3)макс=5,729 кА;

Поскольку Хос>Хмакс, то Iґґ(3)макс> Iґґ(1)макс. Расчетным является максимальный ток в линии при КЗ на шинах приемной подстанции:

Зоны действия токовой отсечки линии можно определить графическим и аналитическим методами. Графически, для определения максимальной зоны действия отсечки вычисляются максимальные токи при трехфазном КЗ в нескольких точках линии. По вычисленным токам строятся кривые токов КЗ в линии от ее длины. По точкам пересечения прямой, соответствующей току срабатывания отсечки, с этими кривыми определяются зоны действия отсечки.

Аналитически, зоны действия отсечки определяются из условия равенства тока при КЗ на линии в конце зоны действия отсечки току срабатывания отсечки.

Максимальная зона действия отсечки в максимальном режиме при трехфазном коротком замыкании:

Максимальная зона действия отсечки при двухфазном КЗ в минимальном режиме системы:

Если токовая отсечка защищает 15-20% линии, то применение ее эффективно. Токовая отсечка может улучшить характеристику срабатывания защиты по времени.

6.5 МТЗ трансформатора

Рассматриваются максимальные токовые защиты, устанавливаемые на высшем напряжении и низшем напряжении для трансформатора.

Для выбора установок МТЗ необходимо рассчитать токи КЗ в максимальном режиме (отстройка защиты по требованию селективности) и минимальном режиме (проверка чувствительности защиты). Расчетные токи КЗ: к3 - на высшем напряжении трансформатора; к4 - на низшем напряжении.

Из предыдущих расчетов известны:

- токи на стороне ВН:

- токи на стороне НН:

Номинальный ток трансформатора на стороне НН:

Рассчитывается ток срабатывания МТЗ НН. Условие срабатывания защиты после отключения внешнего КЗ с учетом того, что в некоторых режимах трансформатор может быть нагружен до 1,3Iном (при отсутствии второго трансформатора, находящегося в ремонте):

где кп - коэффициент перегрузки;

ксзп - коэффициент самозапуска двигателей;

кв - коэффициент возврата защиты.

Условие несрабатывания защиты во время действия АВР на стороне НН:



Выбираем IсзНН=1147А.

Чувствительность защиты в минимальном режиме системы к трехфазным КЗ в точке к4:

Рассчитывается ток срабатывания МТЗ ВН по условию несрабатывания защиты после отключения внешнего КЗ с учетом предвключенной нагрузки на другой секции НН:

Принимаем Iс.з.ВН=158А.

Встроенные в силовой трансформатор трансформаторы тока типа ТВТ=110 имеют коэффициенты трансформации пт=300/5. тогда ток срабатывания реле:

где ксх - коэффициент схемы соединения трансформаторов тока на стороне ВН, для «треугольника» он равен .

Проверяется чувствительность защиты в основной зоне (режим раздельной работы трансформаторов). При двухфазном КЗ за трансформатором (точка к4) расчетный ток в реле:



Коэффициент чувствительности:

Если кч>1,5, то МТЗ выполняется с пуском по напряжению и определением тока срабатывания по условию отстройки от номинального тока трансформатора:

Уставка срабатывания реле минимального напряжения выбирается исходя из возврата после отключения внешнего КЗ и отстройки от остаточного напряжения самозапуска после действия АПВ и АВР. На практике принимается 60В (вторичных).

При двухфазном КЗ на вводах 110кВ (точка к3) расчетный ток в реле по схеме с двумя реле равен:

Коэффициент чувствительности:

Выдержки времени МТЗ выбираются из условий селективности на ступень выше наибольшей выдержки времени предыдущей защиты:

где tмтзСВ - выдержка времени МТЗ секционного выключателя, равна 1,4с;

Дt=0,5с - ступень селективности.

6.6 Защита трансформатора от перегрузки

На трансформаторах, находящихся под наблюдением оперативного персонала, релейная защита от перегрузки выполняется действующей на сигнал посредтвом одного токового реле. Для отстройки от кратковременных перегрузок принимается реле времени, рассчитанное на длительное прохождение номинального тока трансформатора:

Время действия защиты выбирается равным:

Заключение

В данной курсовой работе были произведены расчеты нормального режима при максимуме и минимуме нагрузки, а также расчеты трехфазных и однофазных кз в электрической сети 110кВ. В результате расчетов были получены следующие результаты:

1. установившийся режим, предшествующий короткому замыканию.

Из расчета нормального режим видно, что отклонение напряжений в узлах находится в допустимых пределах, т.е. ±5% от номинального.

2. расчеты трехфазного и однофазного короткого замыкания.

Из расчетов трехфазного и однофазного короткого замыкания видно, что значения токов коротких замыканий не превышают отключающей способности выключателей.

3. выбор и расчет релейной защиты.

Для линии с односторонним питанием была выбрана и рассчитана токовая отсечка.

Для трансформатора была выбрана и рассчитана МТЗ, а также защита трансформатора от перегрузки.

Список использованных источников

1. Идельчик В.И. Расчеты и оптимизация режимов электрических систем; Энергоатомиздат; 1998; 288с.

2. Ульянов С.А. Электромагнитные переходные процессы в электрических системах.- М.,Энергия, 1987. 520 с.

3. Веприк Ю.Н. Комплекс программ для моделирования и диагностики режимов электрических систем.

4. Справочник по проектированию электроэнергетических систем./В.В. Ершевич, А.Н. Зейлигер, Г.А. Илларионов и др. Под ред. С.С. Рокотяна и И.М. Шапиро. - М.: Энергоатомиздат, 1985. - 352 с.

5. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть станций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектировани.-М.: Энергоатомиздат,1989, -463 с.

6. Рук Указания по расчету токов короткого замыкания и выбору электрооборудования/ Под ред. Б.Н. Неклепаева. - М.: Изд-во НЦ ЭНАС. - 152 с.

7. ГОСТ 13109-97. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения. Киев. ГОССТАНДАРТ УКРАИНЫ. 1999.

Размещено на Allbest.ru