Расчет аварийных процессов в линии электропередачи Катраси — ТЭЦ-3

Чувашский государственный университет им. И.Н. Ульянова

Кафедра ТОЭ

КУРСОВАЯ РАБОТА

Дисциплина: Основы проектирования релейной защиты

Расчет аварийных процессов в линии электропередачи Катраси — ТЭЦ-3

Выполнил: Смирнов А.Г.

Студент гр. ээ-22−00

Проверил: Ефремов В.А.

Чебоксары 2003 г.

Задание

Энергосистема: Чувашэнерго;

Сетевой район: Северные сети;

Подстанция: Катраси 110/10кВ

Линия: ВЛ-110кВ Катраси-ТЭЦ-3

Общая протяженность 43,3 км

Структурная схема ЛЭП Катраси 38,90 ТЭЦ-3

Основная линия № 1 «Катраси-ТЭЦ-3»

Участки и отпайки линии

На всей линии тип провода АС-150/19, а на участке опора — 228 — ТЭЦ-3 тип провода АС-185/24.

Примечание: `0' означает, что на данном участке троса нет, точнее, он изолирован от опор через искровой промежуток.

Х неизвестные номера опор.

Отпайки и нагрузка «Катраси-ТЭЦ-3»

Сопротивление прямой и нулевой последовательности конечной нагрузки:

Z_Н1 = 0,756+j1,31 Ом;

Z_Н0 = 1+j5 Ом

Эквивалентная глубина обратного тока в земле D_З = 500 м.

Расчет удельных параметров линии электропередачи

Параметры Z⁰ зависят от типа провода ® и типа опор (X₁⁰, B₁⁰).

Для провода АС-150/19 имеем

R₁⁰ = R₂₀⁰*(1+0.004(t⁰-20⁰)) = 0.1992(1+0.004(0−20)) = 0.1833 Ом/км,

где t = 0(февраль);

R₂₀⁰ = 0,1992 Ом/км (справочные данные)

Для провода АС-185/24 имеем

R₁⁰ = R₂₀⁰*(1+0.004(t⁰-20⁰)) = 0.157(1+0.004(0−20)) = 0.1444 Ом/км

Удельное индуктивное сопротивление X₁⁰ = X₂⁰ = X ⁰ определяются в основном типом опор.

Для РВ110−1 (см. рис.1):

S_AB = 2.5+1 = 3.5 м,

C S_BC = = 3.35 м,

A l_c B S_CA = = 3.61 м,

h_T Среднее геометрическое расстояние l_A l_B h_C между проводами:

h_A h_B d_ср = = 3,485 м.

Параметр X₁⁰ вычисляется по выражению: (для АС-150/19)

X₁⁰ = 0.145Lg (d_ср/r_э)

Опора одноцепных ЛЭП

0.145Lg (3,485/0,798) = 0,3828Ом/км,

где эквивалентный радиус провода r_э = 0,95 r_п = 0,95(16,8/2) = 7,98 мм.

Для РВ110−30 (см. рис.1):

S_AB = 3,2−2 = 1,2 м,

S_BC = = 4,46 м,

S_CA = 19,5−11,5 = 8 м,

Среднее геометрическое расстояние между проводами:

d_ср = = 3,498 м.

Параметр X₁⁰ вычисляется по выражению: (для АС-150/19)

X₁⁰ = 0.145Lg (d_ср/r_э) = 0.145Lg (3,498/0,798) = 0,3830 Ом/км,

где эквивалентный радиус провода r_э = 0,95 r_п = 7,98 мм.;

для АС-185/24

X₁⁰ = 0.145Lg (d_ср/r_э) = 0.145Lg (3,498/0,89 775) = Ом/км,

где эквивалентный радиус провода r_э = 0,95 r_п = 0.95(18.9/2) = 8.9775мм.;

Реактивная емкостная проводимость B₁⁰ воздушной лини:

Тип опоры РВ110−1

Для провода АС-150/19:

B₁⁰ = 10^-5/(1.32*Lg (d_ср/r_п)) = 10^-5/(1.32*Lg (3,485/0,0084)) =

= 0,295*10^-5См/км;

Тип опоры РВ110−30

Для провода АС-185/24:

B₁⁰ = 10^-5/(1.32*Lg (d_ср/r_п)) = 10^-5/(1.32*Lg (3,498/0,945)) =

= 0,295*10^-5См/км;

Для провода АС-150/19:

B₁⁰ = 10^-5/(1.32*Lg (d_ср/r_п)) = 10^-5/(1.32*Lg (3,498/0,0084)) =

= 0,289*10^-5См/км.

Расчет параметров нулевой последовательности без учета троса и параллельных линий

Удельное активное сопротивление нулевой последовательности определяется по:

R₀⁰ = R₁⁰+0.15

Для провода АС-150/19

R₀⁰ = 0.1833+0.15 = 0.3333 Ом/км, Для провода АС-185/24 имеем

R₀⁰ = 0.1444+0.15 = 0.2944 Ом/км.

Индуктивное сопротивление проводов нулевой последовательности X₀⁰

1) для опоры РВ110−30 (для АС-185/24)

r_ср = = = 0,478 м;

X₀⁰ = 0.435Lg (d_з/r_ср) = 0,435 Lg (500/0,478) = 1,3131Ом/км;

2) для опоры РВ110−30 (для АС-150/19)

r_ср = = = 0,468 м;

X₀⁰ = 0.435Lg (d_з/r_ср) = 0,435 Lg (500/0,468) = 1,3173Ом/км;

3) для опоры РВ110−1 (для АС-150/19)

r_ср = = = 0,4672 м;

X₀⁰ = 0.435Lg (d_з/r_ср) = 0,435 Lg (500/0,4672) = 1,3178Ом/км;

d_з — эквивалентная глубина возвратного тока в земле.

1) Z₀⁰ = 0.2944+j1,3131 Ом/км;

2) Z₀⁰ = 0.3333+j1,3173Ом/км;

3) Z₀⁰ = 0.3333+j1,3178Ом/км.

Удельная емкостная проводимость лини B₀⁰ нулевой последовательности зависит от подвеса провода относительно земли.

1) для РВ110−30 (для АС-185/24):

d_i = 2/3*(h_A+h_B+h_C-3s_гир) = 2/3*(11,5+15,5+19,5−3*1,23) = 28,54 м, где s_гир = 1,23 м справочные данные;

B₀⁰ = 10^-5/(3.96*Lg (d_i/r_ср)) = 10^-5/(3.96*Lg (28,54/4,872)) =

= 0,329*10^-5См/км

r_ср'- средний геометрический радиус системы трех проводов линии

r_ср' = = = 4,872 м;

2) для РВ110−30 (для АС-150/19):

d_i = 2/3*(h_A+h_B+h_C-3s_гир) = 2/3*(11,5+15,5+19,5−3*1,23) = 28,54 м, где s_гир = 1,23 м справочные данные;

B₀⁰ = 10^-5/(3.96*Lg (d_i/r_ср)) = 10^-5/(3.96*Lg (28,54/4,684)) =

= 0,321*10^-5См/км

r_ср'- средний геометрический радиус системы трех проводов линии

r_ср' = = = 4,684 м;

3) для РВ110−1(для АС-150/19):

d_i = 2/3*(h_A+h_B+h_C-3s_гир) = 2/3*(15,5+15,5+18,5−3*1,23) = 30,54 м, где s_гир = 1,23 м справочные данные;

B₀⁰ = 10^-5/(3.96*Lg (d_i/r_ср)) = 10^-5/(3.96*Lg (30,54/4,684)) =

= 0,310*10^-5См/км

r_ср'- средний геометрический радиус системы трех проводов линии

r_ср' = = = 4,684 м.

Тросы

Трос учитывается лишь в схеме нулевой последовательности

Активное сопротивление «трос-земля»

R_Т⁰ = 0,15+3R_Т НОМ(1+0,004(t⁰-20⁰)) Ом/км.

Для троса С-50 при t⁰ = 0⁰С и R_Т НОМ = 2,73Ом/км получим

R_Т⁰ = 0,15+3*2,73(1+0,004(0−20⁰)) = 7,6848 Ом/км.

Индуктивное сопротивление троса

X_Т⁰ = 0,435Lg (d_з/r_э) Ом/км,

где r_э = 0,95 r_Т = 0,95*4,6 = 4,37 мм; r_Т = 9,2/2 = 4,6мм — истинный радиус троса

X_Т⁰ = 0,435Lg (500/0,437) = 2,004 Ом/км,

Z_Т⁰ = R_Т⁰+j X_Т⁰ = 7,6848+j2,004 Ом/км.

Сопротивление взаимной связи между проводами линии и тросом

Z_П,T⁰ = 0.15+j0.435 Lg (d_з/d_{П, Т}),

где d_{П, Т} — среднее геометрическое расстояние между проводами и тросом, равное

d_{П, Т} =

Для опоры РВ110−30:

S_AT = = 10.4777 м;

S_BT = = 7.0527 м;

S_CT = = 3.0366 м;

d_{П, Т} = = 6.0767м;

Z_П,T⁰ = 0.15+j0.435 Lg (500/6.0767) = 0.15+j0.8332 Ом/км.

Для опоры РВ110−1:

S_AT = = 5.099 м;

S_BT = = 5.5902 м;

S_CT = = 2.23 606 м;

d_{П, Т} = = 3.9946м;

Z_П,T⁰ = 0.15+j0.435 Lg (500/3.9946) = 0.15+j0.9124 Ом/км.

релейный линия сопротивление ток

Сопротивление нулевой последовательности линии с учетом заземленных тросов

Z₀^(T) = Z₀⁰-(Z_П,T⁰)²/ Z_Т⁰

1) для опоры РВ110−30 (для АС-185/24):

Z₀^(T) = 0.2944+j1,3131-(0.15+j0.8332)²/(7,6848+j2,004) = 0.3683+j1.2613

Ом/км;

2) для опоры РВ110−30 (для АС-150/19):

Z₀^(T) = 0.3333+j1,3173-(0.15+j0.8332)²/(7,6848+j2,004) = 0.4072+j1.2655

Ом/км;

3) для опоры РВ110−1(для АС-150/19):

Z₀^(T) = 0.3333+j1,3178-(0.15+j0.9124)²/(7,6848+j2,004) = 0.4233+j1.2587

Ом/км;

Удельная емкостная проводимость линии нулевой последовательности с учетом троса

B₀^(T) = .

1) для опоры РВ110−30 (для АС-185/24):

r_Т — радиус троса; r_Т = 4,6 мм

d_птi = (d_i+2h_T)/2 = (28,54+2*21.785)/2 = 36.055 м-среднее расстояние между проводами фаз А, В, С и зеркальным отражением троса, подвешенного на высоте h_T; h_T — высота подвеса троса;

r_ср' - средний геометрический радиус системы трех проводов;

B₀^(T) = = 0.35 177*10^-5См/км

2) для опоры РВ110−30 (для АС-150/19):

r_Т = 4,6 мм

d_птi = (d_i+2h_T)/2 = (28,54+2*21.785)/2 = 36.055

B₀^(T) = = 0.3809 *10^-5См/км

3) для опоры РВ110−1 (для АС-150/19):

r_Т = 4,6 мм

d_птi = (d_i+2h_T)/2 = (30.54+2*20.5)/2 = 35.77

B₀^(T) = = 0.4327*10^-5См/км

Расчет сопротивлений прямой и нулевой последовательностей для отпаек

R_T = (dP_К U²_НОМ*10^-3)/S²_НОМ = 193*110²*10^-3/40² = 1.4596 Ом;

X_T = u_K%/100*U_НОМ²/S_НОМ = 12.7/100*110²/40 = 38.4175 Ом;

где dP_К = 193-потери короткого замыкания трансформатора, кВт

u_K% = 12,7-напряжение короткого замыкания обмотки, %

R_H = (U_HH/(I_HH))*k_TP²*cos = (10*10³/(*100)*(110/10)²*0.5 =

3492.969Ом;

X_H = (U_HH/(I_HH))*k_TP²*sin = (10*10³/(*100)*(110/10)²*0.8660 =

6049,823 Ом;

Z_H = 3492.969+j6049,823 Ом,

где k_TP = U_ВН/U_НН — коэффициент трансформации трансформатора отпайки,

U_НН, I_HH — напряжение и ток нагрузки (низшей стороны трансформатора)

U_НН = 10 кВ;

I_HH = 100 А

U_ВН — номинальное напряжение ВЛ (U_ВН = 110)

Z_ОТП = Z₁⁰*L+Z_T+ Z_H = (0,1992 +j0,3828)*2.2+1.4596+j38.4175+

+3492.969+j6049,823 = 3494.86 684+j6089.8 266 Ом.

Таблица 1

Средние значения: R⁰₀ = 0,41 039 Ом/км;

X⁰₀ = 1,26 157 Ом/км;

B⁰₀*10^-5 = 0,40 316 Ом/км.

Расчет аварийного максимального режима при однофазном КЗ

Расчет аварийного максимального режима при однофазном КЗ (при сопротивлении дуги 20 0м)

Расчет аварийного максимального режима при двухфазном КЗ

Расчет аварийного максимального режима при двухфазном КЗ (при сопротивлении дуги 20 0м)

Расчет аварийного максимального режима при трехфазном КЗ

Расчет аварийного максимального режима при трехфазном КЗ (при сопротивлении дуги 20 0м)

Расчет аварийного максимального режима при двухфазном КЗ на землю

Расчет аварийного максимального режима при двухфазном КЗ на землю (при сопротивлении дуги 20 0м)

Осциллограмма и векторная диаграмма при однофазном КЗ: предшествующий режим аварийный режим (фазные величины) аварийный режим (симметричные составляющие) режим отключения выключателя установившийся режим

Расчет токовой защиты нулевой последовательности

Измерительные органы ТНЗНП — реле тока нулевой последовательности в I-IV ступенях защиты. Расчет уставок производим в соответствии с рекомендациями.

Расчет I ступени

Ток срабатывания выбирается из условия:

отстройки от тока замыкания в конце линии:

где k_отс = 1,3…1,5 — коэффициент отстройки.

или отстройки от утроенного тока нулевой последовательности при неодновременном включении фаз выключателя:

Ток срабатывания определяем по первому условию, так как считаем, что выключатели с трёхфазным приводом управления.

I0 = 1,5112L-86,3 к A

6,11 955 кA

Чувствительность проверяем при K⁽¹⁾ в начале линии:

I0 = 1,5112L-86,3 к A

Требуемый уровень чувствительности не обеспечивается, хотя достаточно немалая величина. Это объясняется тем, что сопротивление линии относительно сопротивлений связи с источниками эдс мало.

II ступень

Ток срабатывания определяется из условий:

1) согласования с I ступенью защиты предыдущей линии:

;

2) отстройки от утроенного тока нулевой последовательности в защите в неполнофазном режиме в цикле ОАПВ.

В нашем случае между предыдущей линией и нашей стоит автотрансформатор. Поэтому второй ступенью защитим автотрансформатор.

Ток срабатывания при K⁽¹⁾.

;

Проверяем чувствительность прибора при K⁽¹⁾ на высоковольтной стороне автотрансформатора в минимальном режиме.

III ступень

Применяется в случаях неудовлетворительной чувствительности II ступени.

Чувствительность второй ступени оказалась недостаточной.

Поэтому определим ток срабатывания исходя из требуемого коэффициента чувствительности при однофазном КЗ в конце зоны.

;

Время срабатывания определяется из условия отстройки от t_с.з последних ступеней защиты трансформатора:

;

где Дt = 0,5 c - ступень селективности.

IV ступень

Ток срабатывания отстраивается от тока небаланса в нулевом проводе ТТ при трехфазных КЗ за автотрансформатором. Расчетный режим — K⁽³⁾ в узле 2.

где k_отс = 1,25; k_пер = 2, при и k_пер = 1, при - учитывает увеличение тока небаланса в переходном режиме;

k_нб = 0,05 при I_расч = (2…3) I_ном.Т, при, k_нб = 0,05…1 — коэффициент небаланса, зависящий от кратности расчетного тока к номинальному току ТТ.

При трехфазном КЗ за автотрансформатором

Коэффициент чувствительности проверяем при K⁽¹⁾ в конце зоны резервирования (т.е. за автотрансформатором)

1. Релейная защита, 3-е издание, переработанное и дополненное М., издательство «Энергия», 1967. 760 стр.

2. Наблюдение аварийных процессов в линии электропередачи, варианты заданий на курсовую работу М., Чебоксары 1997.

3. Правила устройства электроустановок, 4-е издание, М., издательство «Энергия», 1965.