CC BY
20
чество «опасных» двойных отключений приходится на Северный и Западный энергорайоны, что объясняется большим количеством протяженных двухцепных транзитов 110 кВ, связывающих центры питания (чаще всего подстанции 330 кВ) и осуществляющих электроснабжение ряда крупных подстанций. При одновременном отключении двух параллельных участков транзита, происходит деление сети, нагрузка подстанций транзита ложится на один центр питания и осуществляется одностороннее электроснабжение, что в ряде случаев приводит к перегрузкам ЛЭП.
Таким образом, при реализации алгоритма «Оценка допустимости режима» был получен список энергорайонов, где требуется усиление
электрической сети, соответствующий общеизвестным проблемам существующей энергосистемы Санкт-Петербурга.
Следовательно, предлагаемый алгоритм может применяться для исследования перспективных схем с целью выявления необходимости дополнительного усиления сети и оценки технической эффективности намеченных к реализации вводов оборудования.
Алгоритм «Оценка допустимости режима» может быть также эффективно применен при выборе варианта усиления электрической сети; при этом учитывается влияние вводов электросетевых элементов на функционирование энергосистемы как в нормальных, так и в ремонтных схемах.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. ГОСТ 13109—97. Нормы качества электроэнергии в системах электроснабжения общего назначения [Текст]— введ. с 01.01.1999— М.: ИПК Издательство стандартов, 1998.
2. Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей [Текст]/ Минэнерго РФ.—
Утв. 13.01.2003; введ. с 01.07.2003—СПб.: ЦОТ-ПБСППО, 2005.— 284 с.
3. Правила устройства электроустановок [Текст]/ Минэнерго РФ.— Утв. 08.07.2002.— изд. 7-е. -М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2003. -176 с.
4. Федеральная служба государственной статистики [Электронный ресурс] — http://www.gks.ru
УДК 621.315.17
Ю.В. Соловьев, Е.Н. Тонконогов
О ВЛИЯНИИ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ХАРАКТЕРИСТИК ЗАЩИЩЕННЫХ ПРОВОДОВ ВЛ-35 кВ НА ОТКЛЮЧАЮЩУЮ СПОСОБНОСТЬ КОММУТАЦИОННОГО ОБОРУДОВАНИЯ
С появлением новых технологических решений в электроэнергетике прослеживается четкая тенденция к применению в системах электроснабжения 6-35 кВ современного электротехнического оборудования с не изученными до конца свойствами: изолированных и защищенных проводов, полимерных изоляционных конструкций, вакуумных и элегазовых коммутационных аппаратов, реклоузеров, длинно-искровых и мультикамерных разрядников. Это, в свою
очередь, требует внесения соответствующих уточнений при решении классических задач, в частности анализе величин токов короткого замыкания (КЗ) при выборе коммутационного оборудования в сетях среднего напряжения.
Теоретические основы и методики анализа токов КЗ в электрических сетях среднего напряжения отражены в фундаментальных работах российских и зарубежных ученых [1-3], в технических стандартах [4]. Однако ранее вы-
К1
Л1
ВЛЗ 35 кВ (
СИП-3 1x70 {
10
Т1
35/10 кВ
Г
Л2
\ ВЛЗЮкВ (
} СИП-3 1x35
] 6
КЗ
12
ш
кВ
Рис. 1. Расчетная схема для анализа величины токов КЗ в точках К1, К2, КЗ
полненные работы не могли в полной мере учесть появление в сетях среднего напряжения современного оборудования с новыми эксплуатационными свойствами и характеристиками. В связи с этим актуально проведенное нами исследование, цель которого — анализ влияния эксплуатационных свойств защищенных проводов ВЛ сетей среднего напряжения на величину токов КЗ и выбор коммутационных аппаратов по отключающей способности.
Исследование проведено применительно к упрощенной расчетной схеме, представленной на рис. 1. С целью анализа влияния эксплуатационных характеристик защищенных проводов на величину тока КЗ на разных ступенях среднего напряжения в рассматриваемой схеме предусмотрено: ВЛЗ 35 кВ с применением провода марки СИП-3 1x70 длиной 10 км; ВЛЗ 10 кВ с применением провода марки СИП-3 1x35 длиной 6 км. В качестве эксплуатационных характеристик защищенных проводов, учитываемых в электрических расчетах, приняты их активное и реактивное сопротивления. Вследствие наличия защитной полимерной оболочки проводов, а также уменьшенных межфазных расстояний на ВЛ рассматриваемые характеристики будут отличаться от таковых для случая неизолированных проводов. Для указанных марок защищенных проводов эти характеристики све-
дены в табл. 1, где также приведены для сравнения данные для неизолированных проводов марок АС 70 для ВЛ 35 кВ и А 35 для ВЛ 10 кВ. В расчетной схеме приняты номинальные мощности трансформаторов Т1 и Т2 STl ном = = 2,5 МВА, ST2 ном = 63 кВА; напряжения КЗ трансформаторов составляют соответственно ик1 = 6,5 %, ик2 = 4,5 %; мощность КЗ на шинах питающей подстанции 8к ш = 400 МВА.
В расчетах за базисную величину мощности принята Бб = 100 МВА. Базисные напряжения в рассматриваемых точках системы приняты следующими: в точке К1 иб1 = 37 кВ; в точке К2 иб2 = 10,5 кВ; в точке К3 иб3 = 0,4 кВ. Схема замещения, соответствующая расчетному варианту (рис. 1), с полученными базисными сопротивлениями элементов приведена на рис. 2.
Реактивное сопротивление питающей системы
X
сб
100 400
= 0,25.
Реактивное сопротивление ВЛЗ 35 кВ ХЛ1б = * 0^ = 0,291 -10 •100 = 0,21,
и
б1
372
где *0 — погонное реактивное сопротивление защищенного провода марки СИП-3 1x70, *0 = = 0,291 Ом/км.
Таблица 1
Сравнительные эксплуатационные характеристики проводов
Номинальное напряжение ВЛ, кВ Погонные сопротивления, Ом/км
Неизолированный провод Защищенный провод
г0 *0 г0 *0
10 0,98 0,38 0,87 0,31
35 0,43 0,40 0,44 0,29
Рис. 2. Схема замещения
Активное сопротивление ВЛЗ 35 кВ
*Л1б = = 0,443-10 • ^ = 0,32,
и б1 3/
где г0 — погонное активное сопротивление защищенного провода марки СИП-3 1x70, х0 = = 0,443 Ом/км.
Реактивное сопротивление трансформатора Т1 35/10 кВ
ик1 _ 6,5 100
X
Т1б
100 ^тном 100 2,5
■ 2,6.
Реактивное сопротивление ВЛЗ 10 кВ Хл2б _ V-^ _ 0,307 - 6 - ^ _ 1,67,
иб
б1
10,52
где х0 — погонное реактивное сопротивление защищенного провода марки СИП-3 1x35, х0 = = 0,307 Ом/км.
Активное сопротивление ВЛЗ 10 кВ
*Л2б _ _ 0,868 - 6 - т10°2 _ 4,72,
иб
б1
10,52
где г0 — погонное активное сопротивление защищенного провода марки СИП-3 1x35, х0 = = 0,868 Ом/км.
Сопротивления трансформатора Т2 10/0,4 кВ: активное
*Т2б б22 _10,52 -106 _ 21,7,
^ном 104 -106
где АРк — потери короткого замыкания в трансформаторе Т2, АРк = 1,97 кВт; реактивное
Л _ "к2 иб22 _ 4,5 10,52 -106
у Т2б
100 ^Т2ном 100 100 -103
_ 49,6.
Произведем расчет результирующих эквивалентных сопротивлений до расчетных точек КЗ.
Для точки К1: Яр^ б = ^ = 0,32; б =
= хс1 б + хл1 б = 0,25 + 0,21 = 0,46 ^р6з!б _
= 7 Яр2ез1б + Ур2ез1б + >,322 + 0,462 = 0,56. Для точки К2: б = Яй = 0,32; б =
= Х рез1 б + хт1 б = 0,46 + 2,6 = 3,06; 2рез2б =
= ^ез2б + Ур2ез2б + >,322 + 3,062 = 0,38.
Для точки К3: Ярез3 б = Ярез2 б + Ял2 б + Ят2 б =
= 0,32 + 4,67 +21,7 = 26,69; б = ^ б + + хл2 б + х^ б = 3,06 + 1,67 + 49,6 = 54,33; 2р6з3б =
= Кез3б + Ур2ез3б + л/26,692 + 54,332 = 60,53.
Определяем значения базисных токов в точках К1, К2, К3.
Для точки К1:
/б| _ 100_ 1,56 кА.
">/эиб1 1,73 - 37-10: Для точки К2:
г _ _ 100 -106
1 б2 _'
3
\/3иб2 1,73-10,5-10 Для точки К3:
_ 5,5 кА.
100-10'
6
б3
л/3иб3 1,73 - 0,4-103
: 144,5 кА.
Определяем трехфазные токи КЗ. Для точки К1:
действующее значение периодической составляющей тока
1_ 1.56 _2,79кА;
2рез1б 0,56
действующее значение установившегося тока КЗ
1<х>1 = = 2,79 кА;
амплитудное значение тока на шинах напряжением 35 кВ /у1 =^2Ху. Коэффициент Ку определяется графически по кривой на рис. 3. Для точки К1 соотношение Х/Я = 1,5.
Тогда Ку « 1 и, соответственно, /у1 = л/2 -1,5 • 41 = = 5,92 кА;
действующее значение полного тока КЗ на шинах напряжением 35 кВ /у1 = 1,52-2,79 = = 4,2 кА.
Для точки К2:
действующее значение периодической составляющей тока
т (3) = 1б2 = 5,5 = 1
1 к2 == = 1,
^рез2б
3,08
79 кА;
*у2 = 41 I1 + 2ехР
' .1Л т
V а
= 1,72-1,79 = 3,1 кА.
Для точки К3:
действующее значение периодической составляющей тока
1 (3)= Тб3 = 144,5 = 2
1 к3 = - =----= 2,
^рез3б
60,53
39 кА;
действующее значение установившегося тока КЗ
/„3 = 1$ = 2,39 кА;
амплитудное значение тока на шинах напряжением 0,4 кВ
' у2
к?.
К
1,8 1,6 1,4 1,2
действующее значение установившегося тока КЗ
1„ 2 = 1$ = 1,79 кА;
амплитудное значение тока на шинах напряжением 10 кВ
/у2 = 75-1,5• = 5,92 кА.
Коэффициент Ку определяется графически по кривой на рис. 3. Для точки К2 соотношение Х/Я = 9,6. Тогда Ку » 1,8, и /у2 =-1,8 • 1§ =
= л/2 1,8-1,79 = 9,66 кА;
действующее значение полного тока КЗ на шинах напряжением 10 кВ
0,5 1 2 5 10 20 50 100 Х/Я
Рис. 3. Кривая зависимости Ку = /Х/Я) для определения ударного тока КЗ
Коэффициент Ку определяется графически по кривой на рис. 3. Для точки К2 соотношение Х/Я = 2. Тогда Ку » 1,2, и /у2 =л/2-1,2 • 42 =
= л/2 1,2-2,39 = 4,1 кА;
действующее значение полного тока КЗ на шинах напряжением 0,4 кВ
/у3 = 1к? = 2,39 кА.
Определяем двухфазные токи КЗ в соответствующих точках.
В точке К1:
4? = 0,87 4? = 0,87-2,79 = 2,43 кА.
В точке К2: 4?. = 0,87 4? = 0,87-1,79 = 1,56 кА.
В точке К3: 4?. = 0,87 4? = 0,87-2,39 = 2,08 кА.
Определяем мощности трехфазного КЗ.
Для точки К1:
= л/34?и1. = 1,73-2,79-35 = 169 МВА.
Для точки К2:
432 = >/343)^. = 1,73-1,79-10,5 = 33 МВА.
Для точки К3:
=7343^ . = 1,73-2,39-0,4 = 1,65 МВА.
Результаты расчетов трехфазных токов КЗ в указанных на схеме точках цепи (рис. 2) представлены в сводной табл. 2.
Таблица 2
Результаты расчетов
Расчетная точка КЗ Расчетные сопротивления, о.е. Трехфазные токи КЗ, кА* Мощность трехфазного КЗ, МВА
К3) iy -
К1 0,32 0,46 0,56 2,79 2,79 5,92 4,20 169
К2 0,32 3,06 3,08 1,79 1,79 9,6 3,1 33
КЗ 26,69 54,33 60,53 2,39 2,39 3,36 2,39 1,65
* Примечание: /3) — действующее значение периодической составляющей тока КЗ; 1т — действующее значение установившегося тока КЗ; /у — амплитудное значение тока на шинах соответствующего класса напряжения; 1у — действующее значение полного тока КЗ на шинах.
Аналогичный расчет токов КЗ для схемы рис. 1 в случае традиционного исполнения ВЛ 35 кВ неизолированным проводом марки АС 70, а ВЛ 10 кВ — неизолированным проводом марки А 35 с учетом их эксплуатационных характеристик (см. табл. 1) и сравнение с полученными в данной работе результатами показал снижение трехфазных токов КЗ для точек К1 и К2 в среднем на 10—15 %. Полученные для конкретной схемы численные значения трехфазных токов КЗ (то есть наиболее тяжелых воздействий на коммутационную аппаратуру) оказываются на порядок меньше отключающей способности современных вакуумных и элега-
зовых выключателей, которые находят широкое применение в сетях 6—35 кВ [5]. В частности, номинальный ток отключения вакуумного выключателя 35 кВ серии ВР35НС равен 20 кА [6]. Это свидетельствует: у выбранных коммутационных аппаратов параметры по отключающей способности завышены по сравнению с реальными условиями эксплуатации, что значительно удорожает строительство таких сетей. Альтернативным вариантом может быть использование выключателей нагрузки, технико-экономическая эффективность которых должна быть обоснована в рамках конкретного проекта с учетом планов развития сети.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Небрат, И.Л. Расчеты токов короткого замыкания для релейной защиты. Часть первая [Текст] / И.Л. Небрат.— М.: Изд-во Минэнерго РФ, 2003.
2. Крючков, И.П. Расчет коротких замыканий и выбор электрооборудования [Текст] / И.П. Крючков, Б.Н. Неклепаев, В.А. Старшинов.— М.: Академия, 2006.
3. Mitolo, M. Short-Circuit Calculation Methods [Электрон. ресурс] / M. Mitolo. — www.ecmweb.com.
4. РД 153-34.0-20.527-98. Руководящие указа-
ния по расчету токов короткого замыкания и выбору электрооборудования [Текст] / РАО «ЕЭС».— М., 1998.
5. Евдокунин, Г.А. Современная вакуумная коммутационная техника для сетей среднего напряжения [Текст] / Г.А. Евдокунин, Г. Тилер.— СПб: Изд-во Сизова М.П., 2000.— 114 с.
6. Выключатели вакуумные 35кВ серии ВР35НС [Текст]: Техническая информация / НКАИ.— 670049.021.— ТИ.— Ред. 8.— 2010.
