Загрузка...
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
№ уч.Длина№ опорНаименованиеТип опорТип троса1 2 3 4 01 5 6 7 8 0220,9 10,3 1,45 2,2 0,01 2,2 3,12 0,84 0,051-126 126-188 188-195 195-X X-196 196-207 207-228 228-232Катраси — Луч Луч(Оп126) — Оп188 Оп — 188 — Оп — 195 Опора-195 — новая Новая Новая — Опора-196 Оп-196 — Оп-207 Оп-207 — Оп-228 Опора-228 — ТЭЦ-3 нагрузка ТЭЦ-3PB110-30 РВ110-30 РВ110-1 РВ110-30 РВ110-1C-50 0
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»
Наименование отп.(нагр.)Длина отп.ТрансформаторНагрузкаR0/X0 нагрузкикол-воS МВАток, АcosНовая ТЭЦ-30,01 0,012 040/40 0100 8Е50,5 0,5Разземлена 1,0/5,0
Сопротивление прямой и нулевой последовательности конечной нагрузки:
ZН1 = 0,756+j1,31 Ом;
ZН0 = 1+j5 Ом
Эквивалентная глубина обратного тока в земле DЗ = 500 м.
Расчет удельных параметров линии электропередачи
Параметры Z0 зависят от типа провода (R) 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):
SAB = 2.5+1 = 3.5 м,
C SBC = = 3.35 м,lc B SCA = = 3.61 м,T Среднее геометрическое расстояние lA lB hC между проводами:
hA hB dср = = 3,485 м.
Параметр X10 вычисляется по выражению: (для АС-150/19)
X10 = 0.145Lg(dср/rэ)
Опора одноцепных ЛЭП
.145Lg(3,485/0,00798) = 0,3828Ом/км,
где эквивалентный радиус провода rэ = 0,95 rп = 0,95(16,8/2) = 7,98мм.
Для РВ110-30 (см. рис.1):
SAB = 3,2-2 = 1,2 м,
SBC = = 4,46 м,
SCA = 19,5-11,5 = 8 м,
Среднее геометрическое расстояние между проводами:
dср = = 3,498 м.
Параметр X10 вычисляется по выражению: (для АС-150/19)
X10 = 0.145Lg(dср/rэ) = 0.145Lg(3,498/0,00798) = 0,3830 Ом/км,
где эквивалентный радиус провода rэ = 0,95 rп = 7,98мм.;
для АС-185/24
X10 = 0.145Lg(dср/rэ) = 0.145Lg(3,498/0,0089775) = Ом/км,
где эквивалентный радиус провода rэ = 0,95 rп = 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(dср/rп)) = 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(dср/rп)) = 10-5/(1.32*Lg(3,498/0,00945)) =
= 0,295*10-5См/км;
Для провода АС-150/19:
B10 = 10-5/(1.32*Lg(dср/rп)) = 10-5/(1.32*Lg(3,498/0,0084)) =
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)
rср = = = 0,478м;
X00 = 0.435Lg(dз/rср) = 0,435 Lg(500/0,478) = 1,3131Ом/км;
) для опоры РВ110-30 (для АС-150/19)
rср = = = 0,468м;
X00 = 0.435Lg(dз/rср) = 0,435 Lg(500/0,468) = 1,3173Ом/км;
) для опоры РВ110-1 (для АС-150/19)
rср = = = 0,4672м;
X00 = 0.435Lg(dз/rср) = 0,435 Lg(500/0,4672) = 1,3178Ом/км;
dз — эквивалентная глубина возвратного тока в земле.
) Z00 = 0.2944+j1,3131 Ом/км;
) Z00 = 0.3333+j1,3173Ом/км;
) Z00 = 0.3333+j1,3178Ом/км.
Удельная емкостная проводимость лини B00 нулевой последовательности зависит от подвеса провода относительно земли.
) для РВ110-30 (для АС-185/24):
di = 2/3*(hA+hB+hC-3sгир) = 2/3*(11,5+15,5+19,5-3*1,23) = 28,54 м,
где sгир = 1,23 м справочные данные;
B00 = 10-5/(3.96*Lg(di/rср)) = 10-5/(3.96*Lg(28,54/4,872)) =
= 0,329*10-5См/км
rср- средний геометрический радиус системы трех проводов линии
rср = = = 4,872м;
) для РВ110-30 (для АС-150/19):
di = 2/3*(hA+hB+hC-3sгир) = 2/3*(11,5+15,5+19,5-3*1,23) = 28,54 м,
где sгир = 1,23 м справочные данные;
B00 = 10-5/(3.96*Lg(di/rср)) = 10-5/(3.96*Lg(28,54/4,684)) =
= 0,321*10-5См/км
rср- средний геометрический радиус системы трех проводов линии
rср = = = 4,684м;
) для РВ110-1(для АС-150/19):
di = 2/3*(hA+hB+hC-3sгир) = 2/3*(15,5+15,5+18,5-3*1,23) = 30,54 м,
где sгир = 1,23 м справочные данные;
B00 = 10-5/(3.96*Lg(di/rср)) = 10-5/(3.96*Lg(30,54/4,684)) =
= 0,310*10-5См/км
rср- средний геометрический радиус системы трех проводов линии
rср = = = 4,684 м.
Тросы
Трос учитывается лишь в схеме нулевой последовательности
Активное сопротивление трос-земля
RТ0 = 0,15+3RТ НОМ(1+0,004(t0-200)) Ом/км.
Для троса С-50 при t0 = 00С и RТ НОМ = 2,73Ом/км получим
RТ0 = 0,15+3*2,73(1+0,004(0-200)) = 7,6848 Ом/км.
Индуктивное сопротивление троса
XТ0 = 0,435Lg(dз/rэ) Ом/км,
где rэ = 0,95 rТ = 0,95*4,6 = 4,37мм; rТ = 9,2/2 = 4,6мм — истинный радиус троса
XТ0 = 0,435Lg(500/0,00437) = 2,004 Ом/км,
ZТ0 = RТ0+j XТ0 = 7,6848+j2,004 Ом/км.
Сопротивление взаимной связи между проводами линии и тросом
ZП,T0 = 0.15+j0.435 Lg(dз/dП,Т),
где dП,Т — среднее геометрическое расстояние между проводами и тросом, равное
dП,Т =
Для опоры РВ110-30:
SAT = = 10.4777 м;
SBT = = 7.0527 м;
SCT = = 3.0366 м;
dП,Т = = 6.0767м;
ZП,T0 = 0.15+j0.435 Lg(500/6.0767) = 0.15+j0.8332 Ом/км.
Для опоры РВ110-1:
SAT = = 5.099 м;
SBT = = 5.5902 м;
SCT = = 2.23606 м;
dП,Т = = 3.9946м;
ZП,T0 = 0.15+j0.435 Lg(500/3.9946) = 0.15+j0.9124 Ом/км.
Сопротивление нулевой последовательности линии с учетом заземленных тросов
Z0(T) = Z00-( ZП,T0)2/ ZТ0
) 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;
) 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;
) 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) = .
) для опоры РВ110-30 (для АС-185/24):
rТ — радиус троса; rТ = 4,6мм
dптi = (di+2hT)/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 hT; hT — высота подвеса троса;
rср — средний геометрический радиус системы трех проводов;
B0(T) = = 0.35177*10-5См/км
) для опоры РВ110-30 (для АС-150/19):
rТ = 4,6мм
dптi = (di+2hT)/2 = (28,54+2*21.785)/2 = 36.055
B0(T) = = 0.3809 *10-5См/км
) для опоры РВ110-1 (для АС-150/19):
rТ = 4,6мм
dптi = (di+2hT)/2 = (30.54+2*20.5)/2 = 35.77
B0(T) = = 0.4327*10-5См/км
Расчет сопротивлений прямой и нулевой последовательностей для отпаек
RT = (dPК U2НОМ*10-3)/S2НОМ = 193*1102*10-3/402 = 1.4596 Ом;
XT = uK%/100*UНОМ2/SНОМ = 12.7/100*1102/40 = 38.4175 Ом;
где dPК = 193-потери короткого замыкания трансформатора, кВт
uK% = 12,7-напряжение короткого замыкания обмотки, %
RH = (UHH/(IHH))*kTP2*cos = (10*103/(*100)*(110/10)2*0.5 =
3492.969Ом;
XH = (UHH/(IHH))*kTP2*sin = (10*103/(*100)*(110/10)2*0.8660 =
,823 Ом;
ZH = 3492.969+j6049,823 Ом,
где kTP = UВН/UНН — коэффициент трансформации трансформатора отпайки,
UНН, IHH — напряжение и ток нагрузки (низшей стороны трансформатора)
UНН = 10 кВ;
IHH = 100 А
UВН — номинальное напряжение ВЛ (UВН = 110)
ZОТП = Z10*L+ZT+ ZH = (0,1992 +j0,3828)*2.2+1.4596+j38.4175+
+3492.969+j6049,823 = 3494.86684+j6089.08266 Ом.
Таблица 1
№ уч-ка123014567Длина, км20.910.32.452.22.41.50.515.24Тип опорPB110-30PB110-30PB110-1PB110-1PB110-1PB110-1PB110-30PB110-30R01,Ом/км0.18330.18330.18330.18330.18330.18330.18330.1444R00,Ом/км без троса с тросом 0.3333 0.4072 0.3333 0.4072 0.3333 0.4233 0.3333 0.4233 0.3333 0.4233 0.3333 0.4233 0.3333 0.4072 0.2944 0.3683X01,Ом/км0,38300,38300,38280,38280,38280,38280,38300.3756X00,Ом/км без троса с тросом 1,3173 1.2655 1,3173 1.2655 1,3178 1.2587 1,3178 1.2587 1,3178 1.2587 1,3178 1.2587 1,3173 1.2655 1,3131 1.2613B01*10-5, См/км 0,289 0,289 0,295 0,295 0,295 0,295 0,289 0,295B00*10-5, См/км без троса с тросом 0,321 0.3809 0,321 0.3809 0,310 0.4327 0,310 0.4327 0,310 0.4327 0,310 0.4327 0,321 0.3809 0,329 0.35177Сопр.нагр. Zн, Ом0003494.867+ +j6089.0830000
Средние значения: R00 = 0,41039 Ом/км;
X00 = 1,26157 Ом/км;
B00*10-5 = 0,40316 Ом/км.
Расчет аварийного максимального режима при однофазном КЗ
Точка КЗТоки и напряжения в месте кз *103111,4310 -89,71,4232 -87,31,5112 -86,34,364 -87,70,0589 -30,50,1495 -63,361,298 -1,1428,514 -177,522,698 -178,210,595 -17,486,559 -116,887,478 116,52200,6600 -82,90,6609 -77,60,7765 -76,32,0948 -78,80,0826 -38,90,1758 -62,776,873 -2,113,242 -167,911,665 -168,253,048 -8,5888,682 -119,289,353 119,0342,30,378 -82,30,382 -73,10,552 -72,51,3081 -75,50,1299 -53,70,2281 -65,982,475 -1,57,648 -163,48,297 -164,467,447 -5,690,151 -120,490,068 120,4
Расчет аварийного максимального режима при однофазном КЗ (при сопротивлении дуги 20 0м)
Точка КЗТоки и напряжения в месте кз *103110.8607 -43.30.9039 -40.60.959 -39.72.7222 -33.970.0850 19.90.1115 -41.979.130 -9.9518.080 -130.914.392 -131.668.197 -33.986.121 -119.791.209 117.852200.4647 -51.90.503 -46.50.5898 -45.11.5552 -47.60.0984 -0.60.1455 -46.0082.734 -4.810.056 -136.88.861 -137.071.439 -16.188.618 -119.890.093 119.3342.30.2667 -53.10.3054 -43.90.4410 -43.31.011 -46.00.135 -16.40.1938 -47.085.629 -2.936.109 -134.26.627 135.277.730 -9.990.247 -120.289.746 120.3
Расчет аварийного максимального режима при двухфазном КЗ
Точка КЗТоки и напряжения в месте кз *103111,9921 -89,31,9920 -21,60,0002 0,03,4199 -58,43,4800 121,60,0596 -58,449,978 -1,7239,845 -117,90,0024 0,048,284 -49,543,191 -71,789,774 120,02200,9446 -81,90,9533 -18,40,0003 0,01,6130 -50,01,673 129,70,0593 -58,571,170 -3,019,075 -108,60,002 0,068,546 -18,659,409 -109,889,774 120,0342,30,5783 -80,10,5902 -14,40,0003 0,00,9812 -46,91,0402 132,40,0592 -58,778,447 -2,311,808 -104,70,0013 0,076,783 -10,970,180 -115,889,774 120,0
Расчет аварийного максимального режима при двухфазном КЗ (при сопротивлении дуги 20 0м)
Точка КЗТоки и напряжения в месте кз *103111,6820 -62,11,7093 -0,30,0002 0,02,9099 -30,92,9634 148,60,0596 -58,462,309 -15,734,196 -90,60,0017 0,078,502 -40,530,550 -118,989,774 120,02200,8357 -64,80,8614 -1,10,0002 0,01,4420 -32,41,4961 146,60,0593 -58,575,093 -6,317,238 -91,40,002 0,078,472 -19,059,927 -119,389,774 120,0342.30,5144 -63,20,5427 2,50,0003 0,00,8879 -29,40,9409 148,80,0592 -58,780,792 -4,110,861 -87,80,0008 0,082,695 -11,670,979 -120,689,774 120,0
Расчет аварийного максимального режима при трехфазном КЗ
Точка КЗТоки и напряжения в месте кз *103113,9839 -88,40,0001 0,00,0001 0,03,9839 -88,43,9840 151,63,9838 31,610,563 -16,50,002 0,00,001 0,010,561 -16,510,565 -136,510,562 103,52201,8973 -80,10,0001 0,00,0001 0,01,8975 -80,11,8972 159,91,8973 39,952,903 -8,170,0016 0,00,0019 0,052,905 -8,252,903 -128,252,901 111,8342.31,1670 -77,20,0002 0,00,0001 0,01,1668 -77,21,1671 162,81,1669 42,867,284 -5,30,0004 0,00,0010 0,067,283 -5,367,285 -125,367,283 114,7
Расчет аварийного максимального режима при трехфазном КЗ (при сопротивлении дуги 20 0м)
Точка КЗТоки и напряжения в месте кз *103112,5901 -43,50,0001 0,00,0001 0,02,5899 -43,62,5902 -163,52,5900 76,566,301 -35,60,0019 0,00,0013 0,066,303 -35,666,303 -155,666,299 84,42200,0595 -178,60,0001 0,00,0001 0,00,0593 -178,50,0596 61,50,0594 -58,689,775 0,00,0017 0,00,0008 0,089,774 0,089,774 -120,089,777 120342.30,9015 -46,80,0001 0,00,0001 0,00,9016 -46,80,9016 -166,80,9016 73,277,756 -10,00,0017 0,00,0011 0,077,754 -10,077,756 -130,077,758 110,0
Расчет аварийного максимального режима при двухфазном КЗ на землю
Точка КЗТоки и напряжения в месте кз *103112,7610 -88,61,2229 -28,01,6317 -146,04,2522 -92,84,1527 156,90,1284 -104,334,660 -3,724,469 -118,324,493 122,110,435 -17,110,721 -136,883,523 119,62201,2891 -80,60,6084 -19,20,8102 -135,62,0495 -84,21,9600 165,70,1527 -106,464,556 -4,712,175 -109,512,168 132,552,636 -8,553,325 -128,288,187 119,7342.30,7628 -78,10,4046 -15,50,5367 -131,31,2724 -81,31,2021 169,20,1927 -112,974,966 -3,38,099 -105,88,065 136,867,084 -5,667,645 125,490,417 120,0
Расчет аварийного максимального режима при двухфазном КЗ на землю (при сопротивлении дуги 20 0м)
Точка КЗТоки и напряжения в месте кз *103112,1189 -82,31,8405 -35,30,5941 -81,74,2359 -63,22,7016 129,00,0948 -61,448,234 -7,437,812 -125,68,918 -173,641,971 -66,242,705 -91,289,006 118,62201,0635 -74,20,8469 -27,70,4236 -87,72,1220 -60,111,2513 146,90,1206 -69,569,647 -5,716,946 -117,96,362 -179,659,210 -21,763,556 -118,289,386 119,5342.30,6510 -72,40,5214 -23,30,3179 -86,81,3378 -58,80,7595 153,40,1534 -75,477,529 -3,810,433 -113,54,775 -178,769,993 -12,273,650 -120,690,021 120,2
Осциллограмма и векторная диаграмма при однофазном КЗ: предшествующий режим
аварийный режим (фазные величины)
аварийный режим (симметричные составляющие)
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 kотс = 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
6,11955 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:
;
) 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.
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 tс.з последних ступеней защиты трансформатора:
;
где Δt = 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 kотс = 1,25; kпер = 2, при и kпер = 1, при — учитывает увеличение тока небаланса в переходном режиме;нб = 0,05 при Iрасч = (2…3) Iном.Т, при , kнб = 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)
список использованной литературы:
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.
.Правила устройства электроустановок, 4-е издание, М., издательство «Энергия», 1965.