Некоммерческое акционерное общество  
АЛМАТИНСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ ЭНЕРГЕТИКИ И СВЯЗИ
Электрические станций, сети и системы

 

ПЕРЕХОДНЫЕ ПРОЦЕССЫ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ
(Расчет токов короткого замыкания)
Методические указания и задания к выполнению
расчетно-графической работы № 1
(для студентов специальности 5В071800 - Электроэнергетика и 5В081200 - Энергообеспечение сельского хозяйства)

 

 

Алматы 2013

СОСТАВИТЕЛИ: А.А. Абдурахманов, Т.У. Мухашева-Рамазанова Методические указания и задания к выполнению расчетно-графической работы № 1 (для студентов специальности 5В071800 - Электроэнергетика и 5В081200 - Энергообеспечение сельского хозяйства). – Алматы: АУЭС, 2013 г.

Методические указания предназначены для выполнения РГР и содержат: введение, цель и задачи, объем и содержание работы, задание, методические указания к оформлению работ, методические указания к выполнению работ и список литературы.

Ил. 23, табл.3, библиогр.-9 назв.

Рецензент: доцент Башкиров М. В.

Печатается по доп. плану издания НАО «Алматинского университета энергетики и связи» на 2013 г.

©НАО Алматинский университет  энергетики и связи, 2013 г

Введение

Методические указания предназначены для использования студентами получающими степень бакалавра при выполнении ими расчетно-графического задания по дисциплине «Переходные процессы» раздела расчетов токов короткого замыкания .

Методические указания включают в себя методы расчета токов симметричных и несимметричных КЗ в электроэнергетических системах напряжением свыше 1 кВ.

Методические указания не предназначены для использования при расчетах токов КЗ для целей релейной защиты и автоматики в специфических условиях (наличие длинных линий электропередачи, продольной и поперечной компенсации, нелинейных элементов в цепи; двойные, повторные, видоизменяющиеся и сложные виды КЗ и т.п.).

Приводятся примеры использования кривых изменения во времени токов КЗ генераторов различных серий с различными системами возбуждения. Включен материал о терминах и определениях в области коротких замыканий в электроустановках, о буквенных обозначениях величин, а также материал о применении ЭВМ при расчетах токов КЗ.

Все основные разделы методического указания иллюстрируются примерами решения характерных задач.

1 Общие сведения

 

Ток в процессе короткого замыкания не остаётся постоянным, а изменяется, т.е., ток, увеличившийся в первый момент времени, затухает до некоторого значения, а затем под действием автоматического регулятора возбуждения (АРВ) достигает установившегося значения. Промежуток времени, в течение которого происходит изменение значения тока КЗ, определяет продолжительность переходного процесса. После того как изменение значения тока прекращается, до момента отключения КЗ продолжается установившийся режим КЗ.

 Из-за наличия в сети индуктивных сопротивлений, препятствующих мгновенному изменению тока при возникновении КЗ, значение тока нагрузки не изменяется скачком, а нарастает по определённому закону от нормального до аварийного значения. Для упрощения расчёта и анализа ток, проходящий во время переходного процесса КЗ, рассматривают как состоящий из двух составляющих: апериодической и периодической.

Апериодической называется постоянная по знаку составляющая тока , которая возникает в первый момент КЗ и сравнительно быстро затухает до нуля.

Периодическая составляющая тока КЗ в начальный момент времени называется начальным током КЗ. Начальный ток КЗ называют также сверхпереходным , так как для его определения в схему замещения вводятся сверхпереходные сопротивления генератора и ЭДС .

Установившимся называется периодический ток КЗ после окончания переходного процесса, обусловленного затуханием апериодической составляющей и действием АРВ.

В сетях, питающихся от генератора или энергосистемы ограниченной мощности, напряжение на шинах в процессе КЗ изменяется в значительных пределах, вследствие чего значения начального и установившегося токов не равны. Однако и в этом случае для расчётов релейной защиты можно использовать начальное значение тока КЗ. Это не приводит к большой погрешности, поскольку, как показывает опыт эксплуатации, на значение установившегося тока КЗ значительно большее влияние, чем на значение начального тока, оказывают увеличение переходного сопротивления в месте повреждения, токи нагрузки и другие факторы, не учитываемые обычно при расчёте токов КЗ.

 

2 Задание на выполнение расчетно-графического задания

 

а) составить схему замещения и определить в соответствии с заданием начальное (для заданного времени) значение периодической слагающей тока трехфазного кз в точке «К» расчетной схемы (см. рисунок 2.1 2.4), распределение тока трехфазного кз по ветвям расчетной схемы.

б) определить сверхпереходной ток несимметричного кз в точке «К» расчетной схемы (см. рисунок 2.1.2.4).

 

Рисунок 2.1 – Расчетная схема для вариантов 1….10, 41….50

Рисунок 2.2 – Расчетная схема для вариантов 11…20, 51…..60

Рисунок 2.3 – Расчетная схема для вариантов 21….30, 61….70

Рисунок 2.4 – Расчетная схема для вариантов 31…..40, 71…..80

 

2.1 Указания по выбору вариантов задания

 

Расчетно-графическое задание выполняется каждым студентом индивидуально в соответствии с заданным вариантом. Номер варианта выбирается по последним двум цифрам зачетной  книжки  из таблиц 2.1, 2.2.

Обозначения, принятые в заданиях

G – синхронный генератор;

T – трансформатор;

LR1 и LR2 – реактор секционный;

W – линия электропередачи;

С – система. За систему принимается самая удаленная от точки К.З. часть электроэнергетической системы на исходной расчетной схеме;

Sн – номинальная мощность, МВ·А;

Uн – номинальное напряжение, кВ;

Uк – напряжение короткого замыкания трансформатора, %

Iн – номинальный ток, А;

n – коэффициент трансформации трансформатора связи, задан отношением напряжений высшего (ВН) к низшему(НН), кВ/кВ;

X//d – сверхпереходное индуктивное сопротивление синхронного генератора по продольной оси, о.е.;

Xс(н) – номинальное индуктивное сопротивление системы, о.е.;

X – индуктивное сопротивление реактора, Ом;

Xуд – удельное индуктивное сопротивление линии электропередачи, Ом/км;

ℓ – длина линии электропередачи, км;

Та – постоянная времени затухания апериодической составляющей тока К.З., с;

tсек – время, отсчитываемое от начала К.З., с;

К – точка короткого замыкания (К.З.).

 

3 Краткие теоретические сведения и примеры расчета

 

3.1 Составление эквивалентной схемы замещения и расчет параметров схемы замещения.

 

Под расчетом электромагнитного переходного процесса обычно понимают вычисление токов и напряжений в рассматриваемой схеме при заданных условиях. В зависимости от назначения такого расчета находят указанные величины для заданного момента времени или находят их изменения в течение всего переходного процесса. При этом решение обычно проводится для одной или нескольких ветвей  и точек схемы.

Схемой замещения называют электрическую схему, соответствующую по исходным данным расчетной схеме, но в которой все трансформаторные (магнитные) связи заменены электрическими. С учетом основных допущений элементы системы электроснабжения, связывающие источники питания с местом КЗ, вводятся в схему замещения сопротивлениями, а источники – сопротивлениями и ЭДС.

Сопротивления и ЭДС схемы замещения должны быть приведены к одной ступени напряжения, принятой за основную. В практических расчетах за основную часто принимают ступень, где расположена точка КЗ.

В практических расчетах часто выполняют приближенное приведение, позволяющее быстрее и проще получить приближенную схему замещения.

 

Рассмотрим сущность такого приведения .

Расчет проводится в относительных единицах (о.е.) по формулам приближенного приведения.

Представление величин в относительных единицах (в долях или процентах) излагалось при изучении электрических машин, где реактивности выражают в долях единицы (в каталогах приводятся и в процентах), напряжения uк трансформаторов – в процентах, пусковые токи и моменты двигателей – в кратностях от их номинальных значений и т. д.

Под относительным значением какой- либо величины понимают ее отношение к другой одноименной величине, выбранной за единицу измерения и называемой базисной единицей.

При расчетах коротких замыканий класс номинального напряжения электрической сети определен, но часто (особенно на стадии проектирования) не известны до аварийные режимные параметры сети и, следовательно, действительные коэффициенты трансформации трансформаторов или автотрансформаторов. Поэтому для каждой ступени трансформации устанавливаются средние номинальное напряжения Uср в соответствии приведённой  шкалой (1150/1150; 750/750; 515/500; 340/330; 230/220; 154/150; 115/110; 37/35; 27,5/25; 24/24; 20/20; 18/ 18; 15,75/15,75; 13,8/13,8; 10,5/10; 6,3/6; 3,15/3; 0,69/0,66; 0,525/0,5; 0,4/0,38; 0,23/0,22; 0,127/0,127). Что приводит к не учёту у трансформаторов устройств РПН падения напряжения в сети и отличия в номинальных величинах напряжения, например, линии и электрически связанных с ними обмоток трансформаторов.

Тогда коэффициент трансформации трансформаторов и автотрансфор-маторов равен отношению Uср  связываемых ступеней, а результирующий коэффициент трансформации каскада трансформаторов будет определяться отношением Uср крайних ступеней, рассмотрим это на примере приведенной на рисунке 3.1.

 

 

Рисунок 3.1 - Расчетная электрическая схема

 

                         ,                                                     (3.1)

                   .                       (3.2)

Расчет базисных токов и сопротивлений:

                                                   (3.3)

                                               .                                                 (3.4)

Выражения величин в относительных базисных единицах зависят от единиц измерения исходной информации. Так, если они заданы в именованных единицах, то при выбранных базисных условиях относительные значения ЭДС, напряжения, тока, мощности и сопротивления будут следующими:

                                                     (3.5)

где « звездочка» указывает на относительную величину, индекс «б» – на приведение к базисным условиям. Исходными данными в именованных единицах измерения в расчетах часто используют сопротивления в омах линий и токоограничивающих реакторов, напряжения эквивалентных систем в киловольтах и др.

Для выполнения расчета в относительных единицах нужно все ЭДС и сопротивления элементов схемы выразить в относительных единицах при выбранных базисных условиях. Выбрать данные условия следует так, чтобы вычисления были проще и порядок числовых значений относительно базисных величин  был достаточно удобен для оперирования ими. За базисную мощность Sб (МВА) рекомендуется принимать простое круглое число (100, 1000 и т.п.) либо часто встречающуюся в заданной схеме номинальную мощность (или кратную ей). Заметим, что величина Sб на всех ступенях напряжения одна и та же. За Uб целесообразно принимать номинальное напряжение Uном или его среднюю величину Uср. Определение параметров схемы замещения в относительных базисных единицах возможно двумя способами. Первый способ. Вначале определяют приведенные к основной ступени напряжения параметры схемы замещения в именованных единицах измерения. Затем выбирают на основной ступени базисные условия Sб, Uб, определяют Iб  и выполняют соответствующий пересчет.

Электрические сопротивления различных элементов схемы замещения ЭЭС для начального момента времени КЗ определяются по паспортным (каталожным) значениям параметров, которые должны быть заданы или которыми можно задаться.

Они определяются для следующих элементов ЭЭС:

1) Для синхронных генераторов G и компенсаторов GС, синхронных электродвигателей М

                                                 (3.6)

где хd// –сверхпереходное индуктивное сопротивление синхронной машины (генераторов, компенсаторов и синхронных электродвигателей) в относительных единицах при номинальных условиях, Ом;

Sном- номинальная мощность синхронной машины (генераторов, компенсаторов и синхронных электродвигателей) в относительных единицах при номинальных условиях, кВА.

2) Для электроэнергетической системы GS

                                                  (3.7)

или

                                                         (3.7,а)

где x1, GS – сопротивление системы токам прямой последовательности в относительных единицах при мощности системы, равной SGS, Ом;

Sк – мощность короткого замыкания от системы GS, МВА.

3) При заданной мощности КЗ Sк в узле присоединения GS необходимо определить результирующее сопротивление всей схемы X относительно узла, в котором задана мощность Sк:

                                                        (3.8)

где Sк – мощность короткого замыкания от системы GS, МВА

Sк=Uср. номIпо;

Iпо–начальное значение периодической составляющей аварийного тока в момент возникновения КЗ (t=0).

При этом величина XGS (см. рисунок 3.2) является составляющей

Рисунок 3.2 - Схема замещения ЭЭС

 

результирующего сопротивления X, определяемого по выражению (3.1), и может быть рассчитана при заданном значении сопротивления остальных элементов ЭЭС по выражению:

                                                         (3.9)

или

                                                  (3.9,а)

4) Для двухобмоточных трансформаторов (Т)

 

,                                                    (3.10)

где  uк  - напряжение короткого замыкания двухобмоточного трансформатора, %;

ST. ном. – номинальная мощность трансформатора, МВА.

5) Для двухобмоточных трансформаторов с расщепленными обмотками

                                           (3.11)

                                            (3.11,а)

низшего напряжения на две (схема замещения трехлучевой звезды)

 

                                    (3.11,б)

где u % - напряжение КЗ трансформатора пары обмоток высшего и низшего напряжений, %;

Xв - сопротивление обмотки высшего напряжения;

Xн1н2 - сопротивления обмоток низшего напряжения.

6) Трехобмоточный трансформатор или автотрансформатор (Т, АТ);

 

                                                                                     (3.12)

 

где uкВ % , uкВС %, uкН % - напряжение короткого замыкания обмотки высокого напряжения, среднего и низкого соответственно.

Напряжение короткого замыкания обмотки высокого напряжения определяется из выражения:

                          (3.13)

Напряжение короткого замыкания обмотки среднего напряжения определяется из выражения:

 

                                                 (3.13,а)

 

Напряжение короткого замыкания обмотки низкого напряжения определяется из выражения:

 

                                                  (3.13,б)

 

Если напряжение КЗ какой-либо из обмоток получается равным нулю или меньше нуля, то сопротивление соответствующей обмотки трансформатора принимается равным нулю.

 

7) Для реактора (LR или Р):

 

,                                      (3.14)

 

          где Uср.р - среднее напряжение ступени, на которой установлен реактор, кВ;

      U ном. реак - номинальное напряжение реактора, кВ;

хреак – сопротивление реактора в %;

Iб – базисный ток, кА;

I ном.реак –номинальный ток реактора, кА.

8) Для воздушных линий электропередачи (W):

 

                                                                                          (3.15)

где худ –удельное индуктивное сопротивление провода, Ом/км;

ℓ - протяженность линии, км.

9) Для кабельных линий электропередачи

 

,                               (3.16)

 

где г(1) и х(1) - удельные активное и индуктивное сопротивления токам пря­мой последовательности, Ом/км;

- длина линии, км;

Uб - базисное напряжение на ступени напряжения рассматриваемой ка­бельной линии.

10) Для нагрузки (Н):

 

                               ,                                                   (3.17)

 

где х;агр - индуктивное сопротивление нагрузки в момент возникновения КЗ.

принимается равным 0,35, выраженное в относительных единицах при полной рабочей мощности нагрузки Sp, МВ • А, и среднем номинальном напряжении той ступени, где эта нагрузка присоединена.

          11) Для система С:

при известной мощности короткого замыкания:

 

                                                  ,                                                 (3.18)

 

где Sк.з.(3) – мощность трехфазного короткого замыкания системы, МВА;

при известной номинальной мощности и относительном сопротивлении:

                                                                                            (3.19)

где Sс. ном – номинальная мощность системы, МВА;

      Хсис – сопротивление системы в именованных единицах, Ом;

при известном номинальном напряжении и сопротивлении в именованных единицах:

                                                                                      (3.20)

для системы бесконечной мощности: хб. сис =0.

При расчетах необходимо приводить формулы в общем виде с последующей подстановкой в них численных значений и указанием полученного результата и размерности.

В схемах замещения за электрическими сопротивлениями источников питания указываются электродвижущие силы. При отсутствии данных об электродвижущих силах и во всех приближенных расчетах рекомендуется принимать средние значения ЭДС, которые приведены в таблицы 3.1.

 

Таблица 3.1 - Средние значения ЭДС в момент возникновения КЗ в относительных единицах при номинальных условиях

Наименование элементов ЭЭС

ЭДС, о.е.

электроэнергетических систем GS

1,0

турбогенераторов мощностью до 100 МВт

1,08

турбогенераторов мощностью 100-500 МВт

1,13

гидрогенераторов с демпферными обмотками

1,13

синхронных компенсаторов

1 ,20

синхронных электродвигателей

1,1

асинхронных электродвигателей

0,9

обобщенной нагрузки

0,85

Каждому электрическому сопротивлению схемы замещения и электродвижущей силе присваивается порядковый номер (сопротивление обозначается в виде дроби, числитель которой порядковый номер, а знаменатель - его значение в относительных единицах при базисных условиях).

Схемы замещения путем последовательных эквивалентных преобразо­ваний приводятся к простейшим эквивалентным схемам замещения: эквива­лентный источник - эквивалентное сопротивление - узел КЗ. При этом ис­пользуются известные из курса теоретических основ электротехники способы эквивалентного преобразования схем.

При последовательном соединении n сопротивлений эквивалентное со­противление

                                               .                                              (3.21)

 

При параллельном соединении n сопротивлений 

                                                                                            (3.22)

 

где уi– проводимость ветви i.

уi =

          При параллельном соединении n сопротивлений с приложенными за этими сопротивлениями ЭДС  определяется по (3.2), а эквивалентная ЭДС

                                                                                 (3.23)

 

где уэкв – эквивалентная проводимость ветвей.

 

 

При сложении двух параллельных сопротивлений с разными ЭДС

                                                                                                  (3.24)

 

                                                                                          (3.25)

 

Треугольник сопротивлений схемы замещения xAB, xBC, xAC может быть преобразован в эквивалентную звезду сопротивлений xA, xB, xC по следующим выражениям:

 

                                                                                  (3.26)

При преобразовании звезды сопротивлений схемы замещения в эквивалентный треугольник сопротивлений со сторонами

                                  .                                         (3.27)

После приведения схемы ЭЭС к простейшей эквивалентной с параметрами E, x, r начальное значение периодической составляющей тока КЗ по Iпо определяется по выражению:

                                             ;                                                                      (3.28)

                                                                                                        (3.29)

                                                                                                 (3.30)

3.2 Расчет токов КЗ

 

3.2.1 Основные допущения.

При расчетах токов короткого замыкания допускается:

1) не учитывать сдвиг по фазе ЭДС различных синхронных машин и изменение их частоты вращения, если продолжительность КЗ не превышает 0.5 с;

2) не учитывать межсистемные связи, выполненные с помощью электропередачи (вставки) постоянного тока;

3) не учитывать поперечную емкость воздушных линий электропередачи напряжением 110-220 кВ, если их длина не превышает 200 км, и напряжением 330-500 кВ, если их длина не превышает 150 км;

4) не учитывать насыщение магнитных систем электрических машин;

5) не учитывать токи намагничивания трансформаторов и автотрансформаторов;

6) не учитывать влияние активных сопротивлений различных элементов исходной расчетной схемы на амплитуду периодической составляющей тока КЗ, если активная составляющая результирующего эквивалентного сопротивления расчетной схемы относительно точки КЗ не превышает 30 % от индуктивной составляющей результирующего эквивалентного сопротивления;

7) приближенно учитывать затухание апериодической составляющей тока КЗ, если исходная расчетная схема содержит несколько независимых контуров;

8) приближенно учитывать электроприемники, сосредоточенные в отдельных узлах исходной расчетной схемы.

 

3.2.2 Расчет действующих значений периодической составляющей тока и мощности в точке КЗ для начального момента времени.

При расчете начального действующего значения периодической составляющей тока трехфазного КЗ в электроустановках напряжением свыше 1 кВ в исходной расчетной схеме должны быть заданы все синхронные генераторы и компенсаторы, а также синхронные и асинхронные электродвигатели мощностью 100 кВт и более, если между электродвигателями и точкой КЗ отсутствуют токоограничивающие реакторы или силовые трансформаторы.

Порядок расчета.

1) Для заданной расчетной схемы ЭС составить схему замещения, в которой синхронные генераторы и электродвигатели учитываются своими сверхпереходными параметрами, т.е. ЭДС- Еq'' и сопротивлением Хq''. Модуль ЭДС определяется по формуле:

 

                                         (3.2.1)

 

а для синхронных компенсаторов по формуле:

 

                                                                                      (3.2.2)

          где Uo, - напряжение на выводах генератора, Io, - ток генератора,

       φо-угол сдвига между напряжением на выводах генератора и током в исходном режиме.

В относительных единицах Uo=1,0 и Io, =1,0. Знак «+» относится к синхронным машинам, которые к моменту КЗ работали в режиме перевозбуждения, а зна«-»-к работавшим с недовозбуждением.

Сверхпереходная ЭДС асинхронных электродвигателей определяется по формуле

                 Еq''=.                       (3.2.3)

 

При отсутствии необходимых данных можно воспользоваться средними относительными значениями Е' и х', указанными в таблице 3.2 [1].

 

Таблица 3.2 - Средние относительные значения Е' и х'

Наименование элемента

Е'

х'

Гидрогенератор с демпферной обмоткой

1,13

0,2

Гидрогенератор без демпферной обмотки

1,18

0,27

Турбогенератор мощностью до 100 МВт

1,08

0,125

Турбогенератор мощностью 100-500 МВт

1,13

0,2

Синхронный компенсатор

1,2

0,2

Синхронный двигатель

1,1

0,2

Асинхронный двигатель

0,9

0,2

Обобщенная нагрузка

0,85

0,35

 

2) Свернуть схему замещения к простейшему виду (см. рисунок 3.2). Найти результирующее сопротивление Хрез. и результирующую эквивалентную ЭДС Ерез.

 

Рисунок 3.1 - Простейший вид схемы замещения

 

При преобразовании схемы замещения возникает необходимость в определении эквивалентной ЭДС. Если ЭДС источников не равны, то эквивалентная ЭДС для двух параллельных ветвей определяется по формуле (3.2):

                                          =,                                                (3.2.4)

где Е1, Е2 - ЭДС первого и второго источников питания;

х1, х2 - сопротивления от источников до общей точки "А" (см. рисунок 3.3).

 

 

Рисунок 3.2 - Простейшая схема замещения результирующей ЭДС

 

3) Определить начальное действующее значение периодической составляющей тока в точке КЗ в кА по формуле:

 

                                               =,кА,                                              (3.2.5)

 

где Iб - базисный ток на ступени КЗ в кА.

Базисный ток на ступени КЗ определяем из выражения:

 

                                              =,кА,                                                   (3.2.6)

 

где Sб–базисная мощность, МВА;

Uб- базисное напряжение на ступени на ступени КЗ, кВ.

 

4) Вычислить мощность короткого замыкания в МВА по формуле:

 

                                         =, МВА.                                        (3.2.7)

 

3.3     Примеры решения

 

3.3.1 Пример определения параметров схемы замещения.

Пример 1. Для электроэнергетической системы, представленной схемой электрических соединений (см. рисунок 3.3) и исходными данными параметров элементов ЭЭС, составить схему замещения в относительных единицах при приближенном приведении и вычислить начальное значение периодической составляющей тока КЗ и мощность КЗ в узле 1схемы.

 

Рисунок 3.3 - Расчетная схема ЭЭС

 

Обозначения на схеме: GS - электроэнергетическая система; G1, G2, G3- синхронные генераторы; T1,T2, T3, T 4 - трансформаторы; LR1, LR2- токоограничивающие реакторы; W1 ,W2, W3 - линии электропередачи; Н1, Н2, Н3, Н5, Н6 - нагрузка.

Параметры расчетной схемы:

Генераторы G1, G2, G3: Sном=75 МВА; Uн=15,75 кВ; хd'=0,190.

Система С:хс =15 Oм; Uн =230 кВ.

Трансформаторы T1, Т2: Sном =250МВА, Uном.Н =15,75 кВ, Uном.В =121 кВ, uк. в-с =10,5%;

Т3Т4: Sном=40,0 МВ·А; uк,вн=17,5 %; uк,вс=10,5 %; uк,сн=6,5 %;

Реакторы LR1, LR2:Uном.=10 кВ; хр=0,2

Линии электропередач W1:ℓ1 =40 км, худ. 0,4 Ом, n1 =2; W2: ℓ2 =20 км, худ.=0,4Ом, n2=1. W3: ℓ3=25 км, худ.=0,4 Ом, n3=1,

где n1, n2, n3-количество цепей ЛЭП.

Нагрузка: Н123=30МВА, Н5 =25 МВА, Н6=35 МВА.

 

Решение

Задачу решаем в относительных единицах по формулам приближенного приведения. Для этого приводим схему замещения (см. рисунок 3.4).

 

Рисунок 3.4 - Схема замещения

 

В качестве базисной мощности примем Sб=1000 МВ А.

За базисные напряжения на соответствующих ступенях трансформации примем напряжения из шкалы средних номинальных напряжений:

UбI=10,5кВ; UбII=115 кВ; UбIII=37 кВ; UбIV=10,5 кВ.

Индуктивные сопротивления турбогенераторов G1–G3:

 

==== • =.

 

Индуктивное сопротивление  системы GS

 

==15•=.

 

Индуктивные сопротивления нагрузок:

 

===14;

 

==0,35•=10;

 

====0,35•=11,7.

Индуктивные сопротивления трансформаторов Т1, Т 2:

 

====0,42.

 

Индуктивные сопротивления реакторов LR1, LR2:

 

===0,2=1,8.

 

Индуктивные сопротивления линии W1–W3:

 

==•ℓ1=0,4•40•=1,2;

 

=•ℓ2=0,4•20•=0,6;

 

=•ℓ3=0,4•25•=0,76.

 

Для трехобмоточного трансформатора Т34, предварительно находим напряжение короткого замыкания каждой обмотки:

 

uк.В.=0,5•(uк.ВС+uк.ВН+uк.СН)=0,5•(10,5+17,5-6,5)=10,75%;

 

uк.С.=0,5•(uк.ВС+uк.СН+uк.ВН)=0,5•(10,5+6,5-17,5)=-0,25%≈0;

 

uк.Н. = 0,5•( uк.ВН + uк.СН + uк.ВС) = 0,5•(17,5+6,5-10,5)=6,75%.

 

Индуктивные сопротивления обмоток Т3, Т 4:

 

====2,7;

 

====0;

 

====1,7.

 

На  схему замещения (см. рисунок 3.4) наносим все полученные расчетные значения сопротивлений элементов схемы (см. рисунок 3.5).

 

 

Рисунок 3.5 - Схема замещения с расчетными значениями сопротивлений

 

3.3.2 Пример вычисления токов КЗ и мощности КЗ.

Вычисляем начальное значение периодической составляющей тока КЗ и мощность КЗ в узле 1схемы 3.3.

Для вычисления токов КЗ в узле 1 пренебрегаем элементами которые не оказывают влияние на ток короткого замыкания в данном точке. Такими элементами в данной схеме являются  сопротивления нагрузок 2, 3, 5, 6 и сопротивления трансформаторов Т3 и Т4.

          С учетом этого приводим схему замещения в которой отсутствуют сопротивления трансформаторов Т3 и Т4, а также сопротивления нагрузок 2, 3, 5, и 6. Схема замещения представлена на рисунке 3.6

Вычисляем начальное значение периодической составляющей тока КЗ и мощность КЗ в узле 1схемы.

 

 

Рисунок 3.6 - Расчетная схема замещения

 

выполняем преобразования:

= +=0,6+0,76 =1,36;

 

 = =  = 0,766;

 

 = = = 0,6;

 

 =+=0,6+1,13 =1,73,

 

после преобразования получим следующую схему замещения (см. рисунок 3.7)

Рисунок 3.7 - Преобразованная схема замещения

 

Преобразуем звезду сопротивлений Х10, Х11, Х21 в треугольник сопротивлений х22, х23, х24:

= ++=0,42+1,73+=3,88;

 

=++=0,42+0,42+=0,94;

 

 = + +  = 0,42+1,73+  =3,88.

 

Разрезаем треугольник сопротивлений Х22, Х23, Х24 по узлу системы (см. рисунок 3.8):

Преобразуем треугольник сопротивлений Х12, Х13, Х3 в звезду сопротивлений Х25, Х26, Х27 (см. рисунок 3.7):

 =  =  =0,38;

 =  =  =0,71;

 =  =  =0,38,

 

после преобразований получим следующую схему замещения.

 

Рисунок 3.8 - Упрощенная схема замещения

 

Продолжим преобразование схемы до точки КЗ

 =  +  =2,53 + 0,71=3,24;

 

 =  =  =1,32;

 

 =  = =1,048;

 

 = + =0,38+1, 32 = 1,7;

 

 =  =  =1,11;

 

=  = =1,06;

 

 =  + =1,11 + 0,38=1,49.

 

После преобразования получим следующую схему замещения (см. рисунок 3.9)

Рисунок 3.9 - Схема замещения после преобразования

 

После выполненных преобразований схема замещения приобретает вид.

          Определим начальное значение периодической составляющей тока короткого замыкания:

 

 =  + + +  = + +  + =1,46,

 

где Еi – ЭДС эквивалентного источника i;

       хi – соответствующее сопротивление ветви i.

Пересчитаем ток из относительных единиц в именованные, кА:

 

 =  •  = 0,906 •  =80,85 кА,

 

где UбI – базисное напряжение той ступени трансформации, на которой находится точка короткого замыкания, кВ.

Значение мощности короткого замыкания, МВ·А,

  = =  =1469 МВА.

 

Расчет токов КЗ при трехфазном КЗ в узле 6 ЭЭС.. Проводим анализ схемы и определяем элементы схемы не влияющие на величину тока КЗ в заданной точке. Такими элементами являются нагрузки Н1, Н2 и Н3, следовательно мы ими пренебрегаем. Приводим схему замещения без учета нагрузок Н1, Н2 и Н3 (см. рисунок 3.10).

Рисунок 3.10 - Схема замещения для определения токов КЗ в узле 6

 

Производим преобразовании схемы (см. рисунок 3.11) с учетом симметрии схемы т.е. Х13, Х1011, Х1213, Е1=Eотносительно шин высшего напряжения трансформаторов Т1, Т2. А также с учетом того что напряжение в узлах 1 и 3 будут одинаковыми и поэтому для них можно определить результирующее ЭДС:

= =  =1,265;

 

 = =  =0,21;

 

 = =  =0,9;

 

 = =  =1,08;

 

 = =  =0,6;

 

 = =  =1,35;

 

 = =  = 0,65;

 

 =  +  = 2,53 +0,9 =3,43;

 

 = =  = 0,85;

 

 = =  =1,08;

 

 =  + = 0,85 +0,21 =2,06.

 

Приводим преобразованную схему замещения нанесением на ней полученных после преобразования значений сопротивлений (см. рисунок 3.11).

Рисунок 3.11 - Схема замещения промежуточного преобразования

 

Производим дальнейшее преобразование схемы, преобразуем треугольник сопротивлений Х16, Х17, Х27 в звезду сопротивлений Х33, Х34, Х35:

 

 = =  =0,18;

 

 = =  =0,23;

 

 = =  =0,23.

 

Приводим преобразованную схему замещения нанесением на ней полученных после преобразования значений сопротивлений (см. рисунок 3.12).

 

Рисунок 3.12 - Схема замещения промежуточного преобразования

 

Продолжаем преобразовывать схему замещения нанесением, определяем эквивалентные сопротивления:

 

х36 = х3332 =0,18+2,06=2,24;

 

х37 = х344 =0,23+1,13=1,36;

 

х38 = х3528 =0,23+1,35=1,58.

 

Приводим преобразованную схему замещения и наносим на ней полученные после преобразования значения сопротивлений (см. рисунок 3.13).

Рисунок 3.13 - Схема замещения промежуточного преобразования

 

Продолжаем преобразовывать схему замещения нанесением, определяем эквивалентные сопротивления и результирующие ЭДС:

 

 =  =  =1,9;

 

 = =  =1,03;

 

 = + =1,9+1,58=2,48;

 

 = =  = 2,1;

 

 = =  =1,0;

 

 =  +  =0,65+2,1=2,75.

 

Приводим преобразованную схему замещения и наносим на ней полученные после преобразования значения сопротивлений и результирующем ЭДС (см. рисунок 3.14)

 

 

Рисунок 3.14 -  Эквивалентная схема замещения

 Определим начальное значение периодической составляющей тока короткого замыкания из выражения:

 

 =  +  =  -  = 0,45.

 

Пересчитаем ток из относительных единиц в именованные:

 

 =  •  = 0,45•  = 24,7 кА.

 

          Находим распределение токов КЗ в схеме замещения ЭЭС, нумерация токов в ветвях схемы совпадает с номерами сопротивлений схемы замещения:

 =  =  = 0,36.

 

Напряжение в узле «а» расчетной схемы рисунков 2.2, 2.3.

 

 =  +  •  = 0 + 0,36 • 0,65 = 0,234,

 

  =  =   = 0,32,

 

  =   +  •  = 0,234 + 0,32 • 1,35 = 0,667,

 

=   +   •  = 0,234+ 0,32 • 1,58 = 0, 47,

 

 =  =  = 0,27,

 

  =   +  •  = 0,47+0,27•0,18 = 0,52.

 

Ток КЗ в линии электропередачи W2

 =  = = 0,088.

 

Пересчитаем ток из относительных единиц в именованные:

 =  •  = 0,088 •  = 442 А,

 

где UбI – базисное напряжение той ступени трансформации, на которой находится линия W2, кВ.

          Для определения активных сопротивлений примем из таблицы 3.3 следующие соотношения х/r: для системы GS-60; для генераторов G1, G2, G3- 50; для трансформаторов Т1, Т2, Т3, Т4-40; для реакторов LR1 и LR2 -60;линий электропередач W1-4, W2-2, W3- 3,0; нагрузок Н5, Н6 -2,5.

          Активные сопротивления: генераторов G1, G2 и G3.

Таблица 3.3 - Значения соотношений x/r для отдельных элементов схемы замещения

Наименование элемента

Отношение

Турбогенераторы до 100 МВт

15-85

Турбогенераторы 100-500 МВт

100-140

Трансформаторы 5-30 МВА

7-17

Трансформаторы 60-500 МВА

20-50

Реакторы до 1000 А

15-70

Реакторы от 1500 А

40-80

ЛЭП

2-8

Обобщенная нагрузка

2,5

системы GS

= =  =  =  = 0,0506,

нагрузок Н5 и Н6

 

 =  =  = 0,019.

 

 =  =  = 5,6,

 

 =  =  = 4,0,

 

трансформаторов Т1 и Т2

 =  =  =  = 0,35,

 

реакторов LR1 и LR2

 =  =  =  = 0,03,

 

двухцепной линии W1

 =  =  =  = 0,03,

 

линии W2 и W3

 =  =  = 0,03,

 

 =  =  = 0,025,

 

обмоток высшего, среднего и низшего напряжений трансформаторов Т3 и Т4

 =  =  =  = 0,0675,

 

 = =  =  = 0,

 

 =  =  =  = 0,0325.

 

Так как схема замещения с активными сопротивлениями по конфигурации будет соответствовать схеме замещения из индуктивных сопротивлений, то алгоритм преобразования сопротивлений относительно точки КЗ для обеих схем будет одинаков:

 

 =  =  = 0,0253;

 

 =  =  = 0,175;

 

=  =  = 0,015;

= = =0,015;

 

r28 = = = 0,033;

 

 =  =  = 0,0167;

 

 =  +  = 0,0506 + 0,015 = 0,066;

 

 = =  = 0,018;

 

 =  + = 0,018+0,175 = 0,193;

 

 =  =  = 0,077

 

 = =  =0,098;

 

=  =  = 0,39;

 

= +  =0,193 + 0,077 = 0,27;

 

 =  + =1,13+0,098 = 1,228;

 

 =  +  = 0,39 + 0,0327 = 0,423;

 

 = = =0,22;

 

 = +  =0,423+ 0,22= 0,643;

 

 =  =  = 0,615;

 

 =  +  = 0,0167+ 0,615= 0,6317.

Эквивалентное (суммарное) активное сопротивление

=  = = 0,59.

 

Эквивалентное (суммарное) индуктивное сопротивление

 

 =  =  = 2,16.

 

Определим постоянную затухания апериодической составляющей Та:

=  =  = 0,135с.

 

Определим ударный коэффициент kу:

kу = 1+ =1+ =1,612.

 

Определим ударный ток:

iу = Iпо•kу = =56,14кА.

 

3.3.3 Пример расчета кз в произвольный момент времени.

Определяем действующее значение  периодической составляющей установившегося тока трёхфазного к.з. в узле 2 (см. рисунок 3.3).

Для определения периодической составляющей тока КЗ в произвольный момент времени переходного процесса рекомендуется использования метода типовых кривых. Для данного метода нагрузки в схему замещения не вводятся и сопротивлениями элементов не влияющих на значение тока КЗ  пренебрегают. В данном задании сопротивлениями трансформаторов Т3, Т4 не влияющими на величины токов КЗ пренебрегаем. С учетом этого составляем схему замещения (см. рисунок 3.15).

Так как КЗ представлен в узле 2 где источником энергии представлен генератор G2, то радиально связанные  с этим узлом генераторы G1, G3 и источник GS находятся в равных условиях, и они представлены шинами неизменного напряжения, следовательно при решении будем использовать основные и дополнительные типовые кривые [2].

 

 

Рисунок 3.15 - Исходная схема замещения

 

Для преобразования схемы замещения, представленную на рисунке 3.15, к расчетной (см. рисунок 3.16) произведем расчеты с использованием метода типовых кривых:

х24 =  = = 1,265;

 

х25 =  = = 0,21;

 

х26 =  = = 0,9;

 

Е7 = =  =1,08;

 

х27 =  = = 0,6;

 

х2816 17 =0,6+0,76=1,36;

 

х29 =  = = 0,45;

 

х304 25 29 =1,13+0,21+0,45=1,79.

 

Приводим расчетную схему замещения после преобразования (см. рисунок 3.16).

 

Рисунок 3.16 - Расчетная схема замещения для определения тока КЗ по типовым кривым

 

Определим начальное значение периодической составляющей тока короткого замыкания генератора G2:

 

IпоG2* =  =  =0,427.

Пересчитаем ток из относительных единиц в именованные:

IпоG2* = IпоG2* = 0,427• = 23,5 кА.

 

Определим номинальный ток генератора, приведенный к ступени КЗ:

 

Iном.G2 =  = =4,12 кА.

 

где Sном.G2 – номинальная мощность генератора G2, МВ·А.

Определить кратность начального тока КЗ генератора (ki 0 G2), который позволит определить номер основной типовой кривой:

 

ki 0 G2 = = = 5,7.

 

По номеру основной типовой кривой (экстраполяцией) найдем значение kt  для времени t = 0,25 по основной кривой [4]:

 

kt = 0,53.

 

Определяем действующее значение периодической составляющей тока КЗ от генератора G2 в момент времени t = 0,25 с из выражения:

 

 ;

Int.G2 = kt • IпоG2 =0,53•23,5=12,455 кА.

 

Определим  номинальный  суммарный  ток  генераторов G1, G3, приведенный к ступени КЗ

 

Iном.G1. G3.  = = = 8,26 кА,

 

где Sном.G1 ,G3 – суммарная номинальная мощность генераторов G1, G3, МВ·А.

Определяем начальный ток КЗ от генераторов G1, G3 и источника GS.

Для этого производим дальнейшее преобразование схемы:

х31 =  + х26  = +0,9 = 1,64;

 

Е8 = =  =1,047.

 

Приводим преобразованную схему замещения (см. рисунок 3.17) с нанесением на ней полученные результаты расчетов.

 

 

Рисунок 3.17 - Преобразованная схема замещения

Определим начальное значение периодической составляющей тока короткого замыкания:

I31* = Iк.о = = 0,64.

 

Пересчитаем ток из относительных единиц в именованные:

 

I31 = Iко = I31* =0,64•  = 35,2 кА.

 

Определим напряжение в узле а (см. рисунок 4.15):

 

U31 = Uк + Iк.о х26=0+0,64•0,9=0,576.

 

 

Определяем начальный ток генераторов G1, G3:

 

IпоG1, G3* = = 0,4.

 

Определим долю начального тока КЗ генераторов в общем токе КЗ Iк0:

 

 = =0,625.

 

Пересчитаем ток из относительных единиц в именованные:

 

IпоG1, G3 = IпоG1, G3* =0,4•  = 22 кА.

 

Определим кратность начального тока КЗ генераторов G1, G3:

 

 =  = 2,66.

 

По основным, а затем дополнительным типовым кривым найдем значение kt для времени t = 0,25 с:

kt =0,84.

 

Определим действующее значение периодической составляющей тока КЗ от генераторов G1, G3 и системы GS в момент времени t = 0,25 с, кА:

 =  

отсюда

Iкт= kt •Iко= 0,81• 35,2 =28,5 кА.

 

Ток в месте рассматриваемого трехфазного КЗ через 0,25 с от начала КЗ,

It = Int G2 + Iкт = 12,455+28,5 =40,955 кА.

 

 

Список литературы

 

1. Ульянов С. А. Электромагнитные переходные процессы в электрических системах: учеб. для вузов С. А. Ульянов. – М.: Энергия, 1970. – 520 с.

2. РД 153-34.0-20.527–98. Руководящие указания по расчету токов короткого замыкания и выбору электрооборудования/под ред. Б. Н. Неклепаева/ – М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2002. – 152 с.

3. Расчет коротких замыканий и выбор электрооборудования :учеб. пособие для студ. высш. учеб. заведений /Н.П. Крючков, Б. Н. Неклепаев В.А. Старшинов и др. – М. : Изд. центр «Академия», 2005. – 416 с.

4. Куликов Ю. А. Переходные процессы в электрических системах: учеб. пособие / Ю. А. Куликов. – Новосибирск : Изд-во НГТУ, 2003. – 283 с.

5. Зорин В. Б. Электромагнитные переходные процессы в электроэнергетических  системах : метод.  указания /сост. В. Б. Зорин/ – Красноярск: ИПЦ КГТУ, 2004. – 56 с.

6. Бобров А. Э. Электромагнитные переходные процессы в электроэнергетических системах : учеб. пособие А. Э. Бобров А. М., Дяков, В. Б., Зорин. – Красноярск: ИПЦ КГТУ, 2006. – 127 с.

7. Рожкова, Л. Д. Электрооборудование станций и подстанций [Текст]: учеб. для техникумов /Л. Д. Рожкова, В. С. Козулин. –М.: Энергия , 1980 - 600 с.

8. Справочник по электроснабжению промышленных предприятий: Проектирование и расчет А. С. Овчаренко, М. Л. Рабинович, В. И. Мозырский, Д. И. Розинский. – Киев: Технiка, 1985. – 279 с.

9. Электротехнический справочник / под общ. ред. профессоров МЭИ. Т. 3. Кн. I. – М.: Энергоатомиздат, 1988. – 878 с.

 

Содержание

 

Введение

3

1 Общие сведения

4

2 Задание на выполнение расчетно-графического задания

4

2.1 Указания по выбору вариантов задания

6

3. Краткие теоретические сведения и примеры расчета

7

3.1 Составление эквивалентной схемы замещения и расчет параметров схемы замещения                                                                                                               

 

7                      

3.2 Расчет токов КЗ

15

3.2.1 Основные допущения

15

3.2.2 Расчет действующих значений периодической составляющей тока и мощности в точке КЗ для начального момента времени                                                                                                                    

3.3 Примеры решения                                                                        

3.3.1 Пример вычисления токов кз и мощности кз         

 

 

15

17

21

Таблица 2.1                                                                                                                

Таблица 2.2                                                                                               

39

42

Список литературы

45

 

Дополнительный план 2013г., 45

Абдурахманов Абдугани Абдужалилович
Мухашева-Рамазанова Толкын Умирзаковна

 

ПЕРЕХОДНЫЕ ПРОЦЕССЫ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ
(Расчет токов короткого замыкания)
Методические указания и задания к выполнению
расчетно-графической работы № 1
(для студентов специальности  5В0701800 – Электроэнергетика)

 

Редактор Н. М. Голева
Специалист по стандартизации Н.К. Молдабекова

 

Подписано в печать
Формат 60х84 1/16
Тираж  ____экз
Бумага типографская №1
Объем  ____уч. изд. Л
Заказ №_____ Цена ____ тенге

 

Копировально-множительное бюро
некоммерческого акционерного общества
«Алматинский университет энергетики и связи»
050013, Алматы,ул. Байтурсынова, 126

Таблица 2.1 Варианты заданий

№ варианта

Генератор

T1

T2

T3

T4

Sн, МВА

 X//d , Ом

сosφ

Uн, кВ

n

Sн, МВА

uк, %

kтт

Sн, МВА

uк, %

n

Sн, МВА

uк, %

n

Sн, МВА

uк, %

n

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

01

75

0.146

0,85

10,5

3

80

10,5

115/10,5

80

10,5

115/10,5

25

10,5

115/11

25

10,5

115/11

02

176.5

0.213

0,8

18

3

200

10,5

121/18

200

10,5

121/18

40

10,5

115/11

40

10,5

115/11

03

235

0.19

0,8

15,75

3

250

10,5

124/15,75

250

10,5

124/15,75

63

10,5

115/10,5

63

10,5

115/10,5

04

353

0.173

0,85

20

3

400

10,5

121/20

400

10,5

121/20

80

10,5

115/10,5

80

10,5

115/10,5

05

125

0.214

0,85

13,8

3

125

11

121/13,8

125

11

121/13,8

100

10,5

115/10,5

100

10,5

115/10,5

06

170

0.21

0,85

18

3

200

11

124/18

200

11

124/18

125

10,5

115/10,5

125

10,5

115/10,5

07

120

0.2

0,85

13,8

3

125

10,5

121/13,8

125

10,5

121/13,8

160

10,5

115/10,5

160

10,5

115/10,5

08

235

0.19

0,85

15,75

3

250

11

121/15,75

250

11

121/15,75

250

10,5

115/10,5

250

10,5

115/10,5

09

353

0.18

0,85

20

3

400

11

121/20

400

11

121/20

400

10,5

115/10,5

400

10,5

115/10,5

10

75

0.145

0,9

10,5

3

80

10,5

115/10,5

80

10,5

115/10,5

200

10,5

115/10,5

200

10,5

115/10,5

11

176

0.21

0,85

18

2

-

-

-

-

-

-

25

10,5

115/11

25

10,5

115/11

12

235

0.195

0,85

15,75

2

-

-

-

-

-

-

40

10,5

115/11

40

10,5

115/11

13

353

0.17

0,85

20

2

-

-

-

-

-

-

63

10,5

115/10,5

63

10,5

115/10,5

14

125

0.21

0,85

10,5

2

-

-

-

-

-

-

80

10,5

115/10,5

80

10,5

115/10,5

15

170

0214

0,8

18

2

-

-

-

-

-

-

100

10,5

115/10,5

100

10,5

115/10,5

16

120

0.2

0,8

10,5

2

-

-

-

-

-

-

125

10,5

115/10,5

125

10,5

115/10,5

17

120

0.212

0,85

10,5

2

-

-

-

-

-

-

160

10,5

115/10,5

160

10,5

115/10,5

18

235

0.19

0,85

15,75

2

-

-

-

-

-

-

250

10,5

115/10,5

250

10,5

115/10,5

19

353

0.18

0,85

20

2

-

-

-

-

-

-

400

10,5

115/10,5

400

10,5

115/10,5

20

75

0.146

0,9

10,5

2

-

-

-

-

-

-

200

10,5

115/10,5

200

10,5

115/10,5

21

170

0.21

0,9

18

3

-

-

-

-

-

-

25

10,5

115/11

25

10,5

115/11

22

78.75

0.139

0,9

10.5

3

-

-

-

-

-

-

40

10,5

115/11

40

10,5

115/11

23

235

0.181

0,9

15.75

3

-

-

-

-

-

-

63

10,5

115/10,5

63

10,5

115/10,5

24

235

0.181

0,9

15

3

-

-

-

-

-

-

80

10,5

115/10,5

80

10,5

115/10,5

25

353

0.19

0,85

20

3

-

-

-

-

-

-

100

10,5

115/10,5

100

10,5

115/10,5

26

120

0.2

0,85

10.5

3

-

-

-

-

-

-

125

10,5

115/10,5

125

10,5

115/10,5

27

230

15.75

0,8

0.18

3

-

-

-

-

-

-

160

10,5

115/10,5

160

10,5

115/10,5

28

78

0.14

0,85

10.5

3

-

-

-

-

-

-

250

10,5

115/10,5

250

10,5

115/10,5

29

125

0.22

0.85

10.5

3

-

-

-

-

-

-

400

10,5

115/10,5

400

10,5

115/10,5

30

170

0.215

0,8

18

3

-

-

-

-

-

-

200

10,5

115/10,5

200

10,5

115/10,5

31

78.5

0.14

0,85

10.5

2

-

-

-

-

-

-

25

10,5

115/11

25

10,5

115/11

 

Продолжение таблицы 2.1

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

32

235

0.18

0.85

15.75

2

-

-

-

-

-

-

40

10,5

115/11

40

10,5

115/11

33

235

0.18

0,8

15

2

-

-

-

-

-

-

63

10,5

115/10,5

63

10,5

115/10,5

34

353

0.195

0,85

20

2

-

-

-

-

-

-

80

10,5

115/10,5

80

10,5

115/10,5

35

120

0.212

0.85

10.5

2

-

-

-

-

-

-

100

10,5

115/10,5

100

10,5

115/10,5

36

230

0.18

0,8

15.75

2

-

-

-

-

-

-

125

10,5

115/10,5

125

10,5

115/10,5

37

78

0.145

0,85

10.5

2

-

-

-

-

-

-

160

10,5

115/10,5

160

10,5

115/10,5

38

125

0.22

0.85

10.5

2

-

-

-

-

-

-

250

10,5

115/10,5

250

10,5

115/10,5

39

230

0.185

0,8

15.75

2

-

-

-

-

-

-

25

10,5

115/11

25

10,5

115/11

40

170

0.125

0,85

18

2

-

-

-

-

-

-

40

10,5

115/11

40

10,5

115/11

41

78.75

0.139

0.85

10.5

3

80

10,5

121/13,8

80

10,5

121/13,8

63

10,5

115/10,5

63

10,5

115/10,5

42

230

0.18

0,8

15.75

3

250

10,5

121/15,75

250

10,5

121/15,75

80

10,5

115/10,5

80

10,5

115/10,5

43

235

0.18

0.85

15.75

3

240

11

121/15

240

11

121/15

100

10,5

115/10,5

100

10,5

115/10,5

44

235

0.18

0,8

15

3

400

11

121/20

400

11

121/20

125

10,5

115/10,5

125

10,5

115/10,5

45

353

0.195

0,85

20

3

125

11

124/13,8

125

11

124/13,8

160

10,5

115/10,5

160

10,5

115/10,5

46

120

0.212

0.85

10.5

3

80

10

121/13,8

80

10

121/13,8

250

10,5

115/10,5

250

10,5

115/10,5

47

230

0.18

0,8

15.75

3

125

10,5

121/18

125

10,5

121/18

400

10,5

115/10,5

400

10,5

115/10,5

48

78

0.145

0,85

10.5

3

200

10,5

121/18

200

10,5

121/18

200

10,5

115/10,5

200

10,5

115/10,5

49

125

0.22

0.85

10.5

3

250

11

121/15,75

250

11

121/15,75

25

10,5

115/11

25

10,5

115/11

50

160

0.18

0.85

15.75

3

400

11

121/20

400

11

121/20

40

10,5

115/11

40

10,5

115/11

51

75

0.146

0,85

10,5

2

-

-

-

-

-

-

63

10,5

115/10,5

63

10,5

115/10,5

52

176.5

0.213

0,8

18

2

-

-

-

-

-

-

80

10,5

115/10,5

80

10,5

115/10,5

53

235

0.19

0,8

15,75

2

-

-

-

-

-

-

100

10,5

115/10,5

100

10,5

115/10,5

54

353

0.173

0,85

20

2

-

-

-

-

-

-

125

10,5

115/10,5

125

10,5

115/10,5

55

125

0.214

0,85

10,5

2

-

-

-

-

-

-

160

10,5

115/10,5

160

10,5

115/10,5

56

170

0.21

0,85

18

2

-

-

-

-

-

-

250

10,5

115/10,5

250

10,5

115/10,5

57

120

0.2

0,85

10.5

2

-

-

-

-

-

-

400

10,5

115/10,5

400

10,5

115/10,5

58

235

0.19

0,85

15.75

2

-

-

-

-

-

-

200

10,5

115/10,5

200

10,5

115/10,5

59

353

0.18

0,85

20

2

-

-

-

-

-

-

25

10,5

115/11

25

10,5

115/11

60

75

0.145

0,9

10.5

2

-

-

-

-

-

-

40

10,5

115/11

40

10,5

115/11

61

176

0.21

0,85

18

3

-

-

-

-

-

-

63

10,5

115/10,5

63

10,5

115/10,5

62

235

0.195

0,85

15.75

3

-

-

-

-

-

-

80

10,5

115/10,5

80

10,5

115/10,5

63

353

0.17

0,85

20

3

-

-

-

-

-

-

100

10,5

115/10,5

100

10,5

115/10,5

64

125

0.21

0,85

10.5

3

-

-

-

-

-

-

125

10,5

115/10,5

125

10,5

115/10,5

                                                                                                                                                                                                                                                 

Продолжение таблицы 2.1

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

65

170

0214

0,8

18

3

-

-

-

-

-

-

160

10,5

115/10,5

160

10,5

115/10,5

66

120

0.2

0,8

10.5

3

-

-

-

-

-

-

250

10,5

115/10,5

250

10,5

115/10,5

67

120

0.212

0,85

10,5

3

-

-

-

-

-

-

400

10,5

115/10,5

400

10,5

115/10,5

68

235

0.19

0,85

15.75

3

-

-

-

-

-

-

200

10,5

115/10,5

200

10,5

115/10,5

69

353

0.18

0,85

20

3

-

-

-

-

-

-

25

10,5

115/11

25

10,5

115/11

70

75

0.146

0,9

10.5

3

-

-

-

-

-

-

40

10,5

115/11

40

10,5

115/11

71

170

0.21

0,9

18

2

-

10,5

121/18

-

-

-

63

10,5

115/10,5

63

10,5

115/10,5

72

78.75

0.139

0,9

10.5

2

-

10

115/10,5

-

-

-

80

10,5

115/10,5

80

10,5

115/10,5

73

235

0.181

0,9

15.75

2

-

11

121/18

-

-

-

100

10,5

115/10,5

100

10,5

115/10,5

74

235

0.181

0,9

15

2

-

10

115/10,5

-

-

-

125

10,5

115/10,5

125

10,5

115/10,5

75

353

0.19

0,85

20

2

-

11

121/18

-

-

-

160

10,5

115/10,5

160

10,5

115/10,5

76

120

0.2

0,85

10.5

2

-

10,5

124*15,75

-

-

-

250

10,5

115/10,5

 

 

 

77

235

0.18

0.85

15.75

2

-

-

-

-

-

-

25

10,5

115/11

25

10,5

115/11

78

235

0.18

0,8

15

2

-

-

-

-

-

-

40

10,5

115/11

40

10,5

115/11

79

353

0.195

0,85

20

2

-

-

-

-

-

-

63

10,5

115/10,5

63

10,5

115/10,5

80

120

0.212

0.85

10.5

2

-

-

-

-

-

-

80

10,5

115/10,5

80

10,5

115/10,5

Таблица 2.2 Варианты заданий

Вар-а

LR1

LR2

W1, км

W2, км

AT1

AT2

GS

Точка

 кз

Ta,

сек

t,

сек

Uн, кВ

Iн, кA

X,Ом

Uн, кВ

Iн, кA

X,Ом

Sн, МВA

Uн, кВ

Sн, МВA

Uн, кВ

Sн, МВA

X(с)н,

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

01

10,5

1,1

0,36

10,5

1,1

0,36

60

85

-

-

-

-

2000

0,8

К2

0,04

0

02

18

1,4

0,39

18

1,4

0,39

100

80

-

-

-

-

2500

0,85

К4

0,18

0,07

03

15,75

1,2

0,38

15,75

1,2

0,38

95

90

-

-

-

-

3000

0,9

К5

0,17

0,08

04

20

1,0

0,35

20

1,0

0,35

110

75

-

-

-

-

7000

0,9

К1

0,16

0,09

05

13,8

1,6

0,2

13,8

1,6

0,2

105

86

-

-

-

-

8000

1,0

К3

0,15

0,1

06

18

1,4

1,38

18

1,4

1,38

96

102

-

-

-

-

9000

1,1

К4

0,135

0,13

07

13,8

1,1

0,36

13,8

1,1

0,36

76

60

-

-

-

-

4000

0,9

К1

0,175

0,07

08

15,75

1,4

0,39

15,75

1,4

0,39

110

90

-

-

-

-

5000

0,8

К2

0,19

0,16

09

20

1,2

0,38

20

1,2

0,38

140

110

-

-

-

-

2000

0,9

К5

0,04

0

10

10,5

1,0

0,28

10,5

1,0

0,28

142

115

-

-

-

-

9000

1,4

К3

0,18

0,07

11

10,5

1,6

0,14

10,5

1,6

0,14

115

88

160

121/10,.5

-

-

10000

1,4

К1

0,17

0,08

12

18

1,2

0,38

18

1,2

0,38

115

87

125

121/18

-

-

8000

1,5

К5

0,16

0,09

13

15,75

1,1

0,36

15,75

1,1

0,36

118

68

40

121/15,75

-

-

2000

0,8

К3

0,15

0,1

14

20

1,4

0,39

20

1,4

0,39

94

101

40

121/20

-

-

3000

0,9

К4

0,135

0,13

15

13,8

1,2

0,38

13,8

1,2

0,38

150

105

63

121/13,8

-

-

7000

0,9

К2

0,175

0,07

16

18

1,1

0,36

18

1,1

0,36

125

108

100

121/18

-

-

8000

1,0

К5

0,19

0,16

17

13,8

1,4

0,39

13,8

1,4

0,39

156

106

125

121/13,8

-

-

9000

1,1

К1

0,04

0

18

15,75

1,2

0,38

15,75

1,2

0,38

160

145

200

121/15,75

-

-

10000

1,2

К4

0,18

0,07

19

20

1,1

0,36

20

1,1

0,36

125

106

63

121/20

-

-

4000

0,9

К3

0,17

0,08

20

10,5

1,4

0,39

10,5

1,4

0,39

107

95

63

121/10,5

-

-

5000

0,8

К2

0,04

0

21

10,5

1,2

0,38

10,5

1,2

0,38

165

1045

40

121/10,5

 

 

2000

0,9

К1

0,18

0,07

22

18

1,1

0,36

18

1,1

0,36

128

78

160

121/18

160

121/18

9000

1,0

К4

0,17

0,08

23

15,75

1,4

0,39

15,75

1,4

0,39

120

106

125

121/15,75

125

121/15,75

10000

1,4

К3

0,16

0,09

24

20

1,2

0,38

20

1,2

0,38

108

88

40

121/20

40

121/20

8000

1,5

К5

0,15

0,1

25

13,8

1,1

0,36

13,8

1,1

0,36

103

89

40

121/13,8

40

121/13,8

2000

0,8

К2

0,135

0,13

26

18

1,4

0,39

18

1,4

0,39

121

80

125

121/18

125

121/18

10000

1,2

К3

0,175

0,07

27

13,8

1,2

0,38

13,8

1,2

0,38

104

92

63

121/13,8

63

121/13,8

2000

0,8

К1

0,19

0,16

28

15,75

1,1

0,36

15,75

1,1

0,36

96

102

40

121/15,75

40

121/15,75

2500

0,85

К2

0,04

0

29

20

1,2

0,38

20

1,2

0,38

110

95

40

121/20

40

121/20

3000

0,9

К4

0,18

0,07

30

10,5

1,1

0,36

10,5

1,1

0,36

60

85

40

121/10,.5

40

121/10,.5

2000

0,8

К5

0,04

0

31

18

1,4

0,39

18

1,4

0,39

100

80

-

-

-

-

2500

0,85

К4

0,18

0,07

Продолжение таблицы 2.2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

32

15,75

1,2

0,38

15,75

1,2

0,38

95

90

-

-

-

-

3000

0,9

К2

0,17

0,08

33

20

1,0

0,35

20

1,0

0,35

110

75

-

-

-

-

7000

0,9

К5

0,16

0,09

34

13,8

1,6

0,2

13,8

1,6

0,2

105

86

-

-

-

-

8000

1,0

К3

0,15

0,1

35

18

1,4

1,38

18

1,4

1,38

96

102

-

-

-

-

9000

1,1

К4

0,135

0,13

36

13,8

1,1

0,36

13,8

1,1

0,36

76

60

-

-

-

-

4000

0,9

К1

0,175

0,07

37

15,75

1,4

0,39

15,75

1,4

0,39

110

90

-

-

-

-

5000

0,8

К4

0,19

0,16

38

20

1,2

0,38

20

1,2

0,38

140

110

-

-

-

-

2000

0,9

К5

0,04

0

39

10,5

1,0

0,28

10,5

1,0

0,28

142

115

-

-

-

-

9000

1,4

К2

0,18

0,07

40

10,5

1,6

0,14

10,5

1,6

0,14

115

88

-

-

-

-

10000

1,4

К3

0,17

0,08

41

18

1,2

0,38

18

1,2

0,38

115

87

-

-

-

-

8000

1,5

К5

0,16

0,09

42

15,75

1,1

0,36

15,75

1,1

0,36

118

68

-

-

-

-

2000

0,8

К4

0,15

0,1

43

20

1,4

0,39

20

1,4

0,39

94

101

-

-

-

-

3000

0,9

К2

0,135

0,13

44

13,8

1,2

0,38

13,8

1,2

0,38

150

105

-

-

-

-

7000

0,9

К5

0,175

0,07

45

18

1,1

0,36

18

1,1

0,36

125

108

-

-

-

-

8000

1,0

К3

0,19

0,16

46

13,8

1,4

0,39

13,8

1,4

0,39

156

106

-

-

-

-

9000

1,1

К4

0,04

0

47

15,75

1,2

0,38

15,75

1,2

0,38

160

145

-

-

-

-

10000

1,2

К1

0,18

0,07

48

20

1,1

0,36

20

1,1

0,36

125

106

-

-

-

-

4000

0,9

К4

0,17

0,08

49

10,5

1,4

0,39

10,5

1,4

0,39

107

95

-

-

-

-

5000

0,8

К5

0,04

0

50

10,5

1,2

0,38

10,5

1,2

0,38

165

1045

-

-

-

-

2000

0,9

К2

0,18

0,07

51

18

1,1

0,36

18

1,1

0,36

128

78

125

121/18

-

-

9000

1,0

К3

0,17

0,08

52

15,75

1,4

0,39

15,75

1,4

0,39

120

106

160

121/15,75

-

-

10000

1,4

К1

0,16

0,09

53

20

1,2

0,38

20

1,2

0,38

108

88

40

121/20

-

-

8000

1,5

К2

0,15

0,1

54

13,8

1,1

0,36

13,8

1,1

0,36

103

89

63

121/13,8

-

-

2000

0,8

К4

0,135

0,13

55

18

1,4

0,39

18

1,4

0,39

121

80

100

121/18

-

-

10000

1,2

К5

0,175

0,07

56

13,8

1,2

0,38

13,8

1,2

0,38

104

92

40

121/13,8

-

-

2000

0,8

К1

0,19

0,16

57

15,75

1,1

0,36

15,75

1,1

0,36

96

102

40

121/15,75

-

-

2500

0,85

К4

0,04

0

58

10,5

1,1

0,36

10,5

1,1

0,36

110

95

40

121/20

-

-

3000

0,9

К2

0,18

0,07

59

18

1,4

0,39

18

1,4

0,39

60

85

63

121/10,5

-

-

7000

0,9

К3

0,04

0

60

10,5

1,1

0,36

10,5

1,1

0,36

100

80

63

121/10,5

-

-

8000

1,0

К3

0,18

0,07

61

18

1,4

0,39

18

1,4

0,39

95

90

125

121/18

125

121/18

9000

1,1

К4

0,17

0,08

62

15,75

1,2

0,38

15,75

1,2

0,38

110

75

40

121/15,75

40

121/15,75

4000

0,9

К2

0,16

0,09

63

20

1,0

0,35

20

1,0

0,35

105

86

40

121/20

40

121/20

5000

0,8

К5

0,15

0,1

64

13,8

1,6

0,2

13,8

1,6

0,2

96

102

40

121/13,8

40

121/13,8

2000

0,9

К1

0,135

0,13

65

18

1,4

1,38

18

1,4

1,38

76

60

100

121/18

100

121/18

9000

1,4

К2

0,175

0,07

Продолжение таблицы 2.2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

66

13,8

1,1

0,36

13,8

1,1

0,36

110

90

125

121/13,8

125

121/13,8

10000

1,4

К1

0,19

0,16

67

15,75

1,4

0,39

15,75

1,4

0,39

140

110

100

121/15,75

100

121/15,75

8000

1,5

К4

0,04

0

68

10,5

1,1

0,36

10,5

1,1

0,36

60

85

40

121/10,5

40

121/10,5

2000

0,8

К3

0,04

0

69

18

1,4

0,39

18

1,4

0,39

100

80

40

121/18

40

121/18

2500

0,85

К5

0,18

0,07

70

15,75

1,2

0,38

15,75

1,2

0,38

95

90

40

121/15,75

40

121/15,75

3000

0,9

К5

0,17

0,08

71

20

1,0

0,35

20

1,0

0,35

110

75

-

-

-

-

7000

0,9

К4

0,16

0,09

72

13,8

1,6

0,2

13,8

1,6

0,2

105

86

-

-

-

-

8000

1,0

К2

0,15

0,1

73

18

1,4

1,38

18

1,4

1,38

96

102

-

-

-

-

9000

1,1

К5

0,135

0,13

74

13,8

1,1

0,36

13,8

1,1

0,36

76

60

-

-

-

-

4000

0,9

К3

0,175

0,07

75

15,75

1,4

0,39

15,75

1,4

0,39

110

90

-

-

-

-

5000

0,8

К4

0,19

0,16

76

20

1,2

0,38

20

1,2

0,38

140

110

-

-

-

-

2000

0,9

К1

0,04

0

77

10,5

1,0

0,28

10,5

1,0

0,28

142

115

-

-

-

-

9000

1,4

К4

0,18

0,07

78

10,5

1,6

0,14

10,5

1,6

0,14

115

88

-

-

-

-

10000

1,4

К5

0,17

0,08

79

18

1,2

0,38

18

1,2

0,38

115

87

-

-

-

-

8000

1,5

К2

0,16

0,09

80

15,75

1,1

0,36

15,75

1,1

0,36

118

68

-

-

-

-

2000

0,8

К3

0,15

0,1