Расчет токов короткого замыкания и параметров их электродинамического и термического воздействий на присоединениях понизительной подстанции «Куликовская» 110/35/10 кВ филиала ПАО «МРСК Центра»-«Орелэнерго»

Введение. В настоящее время для автоматизации электрических сетей и энергетических объектов разрабатываются интеллектуальные устройства, позволяющие осуществлять дистанционное управление электрическими сетями и энергообъектами, контролировать электрические параметры, изменять конфигурацию электрической сети в зависимости от режимов работы потребителей и источников питания, аварий в линиях электропередачи, что актуально как в Российской Федерации [1], так и за рубежом [2].

Также одним из актуальных направлений в энергетике является цифровизация подстанций, которая заключается в автоматизации управления технологическими процессами приема и распределения электроэнергии, что позволяет производить регулирование реактивной мощности, адаптивного регулирования напряжения, осуществления функций релейной защиты и автоматики путем включения и отключения высоковольтных выключателей отходящих линий, вводных выключателей распределительных устройств и секций шин, учёта электроэнергии с выделением потерь электроэнергии в силовых трансформаторах и отходящих линиях. Цифровая подстанция должна быть оснащена современными информационно-технологическими и управляющими системами и средствами, при этом все процессы информационного обмена между элементами подстанции, внешними системами, а также управление работой подстанции осуществляются в цифровом формате [3].

В связи с этим, первичное силовое оборудование подстанции и компоненты информационно-технологических и управляющих систем функционально и конструктивно ориентированы на поддержку цифрового обмена данными.

Совместно с цифровизацией подстанции выполняются проекты по автоматизации отходящих от подстанции линий 10 кВ с помощью установки реклоузеров в первую очередь, согласно рекомендациям компании-производителя реклоузеров «Таврида Электрик» [4], рекомендуется выполнять реконструкцию фидерных ячеек в центрах питания.

Данные рекомендации обусловлены тем, что наибольший вклад в повышение надежности электроснабжения потребителей вносит увеличение кратности АПВ, так как при этом обеспечивается устранение неустойчивых повреждений:

• -    уменьшение SAIFI на 80% при применениях двукратного АПВ на фидерах, где АПВ было выведено;

• -    улучшение SAIFI на 20% при применении двукратного АПВ на фидерах, где было установлено однократное АПВ.

Компанией «Таврида Электрик» при внедрении реклоузеров в отходящие от подстанции линии 10 кВ представлен требуемый объем работ по реконструкции, заключающийся в замене масляного выключателя на вакуумный выключатель [4].

Вышеизложенные положения в целом описывают структуру работы цифровой трансформаторной подстанции. В случае их рассмотрения на примере подстанции «Куликовская» 110/35/10 кВ, с учетом анализа технического состояния подстанции и роста ее электропотребления [5, 6], можно сделать выводы, что текущее состояние электрооборудования подстанции характеризуется физическим и моральным износом, при этом часть его запрещена к применению в настоящее время на сооружаемых и реконструируемых подстанциях; в связи с этим невозможно произвести ее комплексную автоматизацию с задействованием большинства функций, в том числе внедрением устройства для бесканального дистанционного контроля реклоузеров в отходящих линиях 10 кВ [7], в связи с тем, что эффективность работы реклоузеров совместно с установленными в настоящее время в ячейках комплектного распределительного устройства наружной установки (КРУН) масляными выключателями ВК-10-630-20 [5] низкая, на что непосредственно влияет скорость срабатывания токовых реле, которая значительно ниже, чем у вакуумного выключателя с современным терминалом релейной защиты (РЗ); поэтому подстанция нуждается в проведении реконструкции, установке современного электрооборудования и изменении принципиальной электрической схемы соединений, что даст возможность автоматизировать технологический процесс передачи и распределения электрической энергии.

Одним из наиболее важных аспектов, необходимых для реконструкции подстанции является определение численных значений токов короткого замыкания (КЗ), ударных токов, и тепловых импульсов, вызываемых токами короткого замыкания, на ее присоединениях 110 кВ, 35 кВ и 10 кВ.

Цель работы заключается в определении численных значений токов короткого замыкания и параметров их электродинамического и термического воздействий на распределительном устройстве (РУ) высокого напряжения (ВН), РУ среднего напряжения (СН), РУ низкого напряжения (НН) подстанции «Куликовская» 110/35/10 кВ, находящейся на балансовой принадлежности электросетевой организации - филиала ПАО «МРСК Центра»-«Орелэнерго».

Материалы и методы исследования.

Расчет токов короткого замыкания производился аналогично методике, которая была рассмотрена в работе [8], с учетом ряда допущений, которые можно применять при расчете токов короткого замыкания в электроустановках выше 1000 В, а именно: при проведении расчетов не были учтены токи намагничивания силовых трансформаторов, поперечная емкость линий электропередачи 110 кВ, по которым осуществляется питание подстанции «Куликовская» 110/35/10 кВ, в связи с тем, что их длина не превышает 200 км, активные сопротивления линий электропередачи 110 кВ и электрооборудования подстанции. В данном случае погрешность расчета может достигать до 10% [9].

При проведении исследования были использованы материалы, предоставленные специалистом филиала ПАО «МРСК Центра»-«Орелэнерго»: схема подключения понизительной подстанции «Куликовская» 110/35/10 кВ к энергосистеме Орловской области, длины линий 110 кВ, по которым осуществляется питание подстанции «Куликовская» 110/35/10 кВ от подстанции «Орловская Районная» 220/110/10 кВ, а также численное значение периодической составляющей тока симметричного трехфазного короткого замыкания на шинах подстанции «Орловская Районная» 220/110/10 кВ.

Результаты исследований и их обсуждение.

Расчет токов КЗ будем производить в относительных единицах по методу симметричных составляющих, что позволит не производить приведение сопротивлений схемы замещения к расчетной ступени напряжения [9]. Составим схему замещения для токов прямой последовательности. Схема присоединения подстанции «Куликовская» 110/35/10 кВ к энергосистеме Орловской области, представляющая собой упрощенную однолинейную схему с указанием всех элементов электроустановки и примыкающей части энергосистемы представлена на рисунке 1; с учетом допущений на основании схемы присоединения подстанции к энергосистеме, представленной на рисунке 1, строим схему замещения прямой последовательности, на которой не представлены выключатели, разъединители ввиду того, что их параметры не влияют на значения токов КЗ, представленной на рисунке 2.

Рисунок 1 – Расчетная схема присоединения подстанции «Куликовская» 110/35/10 кВ к энергосистеме Орловской области

Рисунок 2 – Схема замещения прямой последовательности энергосистемы с подстанцией «Куликовская» 110/35/10 кВ

Для расчета токов КЗ требуется определить сопротивления до точек КЗ на РУ ВН, РУ СН, РУ НН подстанции «Куликовская» 110/35/10 кВ. Таким образом, в первую очередь определим сопротивления прямой последовательности элементов электроэнергетической системы для расчета периодической составляющей токов КЗ. Точки, в которых необходимо определить максимальные токи КЗ, когда распределительное устройство среднего напряжения (РУ СН) и комплектное распределительное устройство наружной установки (КРУН) запитаны только от одного трансформатора, представлены на рисунке 3.

Cl

Рисунок 3 – Схема замещения прямой последовательности ПС «Куликовская» 110/35/10 кВ с рассматриваемыми точками КЗ К1-К3

Сопротивление питающей системы в относительных единицах определим по формуле (1) [10]:

^c =  ,                                             (1)

где S б – базовая мощность, принимаемая равной 1000 МВА;

S к – мощность трехфазного КЗ энергосистемы в максимальном режиме на момент времени t=0, МВА, определяемая по формуле (2):

•^к V^ ■ t/ф ■ I КЗ ,                                         (2)

где U cр – среднее напряжение системы в месте установки элемента, кВ;

I кз – действующее значение периодической составляющей трехфазного тока КЗ на шинах подстанции «Орловская Районная» 220/110/10 кВ при t=0, т.е. сверхпереходный ток. Данный параметр был рассчитан специалистами филиала ПАО «МРСК Центра»-«Орелэнерго» и составляет 16,6 кА, для его отключения на подстанции «Орловская Районная» 220/110/10 кВ, находящейся на балансовой принадлежности ПАО «ФСК ЕЭС», установлен выключатель У-110-2000-40, отключающая способность которого, согласно технической документации [11], для данного масляного выключателя I откл =40 кА.

С учетом данных стандарта [12] при расчете токов КЗ будем использовать следующий ряд базовых напряжений, при этом Uср=Uб: Uб.вн=115 кВ, Uб.сн=37

кВ,

U б.нн =10,5 кВ. Исходя из этого:

^к ^ ^ ^^б >вн ^c ^ ^ US 10  16,6 10   3306,485 (МВА)

1000 IO6

3306,485 IO6

= 0,302 (о.е.)

Параметры воздушных линий электропередачи задаются средним

(номинальным) напряжением Uср=Uном, маркой и сечением проводника. Для ВЛ напряжением выше 1 кВ, согласно допущениям [9], активным сопротивлением пренебрегаем. Отсюда следует, что в расчете будем использовать удельное (погонное) индуктивное сопротивление, которое для провода АС-185/29, которым выполнены линии 110 кВ, питающие подстанцию «Куликовская» 110/35/10 кВ, согласно схеме, представленной в [5], составляет 0,413 Ом/км [9]. Таким образом, сопротивление линии при расчете в относительных единицах определим по формуле (3):

xL = xy.*L*—4, , где L – длина линии, км;

S б – базовая мощность, 1000 МВА;

U ср – среднее напряжение в месте установки данного элемента, кВ; x y – удельное сопротивление линии, Ом/км.

Сопротивление линии №1 составляет:

^■li 0,413 (11,8 4* 5,3) (h5-/qb)s   0,534 (о.е.)

Аналогично, сопротивление линии №2:

^L2   0,413 (4,8 4* 10,34) (^^g.^QS)z   0,4 7 3 (о.е.)

Сопротивление параллельных линий L1 и L2 определим по формуле (4): XL1XU 0,534 0,473    0,2525^2    _    .

XL3KB             А СОЛАЛЛЮ 1 АЛТ     *    (о.е.)

xLi^xli

0,534+0,473     1,007

Для трансформаторов мощностью более 630 кВ∙А, с учетом допущений [12], активным сопротивлением можно пренебречь r m =0, т.е. справедливо соотношение (5):

uk% — x m%.

Так как для трехобмоточных трансформаторов u k задается для пар обмоток, то с использованием соотношения (5) индуктивное сопротивление соответствующих обмоток, предполагаемых к установке ТМТН-6300/110, в процентах определяется по системе уравнений (6) [13, 14]:

хвн% = 0,5 ■ (xEH_HH + xEH_CH — xCH_HH) = 0,5 ■ (17,5 + 10,5 — 6) = 10,75 %;

,

, ^h ⁼ 0,5 ■ (x_EH__HH + x_CH__HH — Xbh-ch) ⁼ 0,5 ■ (17,5 + 6 — 10,5) = 6,5%

• где x вн – индуктивное сопротивление обмотки высшего напряжения, %;

• x cн – индуктивное сопротивление обмотки среднего напряжения, %;

• x нн – индуктивное сопротивление обмотки низшего напряжения, %.

Сопротивление соответствующих обмоток в о.е. определим по формуле (7):

_ a_T% s₆ ^Хо6.тр _{100 SH0ftT},

• где x т% - индуктивное сопротивление обмотки трансформатора, %;

S б – базовая мощность, 1000 МВА;

S номТ – номинальная мощность трансформатора, МВА.

Таким образом, сопротивление соответствующих обмоток:

10,75 1000 10s

^об.тр.ВН —             - — 17,1 (о.е.)

оо.тр.вп 100   6,3-юб       ' ''

^хоб.тр.СН — О (о.е.)

6,5 1000 10s,

■^об.тр.НН —               — 10,32 (о.е.)

оо.тр.пм 100   6,3 10s             ''

С учетом полученных данных определим сопротивление до точки короткого замыкания К1 на шинах ВН 110 кВ подстанции по схеме замещения прямой последовательности, представленной на рисунке 4:

Рисунок 4 – Схема замещения прямой последовательности для расчета КЗ в точке К1

Результирующее сопротивление до точки К 1 при 3-х фазном КЗ определим по формуле (8), при этом упрощенная схема замещения для расчета сопротивления до точки трехфазного КЗ К1 представлена на рисунке 5:

(о.е.) (8)

Рисунок 5 – Упрощённая схема замещения прямой последовательности энергосистемы при КЗ в точке K1

Определим сопротивление до точки К2 при трехфазном КЗ с использованием формулы (9) по схеме замещения прямой последовательности, представленной на рисунке 6.

Рисунок 6 – Схема замещения прямой последовательности для расчета КЗ в точке К2

(о.е.)              (9)

Сопротивление до точки К3 при трехфазном КЗ определим с использованием формулы (10) по схеме замещения прямой последовательности, представленной на рисунке 7.

с

У (3) П Акт I

/ Ю ю кВ ----1---^

Рисунок 7 – Схема замещения прямой последовательности для расчета КЗ в точке К3

Х^ = Z™ + Хвн + *нн = 0,553 + 17,1 + 10,32 = 27,973 (о.е.)

Определим периодическую составляющую трехфазных симметричных токов КЗ. Расчет токов короткого замыкания можно проводить аналитическим способом, методом узловых напряжений, методом контурных токов, по методике учета комплексных нагрузок, приближенным расчетом по методу эквивалентного генератора, который является частным случаем метода симметричных составляющих. Во всех перечисленных способах расчета токов КЗ, кроме последнего требуется наличие ЭВМ для расчета или применение громоздких вычислений с использованием высшей математики. В случае использования приближенного метода расчета значение периодической составляющей тока в месте трехфазного КЗ определяется по формуле (11) [13]:

^п0 —

Е"%

, хгрез (6)

где E′′ – сверхпереходная ЭДС энергетической системы, значение которой принимаем равным 1 [13];

x 1рез(б)

-

результирующее эквивалентное сопротивление прямой

последовательности расчетной схемы относительно точки КЗ, о.е.;

I б

– базовый ток, определяемый по формуле (12) [13]:

^б =   6

,

где S б – базовая мощность, МВА;

U б =U ср ^кз – среднее напряжение ступени КЗ, кВ.

Таким образом, для рассматриваемые точек, базовый ток:

1000-106

х 3-10,5-10s

1000 106

73-3710»

1000-10”

73-115-10»

= 5,021 (кА)

= 15,604 (кА)

= 54,986 (кА)

Периодическая составляющая 3-х фазного тока КЗ в точке К 1 составляет:

4i =        =9^08 (кА)

*1       0,553            '   '

Периодическая составляющая трехфазного тока КЗ в точке К 2 :

,0) _

*К2

Аналогично, в точке К 3 :

115,604 10s   . оо . , л,

---------= 0,884 (кА)

17,653                 х '

=^^^- = ^966 (кА)

КЗ 27,973

Ударные токи для проверки электрических аппаратов, шин и изоляторов на электродинамическую стойкость в рассматриваемых точках определим по формуле (13) [13]:

^уд ~ ^У" ^2 ■ ^пО ^,

где  kу приведенным

–

ударный коэффициент тока КЗ, значения которого, согласно

зависимостям постоянной времени затухания апериодической

составляющей тока КЗ [9], для точки К 1 -1,717; К 2 и К 3 – 1,608.

Таким образом, ударный ток в точках К 1 -К 3 :

= 1,717-72-9,08 = 22,048(кА) = 1,608 ■ 72 ■ 0,884 = 2,01 (кА) = 1,608 ■ 72 ■ 1,966 = 4,471 (кА)

Мощность короткого замыкания в рассматриваемых точках определим по формуле (14) [13]:

с — а/Ч -7  -77

.

Таким образом, мощность КЗ в рассматриваемых точках:

3 ■ 9,08 ■ 115 = 1808,607 (МВА)

3 ■ 0,884 ■ 37 = 56,652 (МВА)

3 ■ 1,966 ■ 10,5 = 35,755 (МВА)

Для проверки электрооборудования по условиям электродинамической стойкости также необходимо определить двухфазные токи КЗ.

Расчет токов двухфазного КЗ будем также произведем по методу симметричных составляющих. При этом предварительно необходимо кроме ранее рассчитанных сопротивлений прямой последовательности определить сопротивления обратной последовательности.

Схема замещения обратной последовательности учитывает все элементы исходной расчетной схемы прямой последовательности, представленной на рисунке 3. При этом ЭДС обратной последовательности синхронных и асинхронных машин, а также комплексных нагрузок следует принимать равными нулю. Сопротивления обратной последовательности трансформаторов, воздушных линий следует принимать равными сопротивлениям прямой последовательности [9]. Таким образом, для сопротивлений обратной последовательности справедливо равенство (15), расчетная схема обратной последовательности представлена на рисунке 8:

Рисунок 8 – Схема замещения обратной последовательности ПС «Куликовская» 110/35/10 кВ с рассматриваемыми точками КЗ К1-К3

xlpe — ^2рез.

Ток двухфазного короткого замыкания при расчете по методу симметричных

составляющих определим по формуле (16) [9]:

,(2) _ ^д

КЗ

■^шк+^зэк

" ^6 ,

где    x 1эк

-

эквивалентное

индуктивное сопротивление

(16) прямой

последовательности относительно точки несимметричного КЗ;

x 2эк - эквивалентное индуктивное сопротивление обратной последовательности относительно точки несимметричного КЗ.

С учетом известных значений цепей сопротивлений прямой и обратной последовательности определим токи двухфазного КЗ в точках К1-К3:

,№ _ 7 KI

■(2) _

К2 ■

■(2) _

КЗ -

1-5,021-10s

0,553+0,553

1-15,604 -10s

= 4,539 (кА)

17,653 + 17,653

1 54,98610s

= 0,442 (кА)

27,973+27,973

= 0,983 (кА)

Полный ток двухфазного КЗ определим по формуле (17) [9]:

.(2)           Л²)

• ⁶ КЗ     т, 1_КЗ ,

где m – коэффициент, значения которого для тока двухфазного КЗ составляет 3. Таким образом, для рассматриваемых точек КЗ:

4? = ^3 ■ 4,539

= 7,862 (кА)

= 0,766 (кА)

= 1,703 (кА)

4? = V3 ■ 0,442

4? = V3 ■ 0,983

Расчет токов однофазного КЗ в данной работе не будет произведен в связи с тем, что обмотка СН силового трехобмоточного трансформатора 35 кВ соединена по схеме «звезда», из-за чего не допускает протекание токов нулевой последовательности, при этом токи нулевой последовательности будут протекать по обмотке НН трансформатора 10 кВ, соединенной в схему «треугольник», но дальше трансформатора – на шинах низкого напряжения 10 кВ, они протекать не будут. В целом значение тока однофазного КЗ не влияет на выбор заземлителя нейтрали обмотки ВН 110 кВ силового трансформатора, для выбора которого требуется ударный ток, но требуется для расчета устройства заземления подстанции и впоследствии будет определено при расчете допустимого напряжения прикосновения, значение которого требуется знать для обеспечения электробезопасности обслуживающего персонала подстанции.

Рассчитаем термическое воздействие токов КЗ. Чтобы произвести выбор коммутационной аппаратуры следует знать значения периодической и апериодической составляющих токов КЗ для расчетного момента времени, зависящее от места КЗ, определяемое по формуле (18) [13]:

т = tpc + t_CB + n ■ At ,                               (18)

• где t рс – время срабатывания релейной защиты, которое рекомендуется принимать равным для современных микропроцессорных защит 0,1 с;

• t св – собственное время отключения выключателя, приведенное в технических характеристиках, составляющее для современных выключателей не более 0,1 с;

n – количество ступеней селективности токовых защит, устанавливаемое для защиты силового трансформатора. Выключатель на стороне ВН 110 кВ при КЗ в должен срабатывать сразу, поэтому для него данный параметр равен 0. Вводные выключатели шин СН 35 кВ и НН 10 кВ подстанции должны отключаться в случае отказа отключения выключателя на стороне ВН 110 кВ, и представляют собой первую ступень. Выключатели ЛЭП 35 кВ (10 кВ) должны отключаться в случае отказа отключения выключателя на стороне 110 кВ и вводного выключателя шин 35 кВ (10 кВ), таким образом, представляют собой вторую ступень селективности;

Δt – продолжительность ступени селективности, которая при согласовании защит для современных вакуумных и элегазовых выключателей при суммарном времени инерции защит, погрешности защит и времени запаса составляет 250 мс. При этом ученым в работе [15] обосновано, что следует учитывать погрешность, поэтому рекомендуется принимать данное время равным 0,3 с.

Предполагаем на стороне ВН 110 кВ вместо на данный момент имеющейся связки отделитель-короткозамыкатель [5] установить высоковольтный элегазовый выключатель ВГТ-СЭЩ-110 производства компании «Электрощит Самара». Выключатель рассчитан на наибольшее рабочее напряжение 126 кВ, номинальный ток 1250 А, его отключающая способность составляет 25 кА, ток термической стойкости 25 кА, а электродинамическая стойкость – 102 кА, время протекания тока термической стойкости не менее 3 с, полное собственное время отключения t св =0,05 секунд [19]. Элегазовый выключатель от компании «Электрощит Самара» выбираем по следующим причинам. Во-первых, компания производитель комплектных блочных модульных трансформаторных подстанций «Электрощит Самара» не предлагает альтернативные варианты установки вакуумных выключателей на напряжение 110 кВ; во-вторых, элегазовый выключатель ВГТ-СЭЩ-110 отлично подходит для эксплуатации в Орловской области, так как элегаз, которым заполнен выключатель, переходит в жидкую фазу только при -45°С [16], при этом абсолютная возможная минимальная температура воздуха в Орловской области составляет -39 °С [17], в связи с этим не требуются мощные средства подогрева элегаза. В целом, в настоящее вакуумные выключатели наиболее распространены для использования в электрических цепях напряжением 35 кВ и менее и не рекомендованы к установке на стороне 110 кВ подстанций перечнем ФСК «ЕЭС» [18]. При этом существуют несколько технических решений для цепей 110 кВ, представляющих собой от 2-х до 4-х последовательных коммутационных модулей, а именно: ВБП-110 НПП «Эковакуум», НПП «Контакт»; ВБЭ-110 НПП «Элвест»; также выпущен вакуумный выключатель с одним разрывом цепи ВРС-110-31,5/2500 УХЛ1 «Высоковольтный союз». Все типы перечисленных выключателей не получили широкого распространения в сфере электроэнергетики, в связи с этим наиболее перспективным вариантом является элегазовый выключатель ВГТ-СЭЩ-110.

Определим время отключения КЗ в точке К 1 :

тК1 = 0,1 + 0,05 = 0,15 (с)

Рассчитаем значение теплового импульса в точке К 1 по формуле (19) [16]:

®к ^пО Смотал 1" ^а.экв),                              (19)

• где I п0 – действующее значение периодической составляющей тока КЗ в момент t=0 от эквивалентного источника, кА;

Tа.экв  – эквивалентная постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ, с;

• t откл – расчетная продолжительность КЗ, с.

Таким образом, с учетом того, что T a для стороны ВН 110 кВ составляет 0,03 с [13], тепловой импульс в точке К 1 :

ВК1к = (9,08 ■ 103)2 ■ (0,15 + 0,03) = 14,84 ■ 106 (А2∙с)

В ОРУ 35 кВ СН подстанции предусматриваем установку вакуумного бакового выключателя наружной установки 35 кВ ВВН-СЭЩ-П/35-25/1000 производства компании «Электрощит Самара» на номинальное напряжение 35 кВ, номинальный ток 1000 А, отключающая способность выключателя 25 кА, при этом электродинамическая стойкость 63 кА, время протекания тока термической стойкости – 3 с, полное собственное время отключения t св – 0,06 секунд [19].

Время отключения КЗ в точке К 2 для вводного выключателя шин (ВШ):

т_К2 = 0,1 + 0,06 + 1 ■ 0,3 = 0,46 (с)

Для выключателя линии (ВЛ):

тК2 = 0,1 + 0,06 + 2 ■ 0,3 = 0,76 (с)

С учетом того, что T a для стороны СН 35 кВ составляет 0,02 с [13], тепловой импульс в точке К 2 для вводного выключателя шин 35 кВ:

ВК2к = (0,884 ■ 103) 2 ■ (0,46 + 0,02) = 0,375 ■ 106 (А2∙с)

Для выключателя линии:

ВК2к = (0,884 ■ 103)2 ■ (0,76 + 0,02) = 0,61 ■ 106 (А2∙с)

В КРУН 10 кВ подстанции с учетом линейки технических решений, предлагаемых «Электрощит Самара», предусматриваем установку вакуумного выключателя ВВ/ТЕЛ-10-20/1000 производства компании Таврида Электрик, который совместно с реклоузерами, установленными в отходящих от подстанции линиях 10 кВ, обеспечит успешность реализации функций релейной защиты и автоматики, на наибольшее напряжение до 12 кВ, номинальный ток 1000А, с отключающей способностью 20 кА и электродинамической стойкостью 51 кА, временем протекания тока термической стойкости 3 с, полным собственным временем отключения – 0,065 с [20].

Таким образом, время отключения КЗ в точке K 3 для вводного выключателя шин 10 кВ:

ткз = 0,1 + 0,065 + 1 ■ 0,3 = 0,465 (с)

Для выключателя линии:

ткз = 0,1 + 0,065 + 2 ■ 0,3 = 0,765 (с)

В источнике [13] значение T a для стороны НН 10 кВ подстанции составляет 0,02 с, таким образом, тепловой импульс в точке К 3 для вводного выключателя шин 10 кВ:

Sk³ = (1,966 ■ 10³)² ■ (0,465 + 0,02) = 1,805 ■ 10⁶ (А²∙с)

Для выключателя линии:

Вк3 = (1,966 ■ 103)2 ■ (0,765 + 0,02) = 2,965 ■ 106 (А2∙с)

Определим максимальную апериодическую составляющей тока КЗ, необходимой для расчета относительного ее содержания в токе КЗ отключения, произведем по формуле (20) [13]:

i —    ■ 7   ■ о^—^П^а

‘ат — V^ ‘пО "     , где Ta – постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ;

τ

–

расчетное время, для которого требуется определить

соответствующее времени размыкания цепи КЗ дугогасительными выключателя, определяемое по формуле (21) [13]:

т = 0,01 + ^в.оты, где tс.в.откл. – собственное время отключения выключателя, с.

Для используемых выключателей ВГТ-СЭЩ-110, ВВН-СЭЩ-П/35,

20/1000 время размыкания цепи составляет:

^тегт-сэщ-1ю ⁼ 0,01 + 0,05 = 0,06 (с)

тввн-сэщ-п/35 = 0,01 + 0,06 = 0,07 (с)

^твв/тел- ю-20/1000 ⁼ 0,01 + 0,065 = 0,075 (с)

токи КЗ, контактами

ВВ/ТЕЛ-10-

Определим апериодическую составляющую тока КЗ в точке К1 по формуле (22) с учетом того, что постоянная времени затухания на стороне ВН 110 кВ равна 0,03 c [13]:

(кА)

Аналогично произведем расчет для точки К2, для которой постоянная времени затухания апериодической составляющей 0,02 с [13]:

(кА)

Для стороны НН при значении T a =0,02 c [13]:

(кА)

Результаты расчетов токов КЗ приведены в таблице 1.

Таблица 1 – Результаты расчетов токов КЗ их электродинамического и термического воздействий на РУ ВН, СН и НН подстанции «Куликовская» 110/35/10 кВ

Параметры		Точка расчета короткого замыкания
		К1	К2	К3
I n0 (3), кА		9,08	0,884	1,966
i уд (3), кА		22,048	2,01	4,471
τ, с	ВШ	0,15	0,46	0,465
	ВЛ		0,76	0,765
В к , А2 с	ВШ	14,84∙106	0,375∙106	1,805∙106
	ВЛ		0,61∙106	2,965∙106
S кз , МВА		1808,607	56,652	35,755
I кз (2), кА		4,539	0,442	0,983
i кз (2), кА		7,862	0,766	1,703
i aτ , кА		1,798	0,038	0,068

Выводы. В ходе исследования были рассчитаны токи трехфазного короткого замыкания и параметры их электродинамического и термического воздействий, а также токи двухфазного короткого замыканий на присоединениях подстанции «Куликовская» 110/35/10 кВ. На основании полученных расчетных значений возможно осуществить реконструкцию подстанции и выбор основного силового первичного оборудования, поддерживающего современные протоколы передачи данных в цифровом формате, что позволит осуществить автоматизацию подстанции.

При расчете термического воздействия токов короткого замыканий были приведены типы и параметры высоковольтных вакуумных выключателей, которые могут быть установлены на подстанции «Куликовская» 110/35/10 кВ, при этом в случае установки в комплектном распределительном устройстве наружной установки выключателей типа ВВ/ТЕЛ-10-20/1000 при их совместной работе с вакуумными реклоузерами типа PBA/TEL REC 15, установленным в отходящих от подстанции линиях 10 кВ, удастся добиться повышения эффективности функций релейной защиты и автоматики, обеспечения быстродействия защит и селективности, что в свою очередь будет контролироваться устройством бесканального дистанционного контроля реклоузеров.