CC BY
92УДК 621.316.13:621.316.5:621.313:620.9(075.8):621.3.02
РАСЧЕТ РАБОЧИХ ТОКОВ И ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ ПРИ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИИ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ ОТ ВОЗОБНОВЛЯЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ ЭНЕРГИИ В ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ, СОДЕРЖАЩЕЙ МУЛЬТИКОНТАКТНЫЕ КОММУТАЦИОННЫЕ СИСТЕМЫ
Лансберг А.А. 1, бакалавр 3 курса направления подготовки 13.03.02 «Электроэнергетика и электротехника». Научный руководитель: Виноградов А.В., к.т.н., доцент, заведующий лабораторией ФГБНУ «ФНАЦ ВИМ» 1ФГБОУ ВО Орловский ГАУ
АННОТАЦИЯ
Для анализа возможных режимов работы электрической сети необходимо знать параметры режимов работы сети, включая состояние её элементов. В работе рассмотрен вариант расчета параметров интеллектуальной электрической сети, содержащей возобновляемые источники энергии и мультиконтактные коммутационные системы. В расчете определяются параметры режимов работы сети, настройки оборудования, исходя из технических характеристик используемого в сети электрооборудования. Показан пример кодирования ситуации в электрической сети по предложенному методу. Предложенная в работе методика расчёта параметров режимов работы электрической сети, содержащей возобновляемые источники энергии и мультиконтактные коммутационные системы, может применяться для расчётов не только в приведённой схеме электрической сети, но и для других сетей с учётом их особенностей исполнения.
КЛЮЧЕВЫЕ СЛОВА
Интеллектуальные электрические сети, электроснабжение, мультиконтактные коммутационные системы, возобновляемые источники энергии.
ABSTRACT
To analyze the possible modes of operation of the electric network, you need to know the parameters of the modes of operation of the network, including the state of its elements. The paper considers a variant of calculating the parameters of an intelligent electrical network containing renewable energy sources and multi-contact switching systems. The calculation determines the parameters of the network operation modes, equipment settings, based on the technical characteristics of the electrical equipment used in the network. An example of encoding the situation in the electric network using the proposed method is shown. The proposed method for calculating the parameters of operating modes of an electric network containing renewable energy sources and multi-contact switching systems can be used for calculations not only in the given scheme of the electric network, but also for other networks, taking into account their performance characteristics.
KEYWORDS
Intelligent electrical networks, power supply, multi-contact switching systems, renewable energy sources.
Актуальность вопроса. В настоящее время российскими и зарубежными учеными разрабатываются проекты «интеллектуальных электрических сетей», в концепцию построения которых, среди прочих требований, закладываются гибкость, как способность подстраиваться под нужды потребителей и обеспечивать требуемое качество передаваемой электроэнергии [1, 2, 3, 4]. Для реализации интеллектуальных электрических сетей активно используются возобновляемые источники энергии (ВИЭ),
развитие которых актуально в последние годы. Например, в России В 2019 г. выработка электроэнергии электростанциями ЕЭС России, включая производство электроэнергии на электростанциях промышленных предприятий, составила 1080,6 млрд кВтч (увеличение к объему производства электроэнергии в 2018 г. составило 0,9% - таблица 1), в том числе распределение годового объема производства электроэнергии по типам электростанций составило согласно данным источника [5]:
• ТЭС - 679,9 млрд кВтч (снижение производства на 0,3%);
• ГЭС - 190,3 млрд кВтч (увеличение производства на 3,6%);
• АЭС - 208,8 млрд кВтч (увеличение производства на 2,2%);
• ВЭС - 0,3 млрд кВтч (увеличение производства на 47,3%);
• СЭС - 1,3 млрд кВтч (увеличение производства на 69,4%).
Таблица 1 - Баланс электрической энергии в ЕЭС России за 2019 г., млрд кВтч
Показатель 2018 2019 Отклонение (+/-), % 2019 к 2018
Выработка электроэнергии, всего млрд кВт*ч 1 070,9 1 080,6 0,9
в т.ч.: ТЭС 681,8 679,9 -0,3
ГЭС 183,8 190,3 3,6
АЭС 204,4 208,8 2,2
ВЭС 0,22 0,32 47,3
СЭС 0,8 1,3 69,4
Потребление электрической энергии, млрд кВт*ч 1 055,6 1 059,4 0,4
Исходя из данных таблицы 1 можно сделать вывод, что ежегодно в России доля генераторных мощностей на основе возобновляемых источников энергии стремительно возрастает. При значительном продвижении в создании интеллектуальных сетей как в России, так и за рубежом, не проработаны именно сетевые вопросы взаимодействия различных элементов данных сетей. Концепция интеллектуальных электрических сетей с применением мультиконтактных коммутационных систем (МКС) [6, 7, 8] позволяет обеспечить высокую степень гибкости в части оперативного изменения конфигурации сети в зависимости от возникающих в системе электроснабжения ситуаций при различных режимах работы источников питания, изменении нагрузки потребителей, повреждениях в линиях электропередачи (ЛЭП).
Применение МКС позволяет снизить количество и время отключений в электрической сети, тем самым значительно повысить надежность электроснабжения потребителей. МКС оснащаются функциональными возможностями дистанционного и местного управления силовыми контактными группами, что позволяет реализовывать в данных устройствах разные виды автоматики, в том числе: АПВ и АВР [9, 10, 11].
Для демонстрации возможности повышения надежности электроснабжения потребителей за счет внедрения МКС разработана схема электроснабжения, включающая в себя различные типы данного оборудования. Схема показана на рисунке 1. Изготовлен демонстрационный лабораторный стенд, позволяющий моделировать ситуации в указанной схеме [12].
В работе [13] обоснован метод кодирования состояния контактных групп МКС с помощью двоичного кода, согласно которому замкнутый или разомкнутый контакт обозначается 1 или 0. Каждому варианту соединения присваивается буквенный код. В системе электроснабжения работу источников генерации и наличие напряжения на вводах у потребителей можно представить аналогично. Таким образом, получается код
всей ситуации в сети, отображающий состояние аппаратов и наличие питания на вводах потребителей и выводах источников. Данный метод можно усовершенствовать, дополнив его информацией о возможных параметрах работы электрической сети, т.е. диапазонах рабочих токов, напряжений, токов перегрузок и коротких замыканий.
Рисунок 1 - Пример интеллектуальной системы электроснабжения, содержащей
различные типы МКС
Методика проведения исследований. Для выбора, определения настроек МКС и другого оборудования электрической сети, в частности ВИЭ, требуется выполнение расчётов режимов работы рассматриваемой сети с учётом характеристик подключенных к ней потребителей. Результаты данных расчётов должны включаться в таблицы состояний оборудования сети. Для расчётов используются известные методы определения расчётных токов, мощности, расчётов переходных процессов.
Объектом исследования являются участки системы электроснабжения, содержащие возобновляемые источники энергии, сельскохозяйственных потребителей и МКС разных типов конструктивного исполнения.
Предметом исследования являются параметры режимов работы рассматриваемых участков электрической сети.
Цель работы. Определение параметров режимов работы системы электроснабжения потребителей для настройки оборудования её автоматизации.
Задачи работы:
• усовершенствовать метод кодирования ситуаций в электрической сети, содержащей возобновляемые источники энергии и МКС;
• продемонстрировать методику расчёта параметров режимов работы электрической сети, содержащей возобновляемые источники энергии и МКС.
Описание метода исследования В случае применения в сети МКС разных типов значительно повышается количество возможных режимов работы сети, возможных ситуаций в ней, так как в этом случае потребители могут получать питание от разных источников питания в зависимости от выработки ими электроэнергии,
исправности участков сети, других факторов. В процессе работы сети могут быть отключены повреждённые участки линий и подано резервное питание на неповреждённые. При использовании в сети средств регулирования напряжения, реактивной мощности, другого оборудования, вариативность режимов ещё возрастает. В этом случае расчёты параметров режимов работы следует проводить для всех возможных ситуаций в сети с учётом питания разных участков сети от разных источников.
Согласно рисунку 1: БГУ - биогазовая установка; НЭ - накопитель энергии, СЭС - солнечная электростанция, ВЭС - ветровая электростанция, ТП - комплектная трансформаторная подстанция 10/0,4 кВ, ДПРРп1...ДПРРп6 - датчики параметров режимов работы потребителей 1 - 6, П1...П6 - потребители 1 - 6.
Рассмотрим методику расчёта параметров режимов работы сети, показанной на рисунке 1, на примере одной ситуации. Для других ситуаций методика расчёта останется той же, при этом изменятся только данные для расчёта. В рассматриваемой ситуации (ситуация 1 - нормальный режим) повреждений на линиях нет, все потребители получают электроэнергию, производится зарядка накопителя электроэнергии. Потребители 2, 6 получают электроэнергию от ТП; 1, 5 - от ВЭС; СЭС производит электроснабжение потребителей 3, 4, а БГУ зарядку накопителя электроэнергии.
Основные исходные данные - это характеристики потребителей, подключенных к сети и характеристики участков сети, то есть параметры используемых проводов, мощности и характеристики источников питания и т.п. В таблице 2 приведены характеристики потребителей, подключенных к рассматриваемой электрической сети.
Таблица 2 - Характеристики групп потребителей П1...П6 демонстрационно-лабораторного стенда «Интеллектуальные сети на основе мультиконтактных _коммутационных систем»_
Потребитель П1 П2
Объект или процесс Административное здание на 25 рабочих мест Жилые дома с электроплитой и кондиционером (6 шт.)
Рпотрн кВт 15 24,6
Установленная
мощность, кВт
cos ф 0,85 0,92
Потребитель П3 П4
Коровник привязного
Объект или процесс Производство молока на 200 коров содержания с механическим доением,уборкой навоза и
электрическим нагревом на 100 коров
Рпотрн кВт 35 10
Установленная мощность, кВт - 30
cos ф 0,75 0,92
Потребитель П5 П6
Объект или процесс Птичник на 9 тыс. цыплят (животноводство и птицеводство) Общеобразовательная школа с мастерской на 190 учащихся
Рпотрн кВт 25 14
Установленная мощность, кВт 40 -
cos ф 0,75 0,85
Каждую ситуацию в сети и переход от одной ситуации к другой характеризуют ряд параметров режимов работы сети, контролируемых с помощью ДПРРп, установленных на вводах потребителей и блоков контроля, установленных в МКС, ТП, НЭ, ВЭС, БГУ, СЭС и в электрической сети. При этом можно определить для каждого блока контроля и для ДПРР показатели, характеризующие рабочую зону их работы с указанием граничных значений при заданной ситуации.
Рабочий диапазон мощности следует определять исходя из договора на электроснабжение, или в соответствии с проектной мощностью потребителя. Так, диапазон мощности потребителя 1 составляет РдП1 = 0...15 кВт, а потребителя 5 -РдП5 = 0.25 кВт. Рабочий диапазон значений напряжения, с учётом допустимого уровня отклонения напряжения AU=-10%...+10% [14], составляет иф = 198-242В (для однофазного потребителя 2), ил = 342-418 В (для трёхфазных потребителей 1, 3-6).
Исходя из нагрузок и коэффициентов мощности потребителей системы электроснабжения, представленных в таблице 2 [15] расчётную мощность для однофазных потребителей можно определить по формуле [16]:
Р = */ф * cosqp, (1)
для трёхфазных: _
Р = \'3 * ил * /л * cos<p. (2)
Например, максимальные расчётные рабочие токи для потребителей 1, 5 системы электроснабжения можно определить при междуфазном напряжении - 342 В. Это связано с тем, что при двигательной нагрузке при снижении напряжения увеличивается потребляемый ток. Для настройки ДПРРп необходимо учитывать диапазон увеличения тока при допустимом отклонении напряжения ±10%. Поэтому максимальный расчётный ток для потребителей групп 1, 5:
^Р1 т/3*ид*соа^± 1,73 ¡1342¡10,85 502,911 29,8 А,
-/3«игя4спвф|^ 1,73 *342*0,75 443,745 ^6,3 А.
Датчики параметров режимов работы потребителей ДПРРп1, ДПРРп5 должны воспринимать токи в диапазоне, соответственно, I р^ = 0.29,8 А и 1р5 = 0.56,3 А как рабочие. Верхние границы тока (29,8 А и 56,3 А) приняты с учётом возможных диапазонов отклонения напряжения в сети (342-418 В).
Токи более 29,8 (56,3) А должны восприниматься как токи перегрузки, или короткого замыкания. Отличить их между собой можно, зная значения токов короткого замыкания в контролируемых точках сети. Для контактных групп коммутационных аппаратов, установленных в сети и для выключателей, установленных в начале линий электропередачи (ЛЭП) диапазон рабочих токов будет зависеть от максимального значения мощности нагрузки, питаемой через соответствующие коммутационные аппараты в рассматриваемой ситуации.
Аналогично рассчитываются рабочие диапазоны токов для других коммутационных аппаратов и заносятся в таблицу 4 состояния системы электроснабжения, в которой приведено кодирование ситуации 1 с учётом настроек оборудования сети.
Полное сопротивление фазного и нулевого проводов для расчетов токов однофазных, двухфазных и трехфазных КЗ определяется по схемам замещения
прямой и обратной последовательности ВЛЭП, с использованием формул:
= ■'■; ' - (3)
■. = г; ' - ■.. (4)
где: худ.пр - удельное реактивное сопротивление провода, Ом/км; гудпр - удельное активное сопротивление провода, Ом/км.
Для провода СИП2 - 3х70+1х95+1х16 активное сопротивление фазного провода (сечение 70мм2) г0=0,568 Ом/км, нулевого (сечение 95 мм2) - 0,411 Ом/км; реактивное сопротивление фазного провода - 0,0789 Ом/км, нулевого - 0,0669 Ом/км [17].
Необходимо учесть сопротивление контактов автоматического выключателя, предназначенного для защиты электрооборудования ВИЭ от ненормальных и аварийных режимов работы электрической сети. Например, в рассматриваемой сети автоматический выключатель на ВИЭ имеет номинальный ток 400А. Активное сопротивление контактов автоматического выключателя равно 0,65 мОм, реактивное -0,17 мОм [18]. В качестве силовых контактных групп коммутационных устройств в системе электроснабжения используются низковольтные вакуумные контакторы ЬБМ/ТЕЬ 1-4/400-352 с предельной коммутационной способностью 7 кА, сопротивление главных контактов которых составляет г|5тле|=90 мкОм, т.е. 0,00009 Ом [19]. Значения длин участков системы электроснабжения приведены в таблице 3.
Таблица 3 - Длины участков
1ЭП системы электроснабжения
№ участка L1 L2 L3 L4 L5 L6 L7 L8
Длина, км 0,121 0,151 0,125 0,118 0,1 0,136 0,115 0,11
№ участка L9 L10 L11 L12 L13 L14 L15 L16
Длина, км 0,19 0,11 0,111 0,17 0,168 0,142 0,185 0,141
№ участка L17 L18 L19 L20 L21 L22 L23 L24
Длина, км 0,144 0,102 0,136 0,104 0,138 0,153 0,155 0,174
В качестве ВЭС в системе электроснабжения приняты характеристики и электрооборудование горизонтально-осевого ветрогенератора Vestas с установленной активной мощностью 100 кВт, допускающий возможность выдачи в электрическую сеть максимальной мощности 105 кВт [20]. Стандартная комплектация ВЭС предполагает использование в качестве генератора синхронного электродвигателя на постоянных магнитах, который требует наличие аккумуляторах батарей и инвертора, что приводит к схеме, использующейся широко в наше время европейскими производителями и характеризующейся значительными капитальными вложениями. Наиболее оптимальным решением является использование асинхронного индукционного генератора с фиксированной скоростью и короткозамкнутым ротором, преимущества которого заключаются в небольших габаритах и большой мощности, отсутствии необходимости в напряжении возбуждения, независящей от скорости вращения ротора выходной частоты [21]. В расчетах будем использовать технические характеристики асинхронного трехфазного электродвигателя АИР 315MA8 110кВт 750об/мин 1081 DRIVE IEK [22], представленного на рисунке 2.
Рисунок 2 - Внешний вид АИР 315MA8 110кВт 750об/мин 1081 DRIVE IEK
Схема ветровой электростанции системы электроснабжения, представленная на рисунке 3, работает следующим образом: при пуске электродвигателя и вращении ротора магнитное поле действует на одну из обмоток статора, вызывая электрический ток небольшого значения, заряжающий один из конденсаторов С1-С3 в зависимости от того, в каком проводе он возникает. Из-за того, что напряжение на конденсаторе отстает от тока на угол фазового сдвига в 90°, вращение ротора вызывает магнитное поле с большим значением напряженности и магнитной индукции, которое действует на следующую обмотку статора, при этом следующий конденсатор заряжается на
большее напряжение. Процесс будет продолжаться до тех пор, пока ротор не войдет в насыщение. Впоследствии можно включать автомат QF2 для использования электроэнергии, вырабатываемой генератором.
N А В С
Рисунок 3 - Схема ветровой электростанции системы электроснабжения
В электроустановках с автономными источниками энергии значение тока трехфазного и двухфазного кз определяется по формулам [18]:
£ = .. =, (5)
г] *+0-дд+ г1Е)3
= .. =■ (6)
где X! и Г! - суммарные активные и индуктивные сопротивления прямой
последовательности цепи, включенной между электродвигателей и точкой КЗ. Эти сопротивления равны:
Г1=ГАД+ГАВ400А+Г|8тЛе!+Гвл, (7)
Х1=ХдД+Хдв400А+Хвл- (8)
где: ГАВ400А и хАВ400А - активное и индуктивное сопротивления токовых катушек автоматических выключателей; Г|8тЛе| - активное сопротивление главных цепей вакуумных контакторов, Ом; Гвл и Хкл - активные и индуктивные сопротивления прямой последовательности воздушных линий, Ом; ХАД и ГАД - сверхпереходное активное и индуктивное сопротивления электродвигателя, Ом, значения которых равны, согласно источнику [18]:
*ад(нОИ) = °'1Е (м0м) = 0,00013 (Ом); гад.;нОГ0 = °'36 *хад(= * 0,18 = 0,0648 (мОм) = 0,0000648 (Ом).
Еф.АД - сверхпереходная ЭДС асинхронного электродвигателя, которую можно определить по формуле:
ФАЗ
(9)
Где: иф.0 - фазное напряжение на выводах электродвигателя в момент, предшествующий КЗ, составляющее по тех. паспорту электродвигателя при соединении обмоток по схеме треугольником 380 В;
I0 - ток статора в момент предшествующий КЗ, который при соединении обмоток электродвигателя по схеме треугольником, согласно тех. паспорту равен 216,83 A;
Ф(0) - угол сдвига фаз напряжения и тока в момент, предшествующих КЗ, град.
эл;
сое ф для электродвигателя, согласно технической документации, равен 0,82, sin ф определим по формуле [23]:
Г (Ю)
Сверхпереходная ЭДС асинхронного электродвигателя равна:
Е4>ад" = 379,4528555 (В)
Ударный ток трехфазного КЗ определим по формуле:
1у = кул121^. (11)
где: ку - ударный коэффициент; 1к3 - расчетный ток трехфазного КЗ, А.
Произведем расчет токов двухфазных, трехфазных и ударных КЗ для настроек уставок защиты ВЭС при нормальном режиме работы системы электроснабжения (ситуация 1). В данном случае необходимо рассчитать четыре цепи: ВЭС^7 (П1), ВЭС-L10 (П5), ВЭС^12, ВЭС^11, представленные схемами замещения на рисунках 4 - 7, первая из которых будет использоваться для настроек защиты ДПРРп1, вторая - для ДПРРп5, а другие - для контактов коммутационных устройств и автоматического выключателя ВЭС. В таблице 4 будем указывать округленный ток ОКЗ, меньший расчетного и наиболее близкий к нему.
Рисунок 4 - Сопротивления схемы замещения системы электроснабжения в цепи от
ВЭС до участка Ь7 для расчета токов КЗ
Ток трехфазного КЗ в цепи B3C-L7 при напряжении 341,5 В:
Ток трехфазного КЗ в цепи ВЭС-1-7 при напряжении 417 В:
Ударный коэффициент ку для расчета тока трехфазного КЗ выразим через отношение результирующих сопротивлений цепи КЗ [24] по формуле:
^ = й0«1Ю067 = 0195290дд < 0 5 (12)
О Д11933950 4 '
Для значений 0,5 и меньше ударный коэффициент принимают равным 1. Таким образом ударный ток для ДПРРп 1:
Ток двухфазного КЗ в цепи ВЭС-1-7 при нижнем отклонении напряжения 341,5 В:
4 ВЭС-¿70*1.5 в) ~ 0,782 (кА) при верхнем отклонении напряжения 417 В:
и«¡-¿7№Е)И 0,954 (кА)
22МКС-31ш1.1е11 ^АВР-ПНтЛеИ
Г*—
' - 2 МКС- 31 sm/tel 3
/•ЛВР-П1ап.1е13 "Т
/"»» /—N
ДПРРп5
ZQF 1 4,
Рисунок 5 - Сопротивления схемы замещения системы электроснабжения в цепи от
В3С до участка L10 для расчета токов КЗ
Ток трехфазного КЗ в цепи ВЭС-И0 при нижнем отклонении напряжения 341,5
В:
Ток трехфазного КЗ в цепи ВЭС-ИО при верхнем отклонении напряжения 417 В:
^бэс-ип («7 в) * 1,845 (кА) Определим значение ударного коэффициента:
0,00098407
—■ =-= 0,019645186 < 0,5
гЪг 0,050092169
По итогу расчета ударный коэффициент принимаем равным 1. Ударный ток в цепи ВЭС-1-10:
В:
Ток двухфазного КЗ в цепи ВЭС-И0 при нижнем отклонении напряжения 341,5
при верхнем отклонении напряжения 417 В:
4вэс-£м£«7в) * 1-596 (ка)
^2МКС-З1ап/К11
2двР-П1яп/М1
1 400А
вэс
Рисунок 6 - Сопротивления схемы замещения системы электроснабжения в цепи от
ВЭС до участка И1 для расчета токов КЗ
Ток трехфазного КЗ в цепи ВЭС-И1 при нижнем отклонении напряжения 341,5
В:
^кз ВЭС-J.il(341 ,БЕ) ~ 2,098 (кА) при верхнем отклонении напряжения 417 В:
Произведем расчет значения ударного коэффициента:
Ударный коэффициент принимаем равным 1. Ударный ток в цепи ВЭС-1-11:
= 1л/2* 2,329 = 3,2937033Э7(кА) Я 3,294 (кА)
'у БЭС—111
(379В) - ^у^к!
кв ЕЭС—¿11(375В)
В:
Ток двухфазного КЗ в цепи ВЭС-И1 при нижнем отклонении напряжения 341,5
4вэс-и1сз*1,бе) ~ (ка)
при верхнем отклонении напряжения 417 В:
^ез- ЕЭС—111 (417В) * 2,216 (кА)
Рисунок 7 - Сопротивления схемы замещения системы электроснабжения в цепи от
ВЭС до участка И2 для расчета токов КЗ
Ток трехфазного КЗ в цепи ВЭС-И2 при нижнем отклонении напряжения
341,5В:
^га ВЭС—¿12 (341,БВ) ^ 3>452 (кА)
при верхнем отклонении напряжения 417В:
БЭС-112
С417В) * 4,216 (кА) Рассчитаем значение ударного коэффициента:
Ударный коэффициент принимаем равным 1. Ударный ток в цепи ВЭС-И2:
Ток двухфазного КЗ в цепи ВЭС-И2 при нижнем отклонении напряжения
341,5В:
'¿вэс-^сзвд * 2,986 (кА) при верхнем отклонении напряжения 417В:
В электроустановках с автономными источниками энергии начальное значение периодической составляющей тока однофазного КЗ рассчитывается по формуле:
II -
(13)
Рассчитаем однофазные КЗ для участков в цепи питания потребителей от ВЭС. Для цепи ВЭС-1-7 при нижнем отклонении 341,5В:
4ЕЭС-1.7СЭ41,БВ;> ю 1Д14' (кА) при верхнем отклонении напряжения 417В:
ВЭС-17(417В) ^ (КА)
Ток однофазного КЗ в цепи ВЭС-ИО при нижнем отклонении 341,5В:
^ ВЭС-¿10(341,56) ^ 1,666 (кА) при верхнем отклонении напряжения 417В:
4вэс-110(417в) ^ 2,035 (кА)
Ток однофазного КЗ в цепи ВЭС-И1 при нижнем отклонении 341,5В:
4 БЭС-ПК^!,ББ) * 2,315 (кА) при верхнем отклонении напряжения 417В:
Ток однофазного КЗ в цепи ВЭС-И2 при нижнем отклонении 341,5В:
^га БЭС—¿12 (341,5Б) * 3,814 (ка) при верхнем отклонении напряжения 417В:
В настоящее время используется множество конструкций биогазовых установок, но их принцип работы одинаков. Рассмотрим современную конструкцию БГУ системы электроснабжения СБГ-погта1 (СБГ-50) с производительностью от 10 тонн до 200 тонн в сутки, имеющего выход биогаза 50м3/час [25], с ее составными частями, представленными на рисунке 8.
Рисунок 8 - Комплектующие биогазовой установки
Биогазовая установка состоит из следующих основных частей: 1) приемный резервуар, предназначенный для притока биомассы; 2) система обогрева; 3) механические мешалки, предназначенные для улучшения перемешивания биомассы; 4) система подачи биомассы; 5) ферментатор, 6) газгольдер; 7) купол; 8) система газоотведения и газоподачи с системой отвода конденсата и сероочистки; 9) сепаратор; 10) лагуна (резервуар для хранения жидких удобрений); 11) система автоматики, визуализации процессов и управления; 12) теплопункт; 13) когенератор, предназначенный для одновременной выработки тепла и электрической энергии, состоящий из генератора, газового двигателя, системы отбора тепла и системы управления [26].
Когенерационная установка может быть представлена мини-ТЭС, т.е. промышленной газопоршневой электростанцией, включающей генератор, газовый двигатель, генератор, систему воздухозабора, систему газовыхлопа, систему охлаждения, систему электрооборудования и масляную систему. В роли ГПЭС для БГУ в системе электроснабжения можно использовать ГэС-100-М, с установленной мощность 104 кВт, представленную на рисунке 9 [27].
Рисунок 9 - Газопоршневая электростанция ГэС-100^
Генератором в ГэС-100-М является синхронный генератор Leroy-Somer LSA 44.2 S7 на номинальный ток 180 А. При расчете токов КЗ от биогазовой установки кроме сопротивлений ЛЭП необходимо учитывать сопротивления генератора GS1, рубильника QS1, предназначенного для коммутации силовой цепи и вывода БГУ в ремонт, вакуумного контактора lsm/tel Ш1, предназначенного для защиты генератора от токов КЗ и перегрузок, представленных на рисунке 10.
Рисунок 10 - Схема силовой цепи выработки электроэнергии от БГУ
Активное сопротивление контактов для рубильника-разъединителя на ток 400 А составляет ^3400а = 0,2 мОм [28]. Значение тока трехфазного КЗ от синхронных электродвигателей рассчитывают по формуле:
г -
(14)
где: Eф.cД - сверхпереходная ЭДС синхронного двигателя (фазное значение), В;
XcД и гсд - сверхпереходное индуктивное и активное сопротивления электродвигателя, мОм. Их значения равны:
*сд(ноИ} = (мО*0 = 0,00015 (Ом);
= = °Д5 * 0Д5 = 0,0225 (мОм) = 0,0000225 (Ом),
и - суммарные индуктивное и активное сопротивления прямой
последовательности цепи, включенной между электродвигателем и точкой КЗ, мОм.
Для синхронных электродвигателей сверхпереходная ЭДС рассчитывается по формуле:
где: иф.0 - фазное напряжение на выводах электродвигателя в момент, предшествующий КЗ, составляющее по тех. паспорту синхронного генератора 380В;
I0 - ток статора в момент предшествующий КЗ, примем максимально допустимый ток двигателя 180 А;
Ф(0) - угол сдвига фаз напряжения и тока в момент, предшествующих КЗ, град.
эл.
сое ф для электродвигателя, согласно тех. паспорту, равен 0,8, таким образом
sin ф:
Отсюда, сверхпереходная ЭДС синхронного электродвигателя: = 380,0162007 (В)
Рассчитаем трехфазные и ударные токи КЗ для участков, электроснабжение которых осуществляется от БГУ, представленных на рисунках 11-12 Результаты расчетов внесем в таблицу 4.
БГУ
zqs 1 400а
ZkMI Ism/tei
Рисунок 11 - Сопротивления схемы замещения системы электроснабжения в цепи от
БГУ до участка Ь22 для расчета токов КЗ
Ток трехфазного КЗ в цепи БГУ-1-22 при нижнем отклонении 342В:
^кв БГУ—Л22(Э42Е) ^ 1,235 (кА)
при верхнем отклонении напряжения 418В:
4бп--^22С41ЗВ) * 1,509 (кА)
Рассчитаем значение ударного коэффициента: лун 0,001457697
—■ =-= 0,019378287 < 0,5
г^! 0,07522321
Ударный коэффициент принимаем равным 1. Ударный ток:
Рисунок 12- Сопротивления схемы замещения системы электроснабжения в цепи от
БГУ до участка Ь24 для расчета токов КЗ
Ток трехфазного КЗ в цепи БГУ-1-24 при нижнем отклонении 342В:
при верхнем отклонении напряжения 418В:
* ь-= сгтд-т.-зл'л ЯР'". ю 4,175 (кА")
КБ БГУ—¿24(4188)
Рассчитаем значение ударного коэффициента: хЪ1 0,000192615
= 0,019595343 < 0,5
0,009829631
Ударный коэффициент принимаем равным 1. Ударный ток: 'у егу—¿24(330в) - ^-^24бп,_А24(Э0ОЕ) - 172 * 3,795 - 5,366940469(кА) И 5,365 (кА)
В электроустановках с автономными источниками энергии начальное значение периодической составляющей тока однофазного и двухфазного КЗ рассчитывается по формулам:
II =
3 Е1.
I2 -
КБ
га-с"
(16)
(17)
По приведенным выше формулам определим значения КЗ для цепи питания от БГУ. Ток однофазного КЗ в цепи БГУ-1-22 при нижнем отклонении напряжения 342В: 4.БГУ-122С342Е) * 1-359 (кА) при верхнем отклонении напряжения 418В:
БГУ-122(418В) ^1,662 (КА)
Ток двухфазного КЗ в цепи БГУ-1-22 при нижнем отклонении напряжения 342В:
* 1,069 (кА) при верхнем отклонении напряжения 418В: 4бГУ-122(418В) * 1,307 (кА)
Ток однофазного КЗ в цепи БГУ-Ь24 при нижнем отклонении напряжения
342В:
^БГУ-¿24(342В) ^ 3,762 (кА)
при верхнем отклонении напряжения 418В:
Асз БГУ £24 (4-13В) * 4,599 (кА)
Ток двухфазного КЗ при нижнем отклонении напряжения 342В:
^Е1У-И4СЗ«Е1 ^2,958 (кА)
при верхнем отклонении напряжения 418В:
^ыу-еиС+шв) ^ 2,958 (кА)
За токи перегрузки будем принимать значения, которые превышают !р, но меньше токов КЗ, таким образом диапазон тока перегрузки для настроек защиты ВЭС в ситуации 1 составляет !перТП = 86,2.2985 А. Токи перегрузок для ДПРРп, контактов коммутационных устройств и других ВИЭ в ситуации 1 определены аналогично и внесены в таблицу 4. Расчётные значения токов заносим в таблицу 4.
Таблица 4 - Параметры работы участка электрической сети с группами потребителей
№3, №5, БГУ и ВЭС при ситуации 1 в системе электроснабжения
Элемент сети ДПРРп1 ДПРРп5 ВЭС
Контактные группы / выключатели ИП - - ВВЭС
Код в буквенной форме B B B
Двоичный код 1 1 1
1р, А <29,8 <56,3 <86,1
1пер, А 29,9.781 56,4.1306 86,2.2985
Iкз1, А В любой фазе >1114 >1666 >3814
Iкз2, кА >0,782 >1,307 >2,986
I кз3, кА >1,011 >1,511 >3,452
^д, кА >1,586 >2,37 >5,418
Рд (Рр), кВт <15 <25 <40
^В 380±38 380±38 380±38
ди, В ±38 ±38 ±38
Элемент сети 2МКС-3
Контактные группы / выключатели ИП №1 №2 №3
Код в буквенной форме B B B
Двоичный код 1 1 1
1р, А <86,1 0 <86,1
1пер, А 86,2.2314 0 86,2.2985
Iкз1, А В любой фазе >2315 0 >3814
Iкз2, кА >1,815 0 >2,986
I кз3, кА >2,098 0 >3,452
^д, кА >3,294 0 >5,418
Рд (Рр), кВт <40 0 <40
^В 380±38 0 380±38
ди, В ±38 0 ±38
Элемент сети АВР-П
Контактные группы / выключатели ИП №1 №2 №3
Код в буквенной форме B B B
Двоичный код 1 1 1
1р, А <86,1 <29,8 <56,3
1пер, А 86,2.2314 29,9.781 56,4.1306
Iкз1, А >2315 >1,114 >1666
В любой фазе
1кз2, кА >1,815 >0,782 >1,307
кз3, кА >2,098 >1,011 >1,511
¡уд, кА >3,294 >1,586 >2,37
Рд (Рр), кВт <40 <15 <25
и,в 380±38 380±38 380±38
ди, В ±38 ±38 ±38
Элемент сети 1МКС-3
Контактные группы / выключатели ИП №1 №2 №3
Код в буквенной форме B B B
Двоичный код 1 1 0
1р, А <158,7 <158,7 0
1пер, А 159.1068 159.2957 0
Iкз1, А В любой фазе >1359 >3762 0
Iкз2, кА >1069 >2,958 0
I кз3, кА >1,235 >3,416 0
¡уд, кА >1,935 >5,365 0
Рд (Рр), кВт <102 <102 0
и,В 380±38 380±38 0
ди, В ±38 ±38 0
Элемент сети НЭ СПАВР БГУ
Контактные группы / выключатели ИП ПерНЭ №1 ВБГУ
Код в буквенной форме B А B
Двоичный код 1 0 1
1р, А <158,7 0 <158,7
1пер, А 159.1068 0 159.2957
Iкз1, А В любой фазе >1359 0 >3762
Iкз2, кА >1069 0 >2,958
I кз3, кА >1,37 0 >3,416
¡уд, кА >1,935 0 >5,365
Рд (Рр), кВт <102 0 <102
и,В 380±38 0 380±38
ди, В ±38 0 ±38
Таким образом, в таблице 4 приведен код ситуации 1 в одной из цепей рассматриваемой электрической сети с указанием настроек оборудования, что совершенствует способ кодирования ситуаций в электрических сетях, приведённый в [13].
Заключение. В других ситуациях настройки оборудования могут изменяться, это должно происходить автоматически при изменении ситуации. Контроль данных изменений и осуществление перенастроек выполняется с применением систем мониторинга, контроля, учёта и управления интеллектуальной электрической сети.
Библиография:
1. Smart Grids European Technology Platform // URL: www.smartgrids.eu (дата обращения: 14.04.2020).
2. Momoh J.A. Smart Grid Design for Efficient and Flexible Power Networks Operation and Control // Power Systems Conference and Exposition/ PSCE '09. 2009. P. 18.
3. Grid Modernization and the Smart Grid // URL: https://www.energy.gov (дата обращения: 14.04.2020).
4. Основные положения концепции интеллектуальной энергосистемы с активно-адаптивной сетью // URL: http://www.fsk-ees.ru/upload/docs/ies_aas.pdf (дата обращения: 14.04.2020).
5. Министерство энергетики Российской Федерации. Основные характеристики российской электроэнергетики // URL: https://minenergo.gov.ru/node/532 (дата обращения: 16.08.2020).
6. Виноградов А.В. Концепция построения интеллектуальных электрических сетей на базе применения мультиконтактных коммутационных систем // Актуальные вопросы энергетики в АПК: матер. всерос. науч.-практ. конф. с междунар. участием (Благовещенск, 27 фев. 2019 г.). Благовещенск.: Изд-во Дальневосточного гос. аграрного ун-та, 2019. С. 109-115.
7. Виноградов А.В., Сейфуллин А.Ю. Анализ концепций построения систем электроснабжения сельских потребителей, содержащих несколько источников электрической энергии // Вестник НГИЭИ. 2020. № 2 (105). С. 32-44.
8. Виноградов А.В., Лансберг А.А. Интеллектуальные электрические сети на основе МКС // Материалы Международной студенческой научной конференции «Горинские чтения. Наука молодых - инновационному развитию АПК» (28-29 марта 2019 года): в 4 т. Том 4. п. Майский.: Изд-во ФГБОУ ВО Белгородский ГАУ, 2019. 245 с.
9. Виноградов А.В. Новые мультиконтактные коммутационные системы и построение на их базе структуры интеллектуальных распределительных электрических сетей // Агротехника и энергообеспечение. 2018. № 3 (20). С. 7-20.
10. Лансберг А.А. Повышение надежности электроснабжения поселка Корсунь посредством применения мультиконтактных коммутационных систем // Научный журнал молодых ученых. Март 2019. № 1(14). С. 51-60.
11. Лансберг А.А. Мультиконтактная коммутационная система МКС-4 и преимущества ее применения // В книге: Энергетика. Проблемы и перспективы развития: материалы IV Всероссийской научной конференции. Научное электронное издание, 2019. С. 117-119.
12. Виноградов А.В., Лансберг А.А., Семенов А.Е. Выбор системы электроснабжения демонстрационного стенда «Интеллектуальные сети на основе мультиконтактных коммутационных систем» и кодирование возникающих ситуаций с помощью двоичного кода // В сборнике: Инновации в образовании: материалы XI научно-практической конференции: в 2-х частях. Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Орловский государственный аграрный университет имени Н.В. Парахина», 2019. С. 14-18.
13. Способ кодирования ситуаций в электрической сети, содержащей мультиконтактные коммутационные системы и возобновляемые источники энергии / А.В. Виноградов, А.В. Виноградова, В.Е. Большев, А.А. Лансберг // Вестник аграрной науки Дона. 2019. № 2 (46). C. 68-76.
14. ГОСТ 32144-2013. Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения: национальный стандарт Российской Федерации: издание официальное: утвержден и введен в действие Приказом Федерального агенства по техническому регулированию и метрологии от 25 марта 2013 г. № 55-П : введен впервые : дата введения 2014-07-01 / разработан ООО «ЛИНВИТ» и Техническим комитетом по стандартизации ТК 30 «Электромагнитная совместимость электротехнических средств». Москва.: Стандартинформ, 2014. 19 с.
15. РД 34.20.178 Методические указания по расчету электрических нагрузок в сетях 0,38 - 110 кВ сельскохозяйственного назначения // URL:
http://snipov.net/database/c_4294966491_doc_4294817286.html (дата обращения: 22.03.2020г.)/
16. Теоретические основы электротехники. Учебник для сельскохозяйственных вузов / А.Н. Горбунов, И.Д. Кабанов, А.В. Кравцов, И.Я. Редько Министерство сельского хозяйства Российской Федерации, Московский государственный агроинженерный университет, Челябинский государственный агроинженерный университет. М.: УМЦ «ТРИАДА», 2003. 310 с.
17. АльянсЭнерго. Провода самонесущие изолированные СИП-1, СИП-2, СИП-3, СИП-4 // URL: https://all-energo.ru/store/kpp/provod/sip/ (дата обращения: 29.03.2020г.)
18. ГОСТ 28249-93. Межгосударственный совет по стандартизации, метрологии и сертификации. Короткие замыкания в электроустановках. Методы расчета в электроустановках переменного тока напряжением до 1 кВ: межгосударственный стандарт: издание официальное: утвержден и введен в действие Межгосударственным Советом по стандартизации, метрологии и сертификации от 21 октября 1991 г.: введен впервые: дата введения 1995-01-01 / разработан Госстандартом России. Минск.: Межгосударственный совет по стандартизации, метрологии и сертификации, 1993. 84, с.
19. Электротехнический интернет портал. Техническое описание низковольтного вакуумного контактора LSM-TEL // URL: https://www.elec.ru/viewer?url=/files/127/000000128/attfile/01.pdf. (дата обращения 25.12.2019г.).
20. ВЭУ 100 кВт. Интернет-ресурс // URL: http://www.windturbines.ru/catalog/veu-100kbt.html (дата обращения: 20.07.2020 г.).
21. Выбор электрогенераторов для ветроэнергетических установок / Ералы Ертайулы Нурахмет, А. А. Гафаров, М. С. Бенке [и др.] // Молодой ученый. 2016. № 28.2 (132.2). с. 68-79.
22. IEK. // URL: https://www.iek.ru/products/catalog/oborudovanie_promyshlennoy_avtomatizatsii/elektrodvig ateli/elektrodvigateli_asinkhronnye/obshchepromyshlennye_elektrodvigateli_air/obshchepro myshlennye_im1081_lapy_iek/elektrodvigatel_asinkhronnyy_trekhfaznyy_air_315ma8_660v _110kvt_750ob_min_1081_drive_iek (дата обращения: 22.04.2020 г.)
23. Демидова Н.Е. Математика. Основы тригонометрии: Учебное пособие. Н. Новгород.: Нижегородский государственный архитектурностроительный университет, 2011. 92 с.
24. Выбор аппаратуры, защит и кабелей в сетях 0,4 кВ. - Л.: Энергоатомиздат. Ленингр. отд-ние, 1988.
25. СельхозБиоГаз. // URL: https://shbiogaz.ru/biogazovye-kompleksy/ (дата обращения: 20.07.2020 г.).
26. Третьякова Е.И. Магистерская диссертация. Разработка системы электроснабжения «Межениновской птицефабрики» // URL: http://earchive.tpu.ru/bitstream/11683/38391/1/TPU331592.pdf (дата обращения: 24.04.2020 г.).
27. ГЭС. Газовые электростанции // URL: https://npo-ges.ru/catalog/gazoporshnevya-elektrostanciya-ges-100-M (дата обращения: 24.04.2020 г.).
28. ГОСТ Р 50270-92. Короткие замыкания в электроустановках. Методы расчета в электроустановках переменного тока напряжением до 1кВ.
