1.2 Особливості розрахунків струмів кз за понижувальними трансформаторами

Для спрощення практичних розрахунків струмів КЗ прийнято не враховувати ряду факторів, які реально можуть існувати, але не значно впливати на значення струмів КЗ і їхні фазні співвідношення. Як правило, не враховується перехідний опір у місці КЗ, і всі пошкодження розглядаються як металеві КЗ двох або трьох фаз чи КЗ однієї фази на землю. Опір усіх трьох фаз трансформаторів, лінії й інших елементів мережі вважаються однаковими. Не враховуються струми намагнічування силових трансформаторів і струми навантаження, струми додаткового живлення місця КЗ струмами асинхронних двигунів. Вважається, що при будь-яких КЗ у мережі НН напруга системи, яка є джерелом, на стороні ВН трансформатора вважається незмінною.

Всі перераховані припущення беруться до уваги при розрахунках струмів КЗ за понижувальними трансформаторами, але водночас в цих розрахунках є ряд особливостей, як, наприклад, необхідність врахування істотної зміни опору трансформаторів з регулюванням під навантаженням (РПН) при зміні положення регулятора РПН, необхідність у ряді випадків обліку діючих, а не середніх коефіцієнтів трансформації при приведенні струмів КЗ до інших сторін трансформатора, необхідність обліку активного опору малопотужних трансформаторів і перехідного активного опору в місці КЗ при пошкодженнях за трансформаторами у мережах напругою до 1000 В. При відносно простих розрахунках струмів КЗ для виконання захисту трансформаторів зручно використовувати іменовані одиниці опорів, струмів і напруг замість відносних одиниць. Однак, при створенні схеми заміщення всі опори повинні бути приведені до одного ступеня напруги, який відповідає напрузі на будь-якій із сторін трансформатора.

На початку розрахунку струмів КЗ повинна бути складена розрахункова схема, на якій показуються розрахункові точки КЗ і можливі режими роботи трансформаторів. Система приєднана до шин ВН підстанції і показана на схемі заміщення своїм повним або індуктивним опором. Часто задаються два значення цих опорів: для максимального і мінімального режимів роботи системи, тобто, в максимальному режимі система подається в схемі найменшим опором Z_max (X_max), а в мінімальному - найбільшим Z_min(X_min). Індекси «max» і «min» відносяться не до значення опору, а до режиму роботи системи.

У тих випадках, коли задана потужність КЗ на шинах ВН, опір системи до шин ВН підстанції, Ом:

Z_c=U_c/S_к (1.1)

де U_c - напруга шин ВН підстанції, середня міжфазна, кВ;

S_к - задана потужність струму КЗ, який проходить на стороні ВН при трифазному КЗ за трансформатором з РПН, визначається за виразом (1.6):

(1.2)

де U_{ном. с} - номінальна напруга мережі, кВ;

Х_с.мах - найменший опір системи у максимальному режимі її роботи, віднесений до напруги сторони ВН, Ом;

Х_т.мin - найменший опір трансформатора, віднесений до напруги сторони ВН, Ом.

Приведення значення цього струму КЗ до сторони НН варто робити відповідно до виразу I_нн=I_вн ·U_вн / U_нн, приймаючи U_вн=U_вн.min. Напруга дорівнює мінімальній напрузі, який відповідає значення Х_т.min. Мінімальне значення струму КЗ, який проходить на стороні ВН при трифазному КЗ за трансформатором із РПН, визначається за виразом:

(1.3)

де U_max.c - максимально припустима напруга системи (для мережі 110 кВ складає 126 кВ), кВ.

Приведення значення цього струму КЗ до сторони НН робиться з урахуванням того, що U_ВН=U_{ВН. мах ,} тобто тій максимальній напрузі, при якій обчислювалося значення Х_т.мах.

Для понижувальних трансформаторів110 кВ загального призначення при зменшенні коефіцієнта трансформації (ΔU_РПН) опір Х_т зменшується до опору, який відповідає середньому положенню РПН, а при збільшенні коефіцієнта трансформації (+ΔU_РПН) - збільшується. У ГОСТі 12965-74 приведені розрахункові напруги КЗ U_к (у відсотках) для середнього і крайніх відгалужень регульованої обмотки (РО): U_к.ср ,U_к.min і U_к.мах. Для цих трансформаторів значення Х_т (в омах), віднесені до регульованої сторони ВН. Вони визначаються за виразами:

X_{T. cp}=UK_{. cp} ·U_{cp. BH} / 100·S_{ном. тр.} (1.4 )

X_{T. min}=UK_{. min} ·[ U_{cp. BH} (1-ΔU_РПН*)]²/ 100·S_{ном. тр.} ; (1.5)

Х_т.мах=UK _max [U_{cp. BH} (1+ΔU_РПН*)]²/100·S_{ном тр,} (1.6)

де U_{ср. ВН} - напруга на стороні ВН, кВ;

S_{ном. тр} - номінальна потужність трансформатора, МВА;

ΔU_РПН*=ΔU_РПН/ 100 - половина повного (сумарного) діапазону напруги на стороні ВН (ΔU_РПН у відсотках).

Величина U_ср.ВН·(1+ΔU_РПН*) не повинна перевищувати максимально припустимої напруги для даної мережі (для мережі 35 і 110 кВ, відповідно, 40,5 і 126 кВ).