ГОСТ Р 52735-2007 Короткие замыкания в электроустановках. Методы расчета в электроустановках переменного тока напряжением свыше 1 кВ

     4 Общие положения

4.1 Исходные положения

4.1.1 Настоящий стандарт устанавливает методы расчета токов короткого замыкания, необходимые для: выбора и проверки электрооборудования по условиям короткого замыкания, выбора уставок и оценки возможного действия релейной защиты и автоматики, определения влияния токов нулевой последовательности линий электропередачи на линии связи, выбора заземляющих устройств.

4.1.2 Стандарт рассматривает методы расчета токов при КЗ, виды которых показаны на рисунке 1.

а - трехфазное КЗ-К; б - двухфазное КЗ-К; в - двухфазное КЗ на землю - К;
г - однофазное КЗ на землю - К; д - двойное КЗ на землю - К

Рисунок 1 - Виды коротких замыканий

4.1.3 Величины, подлежащие определению, допустимая погрешность расчета токов КЗ и применяемый при этом метод расчета зависят от целей, указанных в 4.1.1.

Для выбора и проверки электрооборудования допускаются упрощенные методы расчета токов КЗ, если их погрешность не превышает 5%-10%. При этом определяют:

- начальное действующее значение периодической составляющей тока КЗ и значение этой составляющей в произвольный момент времени, вплоть до расчетного времени размыкания поврежденной цепи;

- начальное значение апериодической составляющей тока КЗ и значение этой составляющей в произвольный момент времени, вплоть до расчетного времени размыкания поврежденной цепи;

- ударный ток КЗ.

Для выбора параметров настройки релейной защиты и автоматики определяют максимальное и минимальное расчетные значения периодической и апериодической составляющих тока КЗ в начальный и произвольный моменты времени как в месте КЗ, так и в отдельных ветвях расчетной схемы.

4.1.4 Расчеты токов в отдельных ветвях расчетной схемы в произвольный момент времени требуют учета электромеханических переходных процессов и их следует проводить с применением средств вычислительной техники.

4.1.5 При расчетах токов КЗ следует в общем случае учитывать все элементы электроэнергетической системы. Допускается эквивалентировать удаленную от места КЗ часть электроэнергетической системы.

4.1.6 При расчете минимального значения тока КЗ для произвольного момента времени рекомендуется учитывать сопротивление электрической дуги в месте КЗ, а также увеличение активного сопротивления проводников вследствие их нагрева током КЗ (эффект теплового спада тока КЗ).

4.1.7 Расчет действующего значения периодической составляющей тока КЗ допускается проводить, не учитывая активные сопротивления элементов электроэнергетической системы, если результирующее эквивалентное активное сопротивление относительно точки КЗ не превышает 30% результирующего эквивалентного индуктивного сопротивления (при этом погрешность расчетов не превышает 5%). Указанное условие может не выполняться, когда расчетная схема содержит кабельные линии 6-10 кВ и воздушные линии электропередачи 35-150 кВ с проводами небольшого сечения.

4.1.8 При расчетах токов КЗ допускается:

- не учитывать сдвиг по фазе электродвижущих сил (ЭДС) и изменение частоты вращения роторов синхронных генераторов и компенсаторов в процессе КЗ (за исключением случая, изложенного в 4.1.4) при продолжительности КЗ, не превышающей 0,5 с, а электродвигателей - при продолжительности КЗ, не превышающей 0,2 с;

- принимать полную симметрию по фазам всех элементов электроэнергетической системы (за исключением несимметрии в месте КЗ);

- не учитывать ток намагничивания трансформаторов и автотрансформаторов;

- не вводить в расчетную схему источники энергии, которые связаны с частью электроэнергетической системы, где находится расчетная точка КЗ, с помощью электропередачи или вставки постоянного тока;

- приближенно учитывать затухание апериодической составляющей тока КЗ, если исходная расчетная схема имеет несколько независимых контуров (6.5);

- не учитывать насыщение магнитных систем электрических машин;

- принимать сопротивление постоянному току различных элементов расчетной схемы равным их активному сопротивлению;

- учитывать приближенно, с помощью эквивалентных параметров, электроприемники, сосредоточенные в отдельных узлах электроэнергетической системы (раздел 12);

- не учитывать поперечную емкость воздушных линий электропередачи напряжением 110-220 кВ при их длине не более 200 км и напряжением 330-500 кВ при их длине не более 150 км;