Электрооборудование электрических станций и подстанций

26

СОДЕРЖАНИЕ

1. Как осуществляется регулирование напряжения в трансформаторах? Опишите устройство ПБВ и РПН и приведите их схемы

2. В чем состоит отличие турбогенератора от гидрогенератора

3. Задача №1

4. Задача №2

5. Задача №3

Список литературы

Вопрос 1. Как осуществляется регулирование напряжения в трансформаторах? Опишите устройство ПБВ и РПН и приведите их схемы

Регулимрование напряжемния трансформамтора -- изменение числа обмоток трансформатора. Применяется для поддержания нормального уровня напряжения у потребителей электроэнергии. Большинство трансформаторов оборудовано некоторыми приспособлениями для настройки коэффициента трансформации путём добавления или отключения числа витков. Настройка может производиться с помощью переключателя числа витков трансформатора под нагрузкой либо путем выбора положения болтового соединения при обесточенном и заземлённом трансформаторе. Степень сложности системы с переключателем числа витков определяется той частотой, с которой надо переключать витки, а также размерами и ответственностью трансформатора.

В зависимости от нагрузки электрической сети меняется её напряжение. Для нормальной работы электроприёмников потребителей необходимо, чтобы напряжение не отклонялось от заданного уровня больше допустимых пределов, в связи с чем применяются различные способы регулирования напряжения в сети. Одним из способов является изменение соотношения числа обмоток первичной и вторичной цепи трансформатора (коэффициента трансформации).

В зависимости от того, происходит это во время работы трансформатора или после его отключения от сети, различают «переключение без возбуждения» (ПБВ) и «регулирование под нагрузкой» (РПН). И в том и в другом случае обмотки трансформатора выполняются с ответвлениями, переключаясь между которыми, можно изменить коэффициент трансформации трансформатора.

Переключение без возбуждения

Данный тип переключения используется во время сезонных переключений, так как предполагает отключение трансформатора от сети, что невозможно делать регулярно, не лишая потребителей электроэнергии. ПБВ позволяет изменить коэффициент трансформатора в пределах от ?5 % до +5 %. На маломощных трансформаторах выполняется с помощью двух ответвлений, на трансформаторов средней и большой мощности с помощью четырех ответвлений по 2,5 % на каждое.

Ответвления чаще всего выполняются на той стороне, напряжение на которой в процессе эксплуатации подвергается изменениям. Обычно это сторона высшего напряжения. Выполнение ответвлений на стороне высшего напряжения имеет также то преимущество, что при этом ввиду большего количества витков отбор ±2,5 % и ±5 % количества витков может быть произведён с большей точностью. Кроме того, ток на стороне высшего напряжения меньше и переключатель получается более компактным.

При переключении ответвлений обмотки при отключении трансформатора переключающее устройство получается проще и дешевле, однако переключение связано с перерывом энергоснабжения потребителей и не может проводиться часто. Поэтому этот способ применяется главным образом для коррекции вторичного напряжения сетевых понижающих трансформаторов в зависимости от уровня первичного напряжения на данном участке сети в связи с сезонным изменением нагрузки.

Переключатель числа витков без возбуждения имеет достаточно простое устройство, предоставляющее соединение с выбранным переключателем числа витков в обмотке. Как следует из самого названия, он предназначен для работы только при выключенном трансформаторе.

Регулирование под нагрузкой

Данный тип переключений применяется для оперативных переключений, связанных с постоянным изменением нагрузки (например, днём и ночью нагрузка на сеть будет разная). В зависимости от того, на какое напряжение и какой мощности трансформатор, РПН может менять значение коэффициента трансформации в пределах от ±10 до ±16 % (примерно по 1,5 % на ответвление). Регулирование осуществляется на стороне высокого напряжения, так как величина силы тока там меньше, и соответственно, устройство РПН выполнить проще и дешевле.

Регулирование может производиться как автоматически, так и вручную из ОПУ или диспетчерского пульта управления.

Переключатели числа витков под нагрузкой

Работу переключателя числа витков под нагрузкой можно понять по двум показательным функциям. Это переключающее устройство, которое переносит проходную мощность трансформатора от одного переключателя числа витков трансформатора к соседнему переключателю числа витков. Во время этой операции оба переключателя числа витков соединены посредством переходного сопротивления. В этой фазе оба переключателя числа витков имеют общую токовую нагрузку. После этого соединение с предыдущим переключателем числа витков прерывается, и нагрузка переносится на новый переключатель числа витков. Приспособление, которое выполняет такое переключение, называется контактором.

Соединения с парой переключателей числа витков, которые производит контактор, может потребовать смены целого ряда переключателей числа витков регулирующей обмотки для каждой операции. Это функция переключателя числа витков. Выбор производится переключателем числа витков без прерывания тока.

Довольно важное улучшение в работе переключателей числа витков под нагрузкой произошло в результате изобретения быстродействующего триггерного контактора, названного принципом Янцена (Jantzen) по имени изобретателя. Принцип Янцена подразумевает, что контакты переключателя нагружены пружиной, и они перебрасываются из одного положения в другое после очень короткого периода соединения между двумя переключателями числа витков, через токоограничивающий резистор.

Применение реактора является альтернативой принципу Янцена с последовательностью быстрых переключений и резисторами. В переключателе числа витков реакторного типа, напротив, намного труднее прервать циркулирующий реактивный ток, и это довольно сильно ограничивает скачок напряжения, однако этот принцип хорошо работает при относительно высоких токах. В этом отличие от быстродействующего резисторного переключателя числа витков, который применим для более высоких напряжений, но не для высоких токов. Это приводит к тому, что реакторный переключатель числа витков обычно находится в низковольтной части трансформатора, тогда как резисторный переключатель витков подсоединен к высоковольтной части.

В переключателе витков реакторного типа потери в средней точке реактора благодаря току нагрузки и наложенного конвекционного тока между двумя вовлеченными переключателями числа витков невелики, и реактор может постоянно находиться в электрической цепи между ними. Это служит промежуточной ступенью между двумя переключателями числа витков, и это даёт в два раза больше рабочих положений, чем число переключателей числа витков в обмотке.

С 1970-х годов стали применяться переключатели числа витков с вакуумными выключателями. Вакуумные выключатели характеризуются низкой эрозией контактов, что позволяет переключателям числа витков выполнять большее количество операций между обязательными профилактическими работами. Однако конструкция в целом становится более сложной..

В переключателях витков резисторного типа контактор находится внутри контейнера с маслом, которое отделено от масла трансформатора. Со временем масло в этом контейнере становится очень грязным и должно быть изолировано от масляной системы самого трансформатора; оно должно иметь отдельный расширительный бак со своим отдельным вентиляционным клапаном.

Устройство переключения числа витков представляет собой клетку или изолирующий цилиндр с рядом контактов, с которыми соединяются переключатели числа витков от регулирующей обмотки. Внутри клетки два контактных рычага передвигаются пошагово поперёк регулирующей обмотки. Оба рычага электрически соединены с вводными клеммами контактора. Один рычаг находится в положении активного переключателя числа витков и проводит ток нагрузки, а другой рычаг находится без нагрузки и свободно передвигается к следующему переключателю числа витков. Контакты устройства переключения никогда не разрывают электрический ток и могут находиться в масле самого трансформатора.

Автоматическое регулирование напряжения

Переключатель числа витков устанавливается для того, чтобы обеспечивать изменение напряжения в системах, соединенных с трансформатором. Совсем необязательно, что целью всегда будет поддержка постоянного вторичного напряжения. Внешняя сеть может также испытывать падение напряжения, и это падение также должно быть компенсировано.

Оборудование управления переключателем числа витков не является частью самого переключателя числа витков; оно относится к релейной системе станции. В принципе переключатель числа витков всего лишь получает команды: повысить или понизить. Однако обычные функции координации между различными трансформаторами внутри одной и той же станции являются частью технологии переключателей числа витков. Когда разные трансформаторы соединены прямо параллельно, их переключатель числа витков должен двигаться синхронно с обоими трансформаторами. Это достигается тем, что один трансформатор имеет обмотку как ведущий трансформатор, а другой - как подчиненный трансформатор. Одновременная работа не будет возможна, если имеется небольшой интервал между циркулирующими токами обоих трансформаторов. Однако это не имеет никакого практического значения.

Типы ПБВ: Реечный ПБВ (ПТРЛ - неподвижные контакты расположены вдоль прямой); Барабанный ПБВ (неподвижные контакты расположены по окружности).

Устройство ПБВ состоит из избирателя (переключателя ответвлений) и привода.

1) Устройство ПБВ трансформаторов общего назначения выполняется с ручным приводом, выполненном в виде рукоятки, выведенной, как правило, на крышку трансформатора. Для осуществления переключения необходимо полное отключение трансформатора.

2) Устройство ПБВ для трансформаторов промышленных электроустановок снабжается электрическим приводом с дистанционным управлением.

Рис. 1. Схемы РПН трансформаторов:

а -- включения регулировочных ступеней; б -- регулирования напряжения в автотрансформаторе (показана одна фаза); ответвления в нейтрали (без реверса); в-- ответвления на линейном конце обмотки СН (с реверсом); АЬ -- основная обмотка; be -- ступень грубой регулировки; de -- ступени плавной регулировки; П -- переключатель; И -- избиратель

Регулирование напряжения в автотрансформаторах имеет некоторую особенность. Если ответвления выполнить в нейтральной точке (рис. 1. б), то это позволит облегчить изоляцию переключающего устройства и рассчитать его на меньший ток, так как в общей обмотке автотрансформатора проходит разность токов. Такое регулирование называется связанным, т. е. при переключении ответвлений одновременно меняется число витков в обмотках ВН и СН, что приводит к резким изменениям индукции в сердечнике и колебаниям напряжения на обмотке НН.

Независимое регулирование в автотрансформаторе можно осуществить с помощью регулировочной обмотки на линейном конце среднего напряжения (рис. 1 в). В этом случае переключающее устройство должно быть рассчитано на полный номинальный ток, а изоляция его -- на полное напряжение средней обмотки.

Трансформаторы с РПН имеют большее число регулирующих ступеней и более широкий диапазон регулирования (± 10% Uном), чем трансформаторы с ПБВ. Применяемые схемы регулирования на трансформаторах представлены на рис. 2. Регулируемые витки размещены со стороны нейтрали, что позволяет применять устройства РПН с облегченной изоляцией. В схеме на рис. 2, б двухпозиционный переключатель - реверсор 5 позволяет присоединять регулировочную обмотку 3 к основной 1 согласно или встречно, благодаря чему диапазон регулирования удваивается по сравнению со схемой на рис. 2, а. На рис. 3 даны схемы регулирования на автотрансформаторах на стороне ВН и СН. Класс изоляции устройств РПН соответствует классу изоляции СН трансформатора.

Рис. 3.

Схемы регулирования на трансформаторах без реверсирования (а) и с реверсированием (б) регулировочной обмотки:

1, 2 -- первичная и вторичная обмотки соответственно;

3 - регулировочная обмотка с ответвлениями;

4 - переключающее устройство;

5 - реверсор

Рис. 4. Схема регулирования на автотрансформаторах:

а - на стороне ВН;

б - на стороне СН;

1 -регулировочная обмотка с ответвлениями;

2 - переключающее устройство

Из рассмотрения работы РПН с реактором видно, что контактор замыкает и размыкает некоторый ток, следовательно, процесс сопровождается горением дуги; контакты избирателя переключаются без разрыва тока, т. е. лишь после того, как соответствующая цепь окажется разомкнутой; необходимая последовательность размыкания и замыкания тех и других контактов обеспечивается согласованной работой приводного механизма, приводимого в действие двигателем с реверсивным пускателем; реактор ограничивает циркулирующий ток в процессе коммутации и рассчитан на длительное прохождение номинального тока. Последнее обстоятельство говорит о том, что застревание привода в промежуточном положении, когда ток нагрузки проходит по одной части реактора или когда переключатель находится в положении "мост" (рис. 5., г), для устройств с токоограничивающим реактором не является опасным и повреждений обычно не вызывает. Однако во избежание перегрева контактов в случае неполного их касания РПН необходимо возвращать в основное рабочее положение при первой же возможности.

Рис. 5. Последовательность работы переключающих устройств РПН с реактором (а-ж) и резистором (з-н): Р - реактор;

RI и R 2 - резисторы; П - переключатели (избиратели); К1-К4 - контакторы; РО - регулировочная обмотка возможности.

Реактор и избиратель, на контактах которого дуги не возникает, обычно размещают в баке трансформатора, а контактор помещают в отдельном масляном баке, чтобы не допускать разложения масла электрической дугой в трансформаторе.

Устройства РПН приводятся в действие дистанционно со щита управления ключом или кнопкой и автоматически от устройства автоматического регулирования напряжения. Предусмотрено также переключение приводного механизма РПН специальной рукояткой или с помощью кнопки, располагаемой в шкафу (местное управление). Способ местного управления является вспомогательным, и к нему прибегают только при ремонте. Переключение РПН трансформатора, находящегося в обычном рабочем „режиме, с помощью рукоятки или кнопки местного управления оперативному персоналу, как правило, не рекомендуется. Только в случае застревания переключателя РПН в промежуточном положении команда на завершение переключения может быть подана рукояткой местного управления, если отсутствует сигнал перегрузки, нет признаков повреждения устройства или неисправности схемы дистанционного управления.

Один цикл переключения РПН разных типов выполняется за 3-10 с.

Процесс переключения сигнализируется красной лампой, которая загорается в момент подачи импульса и продолжает гореть все время, пока механизм не закончит цикл переключений с одной ступени на другую. Независимо от длительности одного импульса на пуск РПН имеют блокировку, разрешающую переход избирателя только на одну ступень. По окончании движения переключающего механизма заканчивают перемещение и дистанционные указатели положения, показывая номер ступени, на которой остановился переключатель.

Для автоматического управления РПН снабжаются блоками автоматического регулирования коэффициента трансформации (АРКТ) . Устройства РПН должны постоянно находиться в работе с включенным блоком АРКТ. На дистанционное управление их переводят только при неисправности автоматических регуляторов, невыполнении команды на переключение (застревание контактов избирателя в промежуточном положении, отказ в работе приводного механизма). При повреждении блока АРКТ оно должно быть отключено и устройство РПН переведено на дистанционное управление. При отказе в действии схемы дистанционного управления РПН следует перевести на местное управление и принять меры по устранению неисправности. Ни нормальные эксплуатационные, ни аварийные перегрузки трансформатора (если ток не превышает 200%-ного номинального тока) не могут ограничивать работу РПН. При нагрузке выше максимально допустимой специальная блокировка запрещает срабатывание переключающего устройства.

В процессе регулирования напряжения переключением ответвлений с помощью устройств ПБВ или РПН персонал не должен допускать длительного повышения напряжения на трансформаторе сверх номинального для данного ответвления более чем на 5% при нагрузке не выше номинальной и на 10% при нагрузке не выше 25% номинальной. Для автотрансформаторов без ответвлений в нейтрали и регулировочных трансформаторов допускается длительное повышение напряжения до 10% сверх номинального. Превышение указанных значений приводит к перенасыщению магнитопровода, резкому увеличению тока и потерь холостого хода.

При параллельной работе двух регулируемых трансформаторов изменение их коэффициентов трансформации следует производить по возможности одновременно, чтобы избежать перегрузки уравнительным током. При автоматическом управлении РПН эта роль выполняется специальной блокировкой. Если же автоматическое управление отсутствует, переключение ответвлений следует выполнять постепенно, не допуская рассогласования по ступеням ответвлений более чем на одну ступень.

Устройства регулирования ПБВ и РПН активно участвуют в регулировании баланса реактивной мощности в электрических сетях, позволяя диспетчерским службам повышать качество электроэнергии, направляемой потребителям.

Вопрос 2. В чем состоит отличие турбогенератора от гидрогенератора

В зависимости от рода первичного двигателя синхронные генераторы делятся на турбогенераторы (с приводом от паровых или газовых турбин) и гидрогенераторы (с приводом от водяных турбин).

Паровые и газовые турбины являются высокооборотистыми агрегатами, частота вращения которых 1500 - 3000 об/мин., в то время как гидрогенераторы - тихоходные машины с частотой вращения от 60 до 600 об/мин. Турбогенераторы выполняются с горизонтальным расположением вала, а гидрогенераторы - как правило вертикального исполнения.

Гидрогенераторы относятся к числу тихоходных электрических машин. Их номинальная частота вращения значительно ниже частоты вращения турбогенераторов и в отличие от последних может иметь различные значения, так как частота вращения гидротурбин зависит от напора и расхода воды в створе реки. От этого зависит и номинальная мощность турбин. Поэтому для гидрогенераторов не может быть установлена стандартная шкала мощностей. Для каждой гидроэлектростанции гидрогенераторы выполняют по специальному заказу. Меньшая частота вращения гидрогенераторов по сравнению с турбогенераторами приводит к тому, что размеры гидрогенераторов значительно больше равновеликих по мощности турбогенераторов.

Отечественные заводы выпускают гидрогенераторы: а) тихоходные с частотой вращения до 100 об/мин; б) с частотой вращения от 100 до 200 об/мин; в) быстроходные с частотой вращения свыше 200 об/мин.

Полная мощность гидрогенератора, как правило, не зависит от cos и равна номинальной, так как генераторы почти всегда приспособлены работать в режиме синхронного компенсатора (режим их работы определяется при выполнении проекта ГРЭС).

Полная мощность турбогенератора зависит от cos ц и определяется для каждого агрегата индивидуальными испытаниями. Длительная работа турбогенератора в режиме синхронного компенсатора с перевозбуждением разрешается только при токе возбуждения не выше номинального. При повышение cos ц до 1,0 длительно могут работать только генераторы с косвенным охлаждением. Возможность такой работы генераторов с непосредственным охлаждением определяется на основании тепловых испытаний. У таких генераторов, как правило, cos ц ?O,956ч0,96.

В зависимости от электрической мощности и технических задач по энергоснабжению производятся следующие типы турбогенераторов:

· турбогенераторы с воздушным охлаждением

· турбогенераторы с масляным охлаждением

· турбогенераторы с водородным охлаждением

· турбогенераторы с комбинированным водородно-водяным охлаждением

· асинхронные турбогенераторы

В зависимости от пространственного ориентирования и выполняемых задач производятся следующие типы гидрогенераторов:

· вертикальные (подвесные и зонтичные)

· горизонтальные (капсульные)

· гидрогенераторы-двигатели для ГАЭС

По способу охлаждения: турбогенераторы имеют герметичный корпус, в котором циркулирует охлаждающая среда, и, как правило, целую газо-масляную систему охлаждения и уплотнений, в то время как охлаждение гидрогенераторов - воздушное. Для охлаждения активных частей гидрогенератора применена замкнутая система вентиляции. Необходимый напор и расход воздуха создается остовом ротора, каналами обода, полюсами и центробежными вентиляторами, встроенными в обод с торцов.

Кроме вышеперечисленных различий КПД турбогенераторов ниже, чем КПД гидрогенераторов, а капиталовложения при строительстве ТЭЦ и ТЭС выше. Но вследствие более высокой стоимости эксплуатационных расходов стоимость киловаттчаса турбогенераторов выше, чем у гидрогенераторов.

ЛИТЕРАТУРА

1. М.М. Кацман, «Электрические машины»: учебник для средне-специальных учебных заведений. - М.: - Высш.школа, 1983 г.

2. Рожкова Л.Д., Козулин В.С. «Электрооборудование электростанций и подстанций»: учебник для техникумов. - 3-е издание - М.: Энергоатомиздат, 1987г.

ЗАДАЧА №1

Условие:

Электрически связанная сеть (схема 1),

Длина КЛ 35кВ - 10 км., длина КЛ 6кВ - 58 км.

Определить:

Ток замыкания на землю в обоих сетях, необходимость установки ДГК, определить мощность, тип и место установки катушек на 6кВ и 35кВ.

Решение:

Ic = U*L/10 (для КЛ) »

Ic1 = 35*10/10 = 35(А)

Ic2 = 6*58/10 = 34,8(А)

По условиям ПУЭ пар.1.2.16

При Ic›10А в сети 35кВ установка ДГК требуется;

При Ic›30А в сети 6кВ установка ДГК требуется;



место установки ДГК 1 и 2 (пар.1.3 «Электрооборудование станций и подстанций») выбираем подключение к нейтралям Т-1 и Т-2 вторичной обмотки 35кВ. Установку ДГК 3 производим через отдельный трансформатор и подключаем к ошиновке 6 кВ.

Расчет мощности ДГК-1 и ДГК-2:

Qр = 1,25*Ic*Uф = 1,25*35*35/= 885,11 ? 900(кВ*А)

Согласно таблице П1.2 выбираем ДГК РЗДСОМ 1240/35

Ответ: Ic1 = 35 А. Ic2 = 34,8 А, ДГК1 и ДГК2 выбраны РЗДСОМ 1240/35

Расчет мощности ДГК-3:

Qр = 1,25*Ic*Uф = 1,25*34,8*6/= 150,86 ? 150(кВ*А)

Согласно таблице П1.2 выбираем ДГК РЗДСОМ 230/6

ДГК3 выбраны РЗДСОМ 230/6

ЗАДАЧА №2

Условие:

Задан посуточный график нагрузок подстанции (рис.2).



рис.2

Определить:

Построить годовой график по продолжительности активных нагрузок подстанции, найти среднюю годовую нагрузку Рср, коэффициэнт заполнения Кзп и продолжительность использования максимальной нагрузки Тmax.

Расчет для построения годового графика нагрузок:

Р1 = Рmax Т1 = t1*183 = 8*183 = 1464 (ч)

Т2 = t2*183 = 4*183 = 732 (ч)

Т3 = t3*183 = 12*183 = 2196 (ч)

Т4 = t4*182 = 12*182 = 2184 (ч)

Т5 = t5*182 = 12*183 = 2196 (ч)

Построим годовой график нагрузок по полученным данным:



рис. 2

ЗАДАЧА № 3

Условие:

Система 1: Sномс1 = 4000МВА; Хсґном = 2,1

Система 2: Sномс2 = 2500МВА; Хсґном = 0,9

Генераторы: G1, G2, G3, G4: SномG = 353МВА; Е = 1,13; Хd*ном = 0,173

Трансформаторы: Т1, Т2, Т3, Т4: SномТ = 400МВА, Uк% = 13

Линии: W1: - l1 = 200км, Худ = 0,3 Ом/км

W2: - l2 = 260км, Худ = 0,3 Ом/км

W3: - l3 = 400км, Худ = 0,3 Ом/км

Определить:

Токи трехфазного КЗ Iпо, Iпф, iy, iaф в двух заданных точках.

Решение:

Сопротивление схемы при базовой мощности : Sб = 1000 МВА;

Сопротивление генераторов: (Х₈; Х₉; Х₁₀; Х₁₁;)

Х₈ = Х₉ = Х₁₀ = Х₁₁ = Хd*ном = 0,173 = 0,49

Сопротивление трансформаторов: (Х₄; Х₅; Х₆; Х₇;)

Х₄ = Х₅ = Х₆ = Х₇ = = = 0,33

Сопротивление линий: (d₁; Х₂; Х₃;)

Для W-1 U_ср = 515 кВ, Sб = 1000 МВА; l1 = 200км, Худ = 0,3 Ом/км;

d₁ = 0,3 200 = 0,23

Для W-2 U_ср = 515 кВ, Sб = 1000 МВА; l1 = 260км, Худ = 0,3 Ом/км;

Х₂ = 0,3 260 = 0,29

Для W-3 U_ср = 515 кВ, Sб = 1000 МВА; l1 = 400км, Худ = 0,3 Ом/км;

Х₃ = 0,3 400 = 0,45

Сопротивление энергосистемы:

Для С-1 Sномс1 = 4000МВА; Хсґном1 = 2,1; Sб = 1000 МВА;

Х₁₂ = Хсґном1 = 2,1 = 0,53

Для С-2 Sномс2 = 2500МВА; Хсґном2 = 0,9; Sб = 1000 МВА;

Х₁₃ = Хсґном2 = 0,9 = 0,36



Преобразуем звезду в треугольник :

Х₁₄ = = = = = 0,07

Х₁₅ = = = = = 0,11

Результирующие сопротивления цепи генераторов:

Х₁₇ = Х₄ + Х₈ = 0,33 + 0,49 = 0,82

Х₁₇ = Х₁₈ = Х₁₉ = Х₂₀ = 0,82

Упростим схему:

Х₂₁ = Х₁₂ + Х₁₄ = 0,53 + 0,07 = 0,6

Х₂₂ = Х₁₃ + Х₁₅ = 0,36 + 0,11 = 0,47

Соединим Х₁₇Х₁₈Х₁₉Х₂₀ ; Х₂₃ = Х₁₇ 4 = 0,82 4 = 0,2

Найдем общее сопротивление системы:

Х₂₄ = = = = 0,26

Сложим сопротивления Х₂₄ и Х₁₆ и упростим схему:

Х₂₅ = Х₂₄ + Х₁₆ = 0,26 + 0,11 = 0,37

Начальное значение периодической составляющей тока КЗ:

I_no = I_б где Х - результирующее сопротивление ветви системы, в системе принимается 1,13, в ветви генераторов = 1,13

I_б - базовый ток, I_б = = = 1,12 (кА)

Значение тока по ветвям:

В ветви системы:

I_noС =,12 = 2,41 (кА)

В ветви генераторов:

I_noG = 1,12 = 3,42 (кА)

Суммарный ток КЗ в () К-1:

I_кз = I_noсист + I_noген = 3,42 + 2,41 = 5,83 (кА)

Ударный ток КЗ в () К-1:

Для генераторов:

К_уд = 1,85; Т_а = 0,32

I_уд = К_уд I_noген = 1.41 1,85 3,42 = 8,92 (кА)

Для системы:

К_уд = 1,97; Т_а = 0,06

I_уд = К_уд I_noсист = 1.41 1,97 2,41 = 6,69 (кА)

Суммарный ударный ток КЗ в () К-1:

I_уд = 8,92 + 6,69 = 15,61 (кА)

Периодическая составляющая генераторов:

Р_ном = 4 SномG = 4 353 = 1412 (МВА)

I_ном = = = 1,58 (кА)

Расчетное время Т = Т_аС + Т_аГ = 0,06 + 0,32 = 0,38

Апериодическая составляющая тока КЗ по ветвям:

Для системы:

I_nС = S U_ср = (2500+4000) 1,73 515 = 7,3 (кА)

I_0c1-2/I_номс1-2 = 2,41/7,3 = 0,33 1 I_0c1-2 = I_n = 2,41 (кА)

Для генераторов:

I_номG1-4 = S_G1-4 U_ср = 4 353 1,73 515 = 1,58 (кА)

I_0G1-4/I_номG1-4 = 3,42/1,58 = 2,16 по графику находим: I_nt/I_no = 0,9 ()

I_nt = 0,9 I_no = 0,9 3,42 = 3,08 (кА)

I_nt = 2,41 + 3,08 5,49 (кА)

Суммарное значение апериодической составляющей тока КЗ в точке К1

I_а = 7,3 = 1,41 7,3 2,14 = 22,03 (кА)

Расчет для точки 2 КЗ:

вычислим эквивалентное сопротивление параллельных ветвей трансформатор-генератор с одинаковыми параметрами:

Х_G2,3,4= 0,49 3 = 0,16

Преобразуем и упростим схему:

Х_G+C= Х_Cэкв + ХТ1+G2_,3,4 = 0,37 + = 0,37 + = 0,48



Вычислим начальное значение периодической составляющей тока КЗ в () К-1:

I_б - базовый ток, I_б = = = 28,9 (кА)

I_noC = I_б I_noC = 28,9 = 88,26 (кА)

I_noG = 28,9 = 88,26 (кА)

Значение токов по ветвям:

Генератор G1: I_noG = 28,9 = 66,65 (кА)

Эквивалент генератор-система:

I_noGС = 28,9 = 68,04 (кА)

Суммарный ток КЗ в () К-2:

I_кз = I_noсист+ I_noген1 = 66,65 + 68,04 = 134,69 (кА)

Ударный ток КЗ в () К-2:

Для генераторов:

К_уд = 1,97

I_уд = К_уд I_noген1 = 1.41 1,97 88,26 = 245,16 (кА)

Для системы:

К_уд = 1,64

I_уд = К_уд I_noсист = 1.41 1,64 88,26 = 204,09 (кА)

Суммарный ударный ток КЗ в () К-1:

I_уд = 245,16 + 204,09 = 449,25 (кА)

Определение токов для любого момента времени.

Расчетное время Т = Т_аС + Т_аГ = 0,06 + 0,32 = 0,38

Периодическая составляющая тока.

Для эквивалента генератор-система:

I_noGС = 88,26 (кА) - ток неизменный во времени.

Для генератора G1: I_noG = 28,9 = 88,26 (кА)

Найдем номинальный ток генератора:

I^'_ном = = = 10,2 (кА)

I_noG/ I^'_ном = 88,26/10,2 = 8,65

По кривым находим, I_ntG/ I_noG = 0,78, следовательно

I_ntG = 0,78 88,26 = 68,84 (кА)

Найдем суммарное значение периодической составляющей тока КЗ:

I_n = 88,26 + 68,84 = 157,1 (кА)

Апериодическая составляющая тока КЗ по ветвям:

Для эквивалента генератор-система:

I_а с+G = I_noC+G = 1,41 157,1 0,248 = 54,93 (кА)

Для генератора G1:

I_а G = I_noC+G = 1,41 88,26 0,248 = 30,86 (кА)

Суммарное значение апериодической составляющей тока КЗ в точке К2:

I_а = 54,93+ 30,86 = 85,79 (кА)