Вибір трансформаторів головної понижувальної підстанції з урахуванням допустимих перевантажень

ЗМІСТ

стор.

Вступ ……………………………………………………………………………………….....1

Завдання на курсовий проект……………………………………………………………....3

1. Вибір трансформаторів головної понижувальної підстанції

з урахуванням допустимих перевантажень…………………………………………....4

2. Техніко – економічний розрахунок щодо вибору трансформаторів ГПП………....12

3. Розрахунок струмів короткого замикання та теплових імпульсів………………...15

4. Вибір площі поперечного перерізу струмоведучих елементів……………………..20

4.1. Визначення струмів нормального і максимального

режимів у приєднаннях ГПП……………………………………………………..20

4.2. Вибір площі поперечного перерізу струмоведучих елементів з

перевіркою їх на термічну та динамічну стійкість до струмів КЗ……….....23

5. Вибір комутаційних апаратів…………………………………………………………...32

6. Вибір вимірювальних трансформаторів струму та напруги………………………..34

6.1. Вибір вимірювальних трансформаторів струму………………………………....34

6.2. Вибір вимірювальних трансформаторів напруги……………………………….41

7. Вибір схем оперативного струму і трансформаторів власних потреб на ГПП....42

Список використаної літератури………………………………………………………….44

ВСТУП

Електроенергія є найбільш універсальним видом енергії. Широке застосування електроенергії в усіх галузях промисловості, транспорті і використання в биту пояснюється відносною простотою її вироблення, передачі, розподілом між споживачами і легкістю перетворення в інші види енергії – теплову, механічну, світлову і т. д.

Передача електроенергії від джерела до споживача здійснюється по електричній мережі, що являє собою сукупність повітряних і кабельних ліній електропередачі і підстанцій, що обслуговують певну територію. У випадку коли споживач знаходиться на невеликій відстані від джерела, передачу і розподіл електроенергії між електроспоживачами здійснюють на напрузі, що виробляється генераторами станції, а якщо відстань між електроспоживачами і джерелом значна, для економічності передачу електроенергії здійснюють при підвищєнній напрузі. З цією метою на виході джерела енергії встановлюють трансформатори, які підвищують напругу, а в місцях споживання – трансформаторні підстанції які знижують напругу; від цих підстанцій і здійснюють розподіл електроенергії між електроспоживачами.

На підстанціях окрім трансформаторів є комутаційна апаратура (вимикачі, роз’єднувачі і т.д.), за допомогою якої відбувається включення і виключення ліній, а також захисна апаратура і інше обладнання. Якщо на підстанції встановлені трансформатори для зміни напруги, то вона називається трансформаторною. Якщо ж на підстанції відбувається перетворення змінного струму в постійний або навпаки, то така підстанція називається перетворювальною.

Сукупність електростанцій, електричних і теплових мереж, з’єднаних між собою і зв’язаних загальністю режиму в неперервному процесі виробництва, перетворення і розподілу електроенергії і тепла при загальному управлінні процесом, створює енергетичну систему.

Виходячи із техніко – економічних міркувань всі електростанції розташовані в одному або декількох сусідніх районах, зв’язуються за допомогою ЛЕП різної напруги і підстанцій для паралельної роботи на загальне навантаження, створюють електроенергетичну систему.

Основні вимоги до електричних мереж.

Споживачів електроенергії за надійністю електропостачання розділяють на три групи:

І – споживачі, порушення електропостачання яких може призвести до загрози життю людей, значних збитків у народному господарстві, пошкодження обладнання, масовий брак продукції, порушення складного технологічного процесу і особливо важливих елементів міського господарства.;

ІІ – споживачі, перерва в електропостачанні яких пов’язана з суттєвою недодачею продукції, простоєм робочих механізмів і промислового транспорту, порушенням нормальної життєдіяльності міських мешканців.

ІІІ – решта споживачів, які не підходять під визначення І та ІІ категорій (електроспоживачів цехів несерійного виробництва, допоміжних цехів, невеликих сіл і т.д.).

Резервування електроспоживачів потрібно вирішувати з мінімальними затратами коштів і електроустаткування враховуючи характер і масштаб виробництва при обов’язковому забезпеченні надійності електропостачання груп споживачів, що вимагають підвищєнного резервування.

Для цього необхідно:

повністю використовувати перевантажувальну здатність трансформаторів, кабелів і іншого електрообладнання при аварійних режимах з урахуванням попереднього навантаження ті інших факторів. При цьому комутаційні апарати слід вибирати так, щоб їх параметри не лімітували повне використання перевантажувальної здатності електрообладнання;

враховувати ступінь резервування в технологічній частині: наявність взаєморезервуючих паралельних технологічних потоків з живленням від незалежних джерел, наявність резервних технологічних агрегатів (насоси, компресори і т. д. з окремим живленням), наявність резервних ємностей (бункери, баки, склади сировини);

передбачати автоматичне (або ручне) завантаження при аварії шляхом відключення невідповідальних споживачів, виділяючи живлення навантажень ІІІ категорії для можливості їх відключення по аварійному графіку.

Електроспоживачі І категорії повинні отримувати електроенергію від двох незалежних джерел живлення, і перерва в електропостачанні може бути лише на час автоматичного вводу резервного живлення.

Для споживачів ІІ категорії допускаються перерви в електропостачанні на час, необхідний для включення резервного живлення черговим персоналом або виїзною оперативною бригадою. Живлення споживачів ІІ категорії можливе по одній повітряній лінії напругою 6 кВ і більше. При живленні споживачів по кабелям допускається живлення однією лінією, але розщепленою не менше ніж на два кабеля, підключених через самостійні роз’єднувачі. При наявності централізованого резерву споживачі ІІ категорії живляться від одного трансформатора.

Для споживачів ІІІ категорії можливі перерви в електропостачанні на час, необхідний для ремонту або заміни пошкодженого елемента системи електропостачання, але не більше однієї доби.

Завдання на курсовий проект

Варіант № 53(28+25)

Початкові дані для виконання курсового проекту наведені в табл. 1 і 2.

Таблиця 1

Таблиця 2

Тривалість навантаження в години доби τ, год	Коефіцієнт навантаження в частках від максимального
0…1	0,4
1…5	0,35
5…8	0,65
8…12	0,7
12…13	0,35
13…15	0,5
15…18	0,7
18…19	0,85
19…21
21…22	0,9
22…23	0,55
23…24	0,4

Вибір трансформаторів головної понижувальної підстанції з урахуванням допустимих перевантажень

1.1 Вибір трансформаторів ГПП із умови забезпечення електропостачання споживачів електроенергії всіх категорій надійності в аварійному режимі роботи

В данному варіанті при визначенні розрахункової потужності трансформатора з використанням S_Σмакс вибрані трансформатори в нормальному режимі роботи підстанції повинні працювати на сумарне навантаження споживачів електроенергії І, ІІ і ІІІ категорій надійності. В аврійному режимі, коли на підстанції працює один трансформатор, останній з допустимим аварійним перевантаженням повинен забезпечити електропостачання споживачам І, ІІ і ІІІ категорії.

РПВН 115 кВ

РПНН 6,3 кВ

S­_{макс НН}

Рис.1. Схема двотрансформаторної підстанції

Розрахунки для побудови добового графіка навантаження підстанції (рис.2) наведено в табл.3.

Таблиця 3

	Δτ	Навантаження обмоток трансформатора, МВ·А в години доби
ВН   Sмакс ВН	НН1	НН2
0,4	0…1
0,35	1…5	8,75	4,375	4,375
0,65	5…8	16,25	8,125	8,125
0,7	8…12	17,5	8,75	8,75
0,35	12…13	8,75	4,375	4,375

Продовження Таблиця 3

0,5	13…15	12,5	6,25	6,25
0,7	15…18	17,5	8,75	8,75
0,85	18…19	21,25	10,625	10,625
	19…21		12,5	12,5
0,9	21…22	22,5	11,25	11,25
0,55	22…23	13,75	6,875	6,875
0,4	23…24
	S,МВА
										τ,год

Рис.2. Добовий графік навантаження підстанції

споживачами І, ІІ та ІІІ категорій надійності

Розрахункова потужність трансформатора

S_{ном тр} = 25000 кВ·А = 25 МВ·А.

Використовуючи довідник Нєклєпаєва для U_ВН = 115 кВ і U_НН = 6,3 кВ приймаємо для встановлення на підстанції трансформатори типу ТРДНС – 25000/110 параметри якого наведені в табл.4.

Таблиця 4

Згідно попередніх розрахунків для встановлення на підстанції приймаємо два трансформатора типу ТРДНС – 25000/110.

Визначення допустимості систематичних та аварійних перенавантажень трансформаторів ГПП.

Систематичне перевантаження.

Оскільки, сумарна встановлена потужність трансформаторів

а максимальне навантаження підстанції 25 МВ·А, то систематичного перевантаження не буде.

Аварійне перевантаження.

В аварійному режимі роботи працює один трансформатор (S_{ном тр} = 25 МВ·А) на сумарне навантаження підстанції (25 МВ·А), отже, аврійного перевантаження не буде.

По першому варіанту вибору трансформаторів для підстанції пропоную встановити два трансформатора типу ТРДНС – 32000/35.

1.2 Вибір трансформаторів ГПП із умови забезпечення електропостачання споживачів лише І та ІІ категорій надійності в аварійному режимі роботи.

За другим варіантом вибору трансформаторів для ГПП – з використанням S΄_Σмакс – в нормальному режимі трансформатори також працюють на споживачів І,ІІ та ІІІ категорій. Такий підхід до вибору потужності трансформаторів є дещо умовним, проте він дає можливість ознайомитсь з методикою техніко–економічних показників при виборі трансформаторів.

Потужність споживачів І та ІІ категорії надійності

Розрахункова потужність трансформатора

S_{ном ТР} = 16 МВ·А > S_{роз ТР} = 9,821 МВ·А.

Використовуючи довідник Нєклєпаєва для U_ВН = 115 кВ і U_НН = 6,3 кВ приймаємо для встановлення на підстанції трансформатори типу ТДН – 16000/110 параметри якого наведені в табл.5.

Таблиця 5

В нормальному режимі систематичних перевантажень не буде, так як, сумарне навантаження підстанції – 25 МВ·А,а встановлена потужність трансформаторів – 32 МВ·А.

В аварійному режимі також не буде аварійного перевантаження, оскільки, максимальне навантаження підстанції – 13,75 МВ·А, а потужність трансформатора – 16 МВ·А.

Згідно розрахунків на підстанції може бути встановлено два трансформатора типу ТРДНС – 25000/110, або два трансформатора типу ТДН – 16000/110.

2. Техніко – економічний розрахунок щодо вибору трансформаторів ГПП

Порівняльну характеристику вибору трансфрпматорів виконаємо зіставленням приведених затрат (З), вибираючи варіант з найменшими зведеними затратами. Якщо вважати, що ГПП за термін до одного року, а щорічні витрати будуть постійні, то сумарні зведені затрати, грн/рік

З = Е_нК+С+У,

де Е_н – нормативний коефіцієнт ефективності капіталовкладень, Е_н = 0,10; К – одноразові капітальні вкладення за варіантом, що розглядається, грн; С – щорічні поточні витрати виробництва при нормальній роботі ГПП за даним варіантом, грн/рік; У – збитки від недовідпуску електроенергії споживачам, грн/рік.

При порівнянні варіантів проектованої підстанції, в одноразові капітальні вкладення К можна врахувати лише лише вартість трансформаторів. Збитки від недовідпуску електроенергії вважаємо однаковими для всіх варіантів ГПП, а тому їх не враховуємо.

Щорічні поточні витрати

С = Е_прК+Е_аК+В_е,

де Е_пр – коефіцієнт відрахувань на поточний ремонт та обслуговування. Для установок напругою до 150 кВ включно Е_пр = 0,03; Еа – коефіцієнт відрахувань на амортизайію, який можна прийняти таким, що дорівнює 0,063; В_е – вартість втрат електроенергії в трансформаторах, грн/рік

В_е = С_е·ΔW·10^-2,

де С_е – середня собівартість 1 кВт · год електроенергії в електросистемі, коп. Для розрахунків беремо С_е = 130,7 коп/кВт · год, згідно НКРЕКУ від 28.04.2016 №755; ΔW­­ – втрати електроенергії в трансформаторах підстанції за рік, кВТ · год.

Втрати електроенергії за рік за паралельної роботи n трансформаторів з розщепленими обмотками низької напруги

де Р_х, Р_к – потужність втрат електроенергії в трансформаторі відповідно в режимі холостого ходу та короткого замикання, кВт; Т – кількість годин приєднання трансформатора до живильної мережі за рік, год, Т = 8760 год; m, k, f – кількість ступенів добового графіка навантаження підстанцї відповідно на вищій, середній та низькій напругах.; S_{і вн}, S_{і нн1} , S_{і нн2} – поточне навантаження і - го ступеня добового графіка відповідно на вищій та нижчій напругах, МВ·А; Δτ_і – тривалість і - го ступеня добового навантаження, год; S_ном – номінальна потужність трансформатора, МВ·А.

Розрахунок ведемо у табличній формі окремо для кожного варіанта (табл. 6).

Таблиця 6

Варіант №1.

На підстанції встановлено два трансформатора типу ТРДНС – 25000/110.

В_е = С_е·ΔW·10^-2 = 130,7·6,017×10⁵ ·10^-2 = 7,864×10⁵ грн/рік.

С = Е_прК+Е_аК+В_е = 0,03·2×1 637 000 + 0,063·2×1 637 000 +7,864×10⁵ = 1,091×10⁶ грн/рік.

З = Е_нК+С+У = 0,10·2×1 637 000 + 1,091×10⁶ = 1,417×10⁶ грн/рік.

Варіант №2.

На підстанції встановлено два трансформатора типу ТДН – 16000/110.

В_е = С_е·ΔW·10^-2 = 130,7 · 6,984·10⁵ ·10^-2 = 9,128×10⁵ грн/рік.

С = Е_прК+Е_аК+В_е = 0,03·2×1 300 000 + 0,063·2×1 300 000 + 9,128×10⁵ = 1,155×10⁶ грн/рік.

З = Е_нК+С+У = 0,10·2× 1 300 000 + 1,155×10⁶ = 1,419×10⁶ грн/рік.

Результати техніко – економічного розрахунку наведені в табл.8.

Таблиця 8

Згідно техніко – економічного розрахунку, пропоную встановити на підстанції два трансформатора типу ТРДНС – 25000/110.

3. Розрахунок струмів короткого замикання та теплових імпульсів

Рис. 5. Схема заміщєння підстанції

Потужність короткого замикання (КЗ) на шинах 115кВ складає 5000 МВ·А

S_кз = 5000 МВ·А.

Базова птужність

S_б = 1000 МВ·А.

Базисна напруга

U_б = 115 кВ.

Струм короткого замикання у точці К1

Опори обмоток трансформатора ТРДНС 25000/110

Визначення заключного опру (точка К2) при умові, що секційний вимикач ввімкнуто

Відносний струм короткого замикання

Базисний струм

Струм короткого замикання у точці К2

Оскільки на підстанції є двигуни типу 6×АК – 12 – 41 – 4, то їх необхідно врахувати як додаткові джерела енергії, що генерують струм до місця КЗ. Параметри двигунів наведені в табл. 9 (табл. 4.27 [3]).

Таблиця 9

Рном, кВт	Uном, кВ	nном, об/хв					η, %	cosφ
			2,7	-	-	-	93,5	0,89

Номінальний струм двигунів

Діюче значення періодичної складової струму КЗ від n асинхронних двигунів

де Х"_дв – початковий надперехідний опір двигуна

Ударний струм від двигунів

де К_уд – ударний коефіцієнт К_у = 1,85

Струм КЗ у точці К2 з урахуванням двигунів

І_0.0 = І_0,0 + І_0,0дв = 45,82 + 2.124 = 47,944 кА.

Постійну часу короткозамкненої ділянки Т_а можна визначити із рівняння, маючи значення ударного кокфіцієнта К_уд = 1,85

Визначення теплового імпульсу

де τ_к – час протікання режиму КЗ, с.

τ_к = τ'_р.з + τ_п.в = 0,3 + 0,09 = 0,39 с,

де τ'_р.з – максимальний час спрацювання релейного захисту для данного приєднання (табл. 8. [4]);

τ_п.в – час спрацювання вимикача (табл. 8. [4]).

Значення теплового імпульсу в точці К1

Значення теплового імпульсу в точці К2 (без урахування двигунів)

де τ_к = τ'_р.з + τ_п.в = 1 + 0,2 = 1,2 с.

Значення теплового імпульсу в точці К2 (з урахуванням двигунів)

Визначення ударного струму КЗ

Ударний струм КЗ у точці К1

Ударний струм КЗ у точці К2 (без урахування двигунів)

Ударний струм КЗ у точці К2 (з урахуванням двигунів)

Визначення заключного опру (точка К2) при умові, що секційний вимикач вимкнуто

Відносний струм короткого замикання

Струм короткого замикання у точці К2

Діюче значення періодичної складової струму КЗ від n асинхронних двигунів

Ударний струм від двигунів

де К_уд – ударний коефіцієнт К_у = 1,85

Струм КЗ у точці К2 з урахуванням двигунів

І_0.0 = І_0,0 + І_0,0дв = 22,91 + 2.124 = 25.034 кА.

Значення теплового імпульсу в точці К2 (без урахування двигунів)

Значення теплового імпульсу в точці К2 (з урахуванням двигунів)

Ударний струм КЗ у точці К2 (без урахування двигунів)

Ударний струм КЗ у точці К2 (з урахуванням двигунів)

Результати розрахунку струмів короткого замикання та теплових імпульсів наведені в табл.10.

Таблиця 10

4. Вибір площі поперечного перерізу струмоведучіх елементів

4.1. Визначення струмів нормального і максимального

режимів у приєднаннях ГПП

Визначаючи струми нормального і максимального режимів І_норм, І_макс, А, у приєднанні трансформаторів двотрансформаторних підстанцій до РПВН, врахуємо те, що струми визначають з урахуванням перспективи зростання навантажень. У зв’язку з цим для розрахунків береться номінальна потужність трансформатора на один ступінь стандартної шкали більша – S'_ном.тр порівняно з S_ном.тр – номінальною потужністю трансформаторів, що встановлюються на ГПП. Оскільки на підстанції встановлені трансформатори типу ТРДНС 25000/110, то S'_ном.тр = 32000 кВ·А

Для проміжних підстанцій струми тривалого режиму для живильних ліній І_{норм.ЖЛ} та І_{макс.ЖЛ} такі самі, як і в приєднаннях трансформаторів до РПВН (блок лінія – трансформатор)

І_{норм.ЖЛ} = І_{норм.тр} = 112,458 А;

І_{макс.ЖЛ} = І_{макс.тр} = 224,916 А.

Струми нормального та максимального режимів у приєднанні трансформаторів до РПНН

Для розподільних пристроїв з класом напруг 6,3 кВ як струмоведучі елементи до споживачів приймаємо кабельні лінії (КЛ) з алюмінієвими жилами та паперовою ізоляцією, просякнутою трансформаторним маслом. При розподілі електроенергії між споживачами на цих класах напруг необхідно мати три типи кабельних ліній пропускною здатністю в межах 1, 2 та 3 МВ·А.

Оскільки, на підстанції встановлено два трансформатора з розщєпленими обмоткакми низької напруги, то маємо чотири секції збірних шин. Визначимо потужність, що передається однією секцією збірних шин

Рис.6. Схема електропостачання

Приймаємо одну кабельну лінію потужністю 3 МВ·А, одну кабельну лінію потужністю 2 МВ·А і дві кабельні лінії потужністю по 1 МВ·А.

Маючи кількість кабельних ліній та їх потужність визначимо струми нормального та максимального ркжимів

де S_{макс.КЛ} – максимальне навантаження, що передається однією кабельною лінією; К_НН – коефіцієнт середньодобового завантаження обмотки НН трансформатора

де S_сер.НН – середньоквадратичне добове завантаження обмотки трансформатора

Струми нормального і максимального режимів для кабельних ліній потужністю 1 МВ·А

Струми нормального і максимального режимів для кабельних ліній потужністю 2 МВ·А

Струми нормального і максимального режимів для кабельних ліній потужністю 3 МВ·А

Результати розрахунків струмів нормального та максимального режимів роботи приєднань ГПП наведені в табл.11.

Таблиця 11

4.2. Вибір площі поперечного перерізу струмоведучих елементів

з перевіркою їх на термічну та динамічну

стійкість до струмів КЗ

Вибір площі поперечного перерізу живлячих ліній

Для алюмінієвих проводів при Т_макс = 3800 год економічно вигідна густина струму j_ек = 1,1 А/мм² (табл.2.1[2]).

Площа економічно вигідного перерізу

Приймаємо сталеалюмінієві проводи марки АС – 150/24, стандартний переріз S_ст =150мм² , тривалодопустимий струм І_доп = 450 А (табл.7.35[3]).

Тривалодопустимий струм з урахуванням поправки на температуру навколишнього середовища

де t_доп – тривалодопустима максимальна температура t_доп = 70°С; t_опт – оптимальна температура навколишнього середовища t_опт = 25°С, = 30°С - з вихідних даних. Оскільки маємо І'_доп = 424,264 А > І_{макс.ЖЛ} = 224,916 А то остаточно приймаємо проводи марки АС – 150/24.

Вибір площі поперечного перерізу збірних шин РПНН

Площа економічно вигідного перерізу

Приймаємо алюмінієві шини коробчатого перерізу, стандартний переріз S_ст = 2×775 мм² , тривалодопустимий струм І_доп = 2820 А (табл.7.6[3]).

Тривалодопустимий струм з урахуванням поправки на температуру навколишнього середовища

Оскільки маємо І'_доп = 2659 А > І_{макс.ЗШ} = 2053 А то остаточно приймаємо алюмінієві шини коробчатого перерізу, стандартний переріз S_ст = 2×775 мм² .

Вибір площі поперечного перерізу кабельних ліній

Вибір площі поперечного перерізу кабельних ліній потужністю 1 МВ·А.

Для кабельних ліній при Т_макс = 3800 год економічно вигідна густина струму j_ек = 1,4 А/мм² (табл.2.1[2]).

Площа економічно вигідного перерізу

Приймаємо кабель з алюмінієвими жилами з паперовою просоченою маслоканіфольною і нестікаючою масами ізоляцією у свінцевій оболонці марки ААШвУ–3×35, стандартний переріз S_ст = 35 мм² , тривалодопустимий струм І_доп = 125А (табл.7.10[3]).

Тривалодопустимий струм з урахуванням поправки на температуру навколишнього середовища

де t_доп – тривалодопустима максимальна температура t_доп = 60°С; t_опт – оптимальна температура навколишнього середовища t_опт = 15°С.

Оскільки маємо І'_доп = 102,062 А > І_{макс.КЛ} = 91,643 А то остаточно приймаємо кабель марки ААШвУ–3×35.

Вибір площі поперечного перерізу кабельних ліній потужністю 2 МВ·А.

Площа економічно вигідного перерізу

З економічних міркувань оберемо найближчє значення стандартного перерізу. Обираємо кабель марки ААШвУ–3×95, стандартний переріз S_ст = 95 мм² , тривалодопустимий струм І_доп = 225 А (табл.7.10[3]).

Тривалодопустимий струм з урахуванням поправки на температуру навколишнього середовища

Оскільки маємо І'_доп = 183,712 А > І_{макс.КЛ} = 183,286 А то остаточно приймаємо кабель марки ААШвУ–3×95.

Вибір площі поперечного перерізу кабельних ліній потужністю 3 МВ·А.

Площа економічно вигідного перерізу

Обираємо кабель марки ААШвУ–3×185, стандартний переріз S_ст = 185 мм² , тривалодопустимий струм І_доп = 340 А (табл.7.10[3]).

Тривалодопустимий струм з урахуванням поправки на температуру навколишнього середовища

Оскільки маємо І'_доп = 277,609 А > І_{макс.КЛ} = 274,929 А то остаточно приймаємо кабель марки ААШвУ–3×185.

Перевірка вибраного перерізу провідників на термічну і динамічну стійкість до струмів короткого замикання

Найменший переріз провідника, мм², термічно стійкого до струмів короткого замикання

де коефіцієнт С = 90 А·с^1/2/мм² (табл. 2.7[2]).

Подальший розрахунок ведемо у табличній формі (табл. 12), також в цій таблиці наведено результати розрахунку вибору площі струмоведучіх елементів за тривалим режимом.

Таблиця 12

Як видно з розрахунків мінімальний переріз струмоведучих елементів на стороні 6,3 кВ буде тоді, коли секційний вимикач буде вимкнений.

Оскільки переріз кабельних ліній, вибраний за тривалих режимів, був збільшений для забезпечення умов термічної стійкості, тому потрібно застосування струмообмежувальних реакторів.

Вибір струмообмежувальних реакторів

Визначимо бажаний струм режиму короткого замикання для можливості використання кабельної лінії із стандартним перерізом S_ст = 35 мм²

Результуючий опір від джерела електроенергії до місця короткого замикання

Опір короткозамкненої ділянки з урахуванням бажаного обмеженого значення струму короткого замикання

Розрахунковий опір реактора

Оскільки, Х_роз.р = 1,163 Ом, а максимальний опір реактора, що випускається промисловістю складає 2 Ом, то переріз струмоведучіх елементів визначимо при застосуванні реактора з номінальним опором Х_ном.р = 1,6 Ом

Бажаний струм короткого замикання

Переріз струмоведучіх елементів

Обираємо кабель марки ААШвУ–3×35, стандартний переріз S_ст = 35 мм² , тривалодопустимий струм І_доп = 125 А (табл.7.10[3]).

Тривалодопустимий струм з урахуванням поправки на температуру навколишнього середовища

Приймаємо реактор типу РБ10 – 630 – 1,6 У3.Параметри реактора наведені в табл.13

Таблиця13

Струм короткого замикання при умові застосування реактора

Значення теплового імпульсу при умові застосування реактора

Умова термічної стійкості

Фактично маємо

Таким чином, реактор умові термічної стійкості відповідає.

Умови динамічної стійкості

Фактично маємо

Не нашли, что искали? Воспользуйтесь поиском: