Исходные данные для расчёта параметров генераторов

Станция	Номинальная мощность, МВт	Полная мощность, МВА	cosφ	Номинальное напряжение, кВ	Хd//, о.е.
СарГЭС	97,14	121,43	0,8	13,8	0,22
ТЭЦ 3	40,4	50,5	0,8	6,3	0,189
БАЭС		1111,1	0,9		0,3

Выполним расчёт:

· для генераторов СарГЭС (Г1 – Г14) имеем

· для генераторов ТЭЦ 3 (Г1 – Г5) имеем

· для генераторов БАЭС (Г1 – Г4) имеем

Б) расчёт эквивалентных сопротивлений

Для расчёта токов нормального и аварийного режимов необходимо представить схему сетевого района (рис. 3) в виде упрощенной эквивалентной схемы (рис. 4).

Рисунок 4

Упрощенная эквивалентная схема

При расчёте эквивалентных сопротивлений необходимо учесть, что при максимальном и при минимальном нагрузочном режимах, эквивалентные сопротивления элементов схемы будут различаться.

Примем, что в максимальном нагрузочном режиме работают 8 генераторов СарГЭС (одновременная работа всех 16 генераторов невозможна в реальных условиях), а также все генераторы ТЭЦ 3 и все генераторы БАЭС. В минимальном режиме работают 2 генератора СарГЭС, 1 генератор ТЭЦ 3 и 2 генератора на БАЭС.

При данных условиях работы сети выполним расчёт эквивалентных сопротивлений:

· для СарГЭС эквивалентные сопротивления в max и в min режимах определяются следующим образом:

· для ТЭЦ 3 эквивалентные сопротивления в max и в min режимах определяются следующим образом:

· для БАЭС эквивалентные сопротивления в max и в min режимах определяются следующим образом:

Приведём схему рис. 4 к виду, представленному на рисунке 5.

Рисунок 5

Эквивалентное сопротивление всей сети можно найти следующим образом:

Для максимального и минимального режимов соответственно получим:

Расчет токов нормального и аварийного режимов.

Пользуясь схемой, изображённой на рисунке 5, выполним расчёт токов нормального и аварийного режимов в максимальном и в минимальном режиме. В схему замещения нулевой последовательности не войдут сопротивления отпаек (кроме отпайки «Южная») из-за того, что нейтрали трансформаторов разземлены.

Расчёт будем проводить с помощью программы MatLab 6.5. Результаты расчётов приведены в таблице 10.

Таблица 10

Вид КЗ	Нагрузочный режим	К(3)	К(1,1)	К(2)	К(1)
максимальный	в начале	I, А	290,5	5567,3	4173,3	1855,8	2778,8
в конце	I, А	-	2222,3	1476,2		738,47
минимальный	в начале	I, А	276,26	2696,9		898,98
в конце	I, А	-	1568,2	1061,4	698,66	541,07

В таблице представлены токи, протекающие в месте установки защиты (шины подстанции «Пушкино»).

Выбор оборудования.

Выберем оборудование для защищаемой линии. Выберем выключатели и измерительные трансформаторы тока. Примем следующие допущения:

t_{ср.осн.рз}=0,01 с – время срабатывания основной РЗ линии;

T_a=0,5 с – апериодическая постоянная времени;

Выбор выключателя

Рабочий ток линии в максимальном режиме . Намечаем выключатель: ВМТ-110Б-20/1000УХЛ1 Его номинальные параметры:

U_нб.раб=126 кВ; I_ном=1000 А; I_{ном.откл}=20 кА; β=25 %; i_пр.скв=52 кА; I_{ном.вкл}=20 кА; при I_{терм.ст}=20 кА; t=3 с; t_откл=0.08 с; t_{собс.откл}=0.05 с; t_вкл=0.13 с; t_бп.min=0.3 с.

Максимальный ток К3 составляет 5,56 кА.

Таблица 11