2. Выбор и обоснование двух вариантов схем проектируемой КЭС .5

СОДЕРЖАНИЕ

Аннотация…………………………………………………………………....2

1. Выбор генераторов…………………………………………………………..3

2. Выбор и обоснование двух вариантов схем проектируемой КЭС……….5

3. Выбор силовых трансформаторов………………………………………….7

4. Технико-экономическое сравнение вариантов проектируемой КЭС…...13

5. Выбор и обоснование упрощенных схем РУ разных напряжений……...18

6. Выбор схемы собственных нужд и трансформаторов С.Н………………22

7. Расчет токов короткого замыкания………………………………………..24

8. Выбор электрических аппаратов и токоведущих частей………………...33

9. Описание конструкции ОРУ………………………………………………45

10. Список литературы……………………………………………………….46

АННОТАЦИЯ

Курсовой проект «Электрическая часть КЭС – 3200 МВт» Местом сооружения станции является Западная Сибирь. На электростанции установлены 4 котла и 4 генератора Т3В – 800 – 2 мощностью 800 МВт. На станции имеются 2 открытых распределительных устройства на напряжения 500 КВ и 220КВ. ОРУ 500 КВ выполнено по схеме 3/2, к ОРУ 500 КВ подключены 2 моноблока, также через это распределительное устройство осуществляется связь с системой по 3 воздушным линиям. В моноблоке установлены трансформаторы типа ТНЦ 1000000/500/24. ОРУ 220 КВ выполнено по схеме 2 рабочие системы шин, к ОРУ 220 КВ присоединены 2 моноблока с трансформаторами типа ТНЦ 1000000/220/24, от данного распределительного устройства питается нагрузка по 8 воздушным линиям. Связь между ОРУ 500 КВ и ОРУ 220 КВ осуществляется двумя группами из 3х однофазных автотрансформаторов типа АОДЦТН – 267000/500/220/11. На станции установлены 4 трансформатора собственных нужд типа ТРДНС 40000/24/6,3 – 6,3 и два пускорезервных трансформатора: трансформатор типа ТРДН 40000/220/6,3 – 6,3 присоединен к шинам ОРУ 220 КВ и трансформатор типа ТРДНС 40000/24/6,3 – 6,3 установленный на фундаменте и готов к перекатке.

1 ВЫБОР ГЕНЕРАТОРА

На современных электростанциях для выработки электрической энергии применяются синхронные генераторы трех фазного переменного тока. В курсовом проекте генераторы выбираются по заданной мощности.

Таблица 1 [7 ] с 610

Тип турбогенератора

МВт

МВА

Cosᵠ

кв

КПД %

X’’d

Сисема возбуждения

Охлаждение

Обмотки статора

Обмотки ротора

Стали статора

Т3В-800-2

888,9

0,9

98,93

0,272

22,65

ТН

НВд

НВд

Вд

Система возбуждения генератора – независимая тиристорная.

Охлаждение обмотки статора – непосредственно водой.

Охлаждение обмотки ротора – непосредственно водой.

Охлаждение стали статора- водяное охлаждение.

Схема тиристорного возбуждения генератора.

T

LE

LG

G

VS1

VS2

GE

Рис. 1.

Принимается схема тиристорного возбуждения (ТН). На одном валу с генератором располагаются синхронный компенсатор GE, который имеет на статоре трех фазную обмотку с отпайками. В схеме имеется две группы тиристоров: рабочая VS1 и фазировочная VS2. На стороне переменного тока параллельно. Возбуждение генератора в нормальном режиме обеспечивает VS1 которая открывается подачей на управляющий электрод соответствующего потенциала, фазировочная группа при этом почти закрыта.

В режиме форсировки возбуждение тиристоры VS2 питаются от полного напряжения вспомогательного генератора, открываются полностью и дают весь ток форсировки. Рабочая группа при этом запирается более высоким напряжением форсировочной группы. Эта система имеет наиболее быстрое по сравнению с другими системами быстродействие и позволяет получить Кф>2.

2 ВЫБОР ДВУХ ВАРИАНТОВ СХЕМ НА ПРОЕКТИРУЕМОЙ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ

2.1 Вариант 1

C

c

н

c

н

нагрузка

8 кл

c

н

c

н

Т1

Т2

Т3

Т4

Т5

Т6

РУВН-500кВ

РУСН-220кВ

G

G2

G3

G4

На КЭС установлено четыре блока генератор-трансформатор 2 из них включены на шины РУ 220 КВ, 2 на шины РУ 500 КВ. Связь РУ 220 с РУ 500 кВ осуществляется двумя автотрансформаторами связи Т5-Т6.

Нагрузка питается от РУ-220кВ по 8 ВЛ. Связь с системой осуществляется по ВЛ-500кВ.

2.2 Вариант 2

C

c

н

нагрузка

8 кл

сн

Т1

Т5

Т6

РУВН-500кВ

G

КВ

Т4

G4

Т2

c

н

Т3

G3

c

н

G2

РУВН-220кВ

На КЭС установлено четыре блока генератор-трансформатор 3 из них включены на шины РУ 220 КВ, 1 на шины РУ 500 КВ. Связь РУ 220 с РУ 500 КВ осуществляется тремя автотрансформаторами связи Т5,Т6.

Нагрузка питается от РУ-220кВ по 8 ВЛ. Связь с системой осуществляется по ВЛ-500кВ.

3.ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРОВ НА ПРОЕКТИРУЕМОЙ

ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ

3.1. Выбор блочных трансформаторов.

Выбор блочных трансформаторов производиться по мощности генератора за вычетом мощности на собственные нужды.

(1)

где:

P_G и Q_G - активная и реактивная мощность генератора;

Р_СН и Q_CH - активная и реактивная мощность собственных нужд.

Р_G = 800 МВт (по заданию)

Принимаем: сosj = 0,9; tgj = 0,48; = 0,43.

Расход мощности на собственные нужды определяется по формуле:

; МВА (2)

где:

n% - расход на собственные нужды;

Кс – коэффициент спроса;

принимаем:

Кс = 0,9; n% = 7 [8] с12

Расход реактивной мощности генератора определяется по формуле:

Q_G = P_G · tgj; Мвар (3)

Расход активной и реактивной мощности на собственные нужды:

; МВт

; Мвар

Вариант 1.

Рассчитываем мощность на собственные нужды:

МВА

Рассчитываем реактивную мощность генератора:

Q_G = 800 · 0,43 = 344 Мвар

Рассчитываем активную и реактивную мощность на собственные нужды:

Р_СН = 36 · 0,8 = 28,8 МВт

Q_СН = 36 · 0,6 = 21,6 Мвар

Рассчитываем мощность блочных трансформаторов:

МВА

По рассчитанной мощности выбираем блочные трансформаторы:

Т1, Т2 – ТНЦ 1000000/500/24

Т3,Т4 – ТНЦ 1000000/220/24

3.2. Выбор трансформаторов связи.

Мощность трансформаторов связи выбирается по наибольшему перетоку мощности между распределительными устройствами высокого и среднего напряжения.

Определяется для 3-х режимов.

3.2.1. Переток мощности в режиме максимальной нагрузки на РУСН рассчитывается по формуле:

; МВА (4)

где:

n – число блоков на шинах РУСН;

P_G и Q_G – активная и реактивная мощности генераторов;

P_H.MAX и Q_H.MAX – активная и реактивная мощности нагрузки.

P_H.MAX = P_MAX · n · K_ОДН ; МВт (5)

где:

Р_МАХ – нагрузка одной линии в максимальном режиме;

n – число линий;

К_ОДН – коэффициент одновременности.

К_ОДН = 0,91 (по заданию)

Q_H.MAX = P_H.MAX · tgj; Мвар (6)

по формуле (5)

Р_Н.МАХ = 200 · 8 · 0,91 = 1456 МВт

по формуле (6)

Q_H.MAX = 1456 · 0,42 = 611,52 Мвар

по формуле (4)

МВА

3.2.2. Переток мощности в режиме минимальной нагрузки рассчитывается по формуле:

; МВА (7)

где:

n – число блоков на шинах РУСН;

P_G и Q_G – активная и реактивная мощности генераторов;

P_H.MIN и Q_H.MIN – активная и реактивная мощности нагрузки.

P_H.MIN = P_MIN · n · K_ОДН; МВт (8)

где:

Р_МIN – нагрузка одной линии в минимальном режиме;

n – число линий;

К_ОДН – коэффициент одновременности.

Q_H.MIN = P_H.MIN · tgj; Мвар (9)

по формуле (8)

Р_Н.МIN = 170 · 8 · 0,91 = 1237,6 МВт

по формуле (9)

Q_H.MIN=1237,6 · 0,42=519,792 МВАр

по формуле (7)

; МВА

3.2.3. Переток мощности в аварийном режиме рассчитывается по формуле:

; МВА (10)

по формуле (10)

МВА

Мощность автотрансформаторов Т5 и Т6 с учетом допустимой аварийной перегрузки:

; МВА (11)

где:

1,4 – коэффициент допустимой аварийной перегрузки трансформатора (40%)

Наибольший переток мощности в аварийном режиме:

по формуле (11)

МВА

Принимаются к установке трансформаторы типа:

Т5, Т6 – 3хАОДЦТН 267000/500/220

Вариант 2.

3.3. Выбор блочных трансформаторов.

Выбор блочных трансформаторов производится аналогично варианту 1.

Принимаем к установке блочные трансформаторы:

Т1, Т2 – ТНЦ 1000000/500/24

Т3,Т4 – ТДЦ 1000000/220/24

3.4. Выбор автотрансформаторов связи

Выбор автотрансформаторов связи производится по наибольшему перетоку между РУВН 500 кВ и РУСН 220 кВ в трех режимах.

3.4.1 Переток мощности в режиме максимальной нагрузки на РУСН рассчитывается по формуле (4)

МВА

3.4.2 Переток мощности в режиме минимальной нагрузки рассчитывается по формуле (7)

МВА

3.4.3 Переток мощности в аварийном режиме рассчитывается по формуле (10)

МВА

Мощность автотрансформаторов Т5 и Т6 с учетом допустимой аварийной перегрузки по формуле (11)

Промышленность не выпускает автотрансформаторы данной мощности. По этому берем 3 автотрансформатора связи Т5,Т6 и Т7.

C

cн

нагрузка

8 кл

c

н

Т1

Т5

Т6

РУВН-500кВ

РУСН-220кВ

G

c

н

Т

Т4

G4

Т3

c

н

Т2

G2

c

н

G3

МВА

Принимаем к установке автотрансформаторы типа:

Т5, Т6,Т7 – АОДЦТН 167000/500/220

Таблица 2 [Таблица номинальных параметров трансформаторов]

Тип трансформатора

Номинальное напряжение, кВ

Потери, кВт

Напряжение к.з.

Примечание

ВН

СН

НН

х.х.

К.З

ТНЦ-1000000/500

-

-

-

14,5

-

Вар.1-Т1,Т2

Вар.2- Т1

ТНЦ-1000000/220

-

-

-

-

11,5

-

Вар.1-Т3,Т4

Вар.2-Т2,Т3,Т4

АОДЦТН-267000/500/220

10,5; 11; 38,5

ВН-СН

ВН-НН

СН-НН

ВН-СН

ВН-НН

СН-НН

Вар.1-Т5,Т6

-

11,5

А0ДЦТН-167000/500/220

10,5; 11; 38,5

21,5

-

Вар.2- Т5,Т6,Т7

4. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ ВАРИАНТОВ СХЕМ

ПРОЕКТИРУЕМОЙ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ

Экономическая целесообразность схемы определяется минимальными приведёнными затратами.

; тыс. руб./год (12)

где:

К – капиталовложения на сооружение электроустановки, тыс. руб.;

Е_н – нормативный коэффициент экономической эффективности, равный 0,12;

И – годовые эксплуатационные издержки, тыс. руб./год;

У – ущерб от недостатка электроэнергии, тыс. руб./год.

При дипломном (курсовом) проектировании ущерб не учитывается, т.к. считается, что варианты равнонадежны.

Годовые эксплуатационные издержки определяются по формуле:

; тыс. руб./год (13)

где:

РА = 6,4 % и РО = 2 % - отчисления на амортизацию и обслуживание;

W – потери электроэнергии в трансформаторе, кВт·ч;

- 2,5 руб. стоимость 1 кВт·ч потерь электроэнергии, руб./кВт·ч.

Вариант 1.

4.1. Определяем потери электроэнергии в блочных трансформаторах Т1,Т2,Т3,Т4.

Потери электроэнергии в двухобмоточном трансформаторе определяются по формуле:

; кВт·ч (14)

где:

– потери мощности холостого хода, кВт;

– потери короткого замыкания, кВт;

– расчётная (максимальная) мощность трансформатора, МВА;

– продолжительность работы трансформатора (Т=8760 ч.);

τ – продолжительность максимальных потерь.

; ч (15)

Тмах - число часов использования максимальной нагрузки (для блочных трансформаторов принимается Тмах = 7000 ч., для трансформаторов связи Тмах=5000 ч.)

по формуле (4)

= 5948 ч

по формуле (3)

по формуле (3)

4.2. Потери электроэнергии в автотрансформаторах связи Т5 и Т6.

Потери электроэнергии в трансформаторах связи.

; кВт·ч (16)

где:

– потери короткого замыкания мощности в обмотке ВН, кВт;

– потери короткого замыкания мощности в обмотке СН, кВт.

Индексами В и С обозначены величины, относящиеся соответственно к обмоткам высокого и среднего напряжения.

; кВт (17)

; кВт (18)

где:

– коэффициент выгодности.

= (19)

по формуле (19)

=

по формуле (15)

= ч

по формуле (17)

кВт

по формуле (18)

кВт

т.к. Т5 и Т6 присоединены параллельно, то

МВА

по формуле (16)

4.4. Полные потери электроэнергии в трансформаторах.

SDW = (DW_{Т 1}+ DW_Т2 + DW_Т3 + DW_Т4 + DW_Т5 + DW_Т6) кВт · ч

SDW = (2·12388526,86 + 2· + 2· ) =58026636,74 кВт · ч

Вариант 2.

4.5. Потери в блочных трансформаторах аналогично варианту 1.

4.6. Потери электроэнергии в автотрансформаторах связи Т5,Т6 и Т7.

по формуле (17)

кВт

по формуле (18)

кВт

т.к. Т5 и Т6 присоединены параллельно, то

МВА

по формуле (16)

4.7. Полные потери электроэнергии в автотрансформаторах.

SDW = (DW_{Т 1}+ DW_Т2 + DW_Т3 + DW_Т4 + DW_Т5 + DW_Т6 + DW_Т7) кВт · ч

SDW = (12388526,86 + 3· + 3· ) =65606014,54 кВт · ч

Таблица 3 [Таблица техноэкономического сравнения двух вариантов]

Тип оборудования	Стоимость единицы тыс. руб.	Варианты
Кол-во, шт.	Общая Стоимость, тыс.руб.	Кол-во, шт.	Общая Стоимость, тыс.руб.
Блочный трансформатор ТНЦ – 1000000/500	1150·80=92000
Блочный трансформатор ТДЦ – 1000000/220	820·80=65600
Автотрансформатор связи 3хАОДЦТН – 267000/500/220	1100·80=88000
Автотрансформатор связи 3хАОДЦТН – 167000/500/220	800·80=64000
Ячейка ОРУ 500 кВ	350·80=28000
Ячейка ОРУ 220 кВ	78·80=6240
Итого: К тыс. руб.
Отчисление на амортизацию и обслуживание
Стоимость потерь электроэнергии в трансформаторах	2,5 · 10^-3·58026636,74 = 145066,59	2,5 · 10^-3· 65606014,54=164015,03
Годовые эксплутационные издержки	52765,44+145066,59=197832,03	52940,16 +164015,03= 216955,19
Приведенные затраты	0,12 · 628160 + 197832,03= 273211,23	0,12 · 630240 + 216955,19= 292583,99

Р_а – отчисления на амортизацию (равны 6,4%)

Р_о – отчисления на обслуживание (равны 2%)

b - цена одного кВт·ч (равна 2,5 руб.)

На основании технико-экономического сравнения вариантов, первый вариант более экономичен и в дальнейших расчётах принимаем этот вариант.

5. ВЫБОР И ОБОСНОВАНИЕ УПРОЩЕННЫХ СХЕМ РУ РАЗНЫХ

НАПРЯЖЕНИЙ.

5.1. Определяем число воздушных линий на напряжение 500кВ

Число линий связи с системой выбирается по максимальной мощности отдаваемой в систему и мощности одной линии.

; МВт (20)

где:

- активная мощность генераторов;

- активная мощность собственных нужд;

- минимальная активная нагрузка на генераторном напряжении;

n – количество блоков на станции.

(21)

где:

Р_в.сист – активная мощность, отдаваемая в систему;

Р_W - активная мощность одной линии.

Р_W = 900 МВт [ 8] с. 13 справочные материалы

по формуле (20)

МВт

по формуле (21)

Для связи распределительного устройства высокого напряжения 500 кВ с системой принимаем 3 воздушные линии.

5.2. Выбор упрощенной схемы РУВН 500 кВ.

На основании НТП ТЭС в соответствии с числом присоединений 7 на напряжение 500 кВ, принята «схема с двумя системами сборных шин и 3-мя выключателями на две цепи».

Рис. 4

Достоинства:

1. Ремонт любого выключателя без отключения присоединения.

2. Высокая надежность схемы, т.к при повреждении на СШ, все остается в работе.

3. Разъединители – изолирующие аппараты.

4. Количество операций при выводе в ремонт любого выключателя минимально.

Недостатки:

1. Дорогая, на каждое присоединение 1,5 выключателя. Для ячейки Т6 – два выключателя на одно присоединение.

2. Отключение любого присоединения 2-мя выключателями, что увеличивает число ремонтов.

3. Сложная релейная защита.

5.3. Выбор упрощенной схемы РУСН 220 кВ

На основании НТП ТЭС в соответствии с числом присоединений 12 на напряжение 220 кВ, принимаем схему с двумя рабочими системами шин. ОСШ не предусматривается, т. к. к установке предполагаются элегазовые выключатели.

Рис. 5

Достоинства:

1. Ремонт любой системы шин без перерыва электроснабжения.

2. При аварии на шинах, перерыв в электроснабжении на время перевода на другую систему шин.

3. Схема гибкая в отношении расширения.

4. Экономична

Недостатки:

1. Повреждение шиносоединительного выключателя приводит к отключению всех присоединений.

2. Отказ выключателя при повреждении элемента приводит к отключению источников питания и линий присоединенных к данной системе шин.

3. Ремонт оборудования связан с большим количеством оперативных переключений.

4. Сложные блокировки между выключателями и разъединителями.

5. Усложненная эксплуатация РУ из-за более низкой наглядности схемы по сравнению с «Одной рабочей системой шин».

5.4. Выбор схемы блока генератор – трансформатор.

На основании НТП ТЭС в соответствии с числом присоединений принята схема «Блок генератор-трансформатор с генераторным выключателем». Наличие генераторного выключателя позволяет осуществить пуск генератора без использования пускорезервного ТСН.

Рис. 6

В схеме блоков генератор-трансформатор устанавливается выключатель между генератором и трансформатором. Рабочий трансформатор собственных нужд присоединяется отпайкой между генераторным выключателем и блочным трансформатором. Никакой коммутационной аппаратуры в отпайке не предусматривается. Генераторный выключатель необходим по следующим соображениям:

При отключении генератора сохраняется питание собственных нужд.

Уменьшается количество операций выключателем высокого напряжения т.к.

останов и пуск генератора производится генераторным выключателем.

Недостатки:

1. Удорожание схемы в связи с использованием выключателя.

Достоинства:

1. Возможность вывода в ремонт любого выключателя без отключения присоединения.

2. При К.З. на любой системе шин, все присоединения этой системы могут быть переведены на другую систему шин.

6. ВЫБОР СХЕМ СОБСТВЕННЫХ НУЖД И ТРАСФОРМАТОРОВ

СОБСТВЕННЫХ НУЖД

6.1. Для питания крупных двигателей применяется напряжение 6 кВ, для остальных 0,4 кВ.

6.2. Питание собственных нужд осуществляется отпайками от блоков.

6.3. Мощность рабочих ТСН определяется по формуле:

; МВА (22)

где:

- номинальная мощность генератора, кВт;

- коэффициент спроса;

- процент расхода на собственные нужды энергоблока [8] с 12.

6.4. РУСН 6 кВ выполняется с одной системой сборных шин, разделенных на секции. При мощности блоков 800 МВт 2 секции на блок с применением трансформатора с расщепленной обмоткой низкого напряжения.

6.5. Число ПРТСН принимается равное двум, так как четыре блока с генераторными выключателями, причем один ПРТСН, не присоединенный к источнику питания, устанавливается на фундаменте и готов к перекатке. Так как в схемах энергоблоков установлены генераторные выключатели, то мощность ПРТСН принимается равной мощности рабочих ТСН.

6.6. ПРТСН1 генераторного напряжения не присоединяется к источнику питания, но установлен на фундаменте и готов к перекатке.

6.6. ПРТСН2 подключается к шинам РУСН-220кВ.

6.8. Магистрали резервного питания С.Н. секционируются через2 блока.

6.9. Для поддержки необходимого напряжения на шинах 6 кВ, все ТСН должны иметь РПН.

6.10. Выбор ТСН и ПРТСН.

по формуле (22)

МВА; S_ПРТСН = S_ТСН

Схема собственных нужд

C

T1

T2

T5

T6

T3

T4

РУВН-500кВ

РУСН-220кВ

G1

G2

G3

G4

1C

2C

3C

4C

5C

6C

7C

8C

ТCН1

ТСН2

ТСН3

ТСН4

ПРТСН1

ПРТСН2

шины резервного питания 6кВ

Рис.7

Таблица 4 [Таблица номинальных параметров трансформаторов собственных нужд]

Тип трансформатора

Номинальное напряжение, кВ

Потери кВт

Напряжение к.з.

ВН

НН

Рх.х.

Рк.з.

ТРДНС-40000/24

6,3-6,3

12,7

ТСН1,ТСН2, ТСН3,ПРТСН1

ТРДН-40000/220

6,3-6,3

11.5

ПРТСН2

Принимаем к установке трансформаторы типа:

ТРДНС-40000/35 - ТСН1, ТСН2, ТСН3, ПРТСН2

SПРТСН = SТСН = 36 MBA,

следовательно принимаем к установке ТРДН-40000/220- ПРТСН1

7. РАСЧЁТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

Расчет токов короткого замыкания производится для правильного выбора и проверки электрооборудования и токоведущих частей. Расчет ведется в относительных единицах. За базовую мощность принимаем 1000 МВА.

S_Б = 1000 МВА

7.1. Расчётная схема КЭС

Рис.8

7.2. Расчётная схема КЭС

Рис. 9

7.3. Расчет сопротивлений элементов схемы.

Генераторы G1, G2, G3, G4.

(23)

где:

х”d – сверхпереходное индуктивное сопротивление;

S_НОМ.G – номинальная мощность генераторов.

по формуле (23)

Трансформаторы Т1, Т2.

(24)

где:

S_НОМт – номинальная мощность трансформатора

по формуле (24)

Трансформаторы Т3, Т4.

по формуле (24)

Автотрансформаторы Т5, Т6.

Система

(25)

X_{С НОМ} – номинальное сопротивление системы;

S_НОМ.С – номинальная мощность системы

По формуле (25)

ТСН

по формуле (24)

7.4 Расчёт токов короткого замыкания в точке К-1

Рис.10

Рис. 11

Рис.12

Таблица 5 [ ] Таблица расчетов токов короткого замыкания в точке К-1

Источник Формула	G1+G2	G3+G4+C	S
; о.е.	0,22	0,094	-
; МВА
; кВ
; кА		-
; о.е.	1,13		-
; МВА	888,9 2=1777,8	2 888,9+8000=9777,8
; кА			17,66
; кА			-
[] с.150	1,967	1,85	-
Та; с []с.150	0,3	0,06	-
			-
	0,028
[] с152	0,89	0,98
; кА			16,79
; кА			47,15
	0,91	0,63	-
; кА			16,82

7.5. Расчёт токов короткого замыкания в точке К-2

Рис.13

Рис.14

Таблица 6[ ] расчетов токов короткого замыкания в точке К-2

Источник Формула	С+G1+G2	G3+G4	S
; о.е.	0,15	0,21
; МВА
; кВ
; МВА	2 888,9+8000=9777,8	888,9 2=1777,8
; кА
; о.е.		1,13
; кА			30,24
; кА
t	0,027
		0,85
; кА			28,21
	1,717	1,967
Та; с	0,03	0,3
; кА			78,2
	0,41	0,91
; кА			27,09

7.6. Расчёт токов короткого замыкания в точке К-3.

Рис.15

Рис.16

Рис.17

Таблица7 [ ] расчета токов короткого замыкания в точке К-3

Источник Формула	С+G1+G2+ G3+G4	M	S
; о.е.	6,09
; МВА
; кВ	6,3
; МВА	4 888,9+8000=11555,6
; кА
; о.е.
; кА			27,74
; кА
; кА
t	0,1
	1,86
		1,65
Та; с	0,064
Та д; с		0,04
; кА			68,15

Дата добавления: 2015-09-29