| 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:
tср.осн.рз =0,01 с – время срабатывания основной РЗ линии;
Ta= 0,5 с – апериодическая постоянная времени;
Выбор выключателя
Рабочий ток линии в максимальном режиме 
. Намечаем выключатель: ВМТ-110Б-20/1000УХЛ1 Его номинальные параметры:
Uнб.раб=126 кВ; Iном=1000 А; Iном.откл=20 кА; β=25 %; iпр.скв=52 кА; Iном.вкл=20 кА; при Iтерм.ст= 20 кА; t= 3 с; tоткл= 0.08 с; tсобс.откл= 0.05 с; tвкл= 0.13 с; tбп.min= 0.3 с.
Максимальный ток К3 составляет 5,56 кА.
Таблица 11
