Схема замещения и ее параметры

. (8.14)

Как правило, расчет токов КЗ производится в относительных единицах. После приведения параметров к базисному напряжению все параметры должны быть приведены к одинаковым базисным условиям.

За базисную мощность обычно принимают 100, 1000 или 10000 МВт, а иногда часто повторяющуюся в схеме мощность отдельных элементов.

Получим сопротивления основных элементов, приведенные к базисным условиям.

Генератор: дано

. (8.15)

Энергосистема: 1) дано S_к

; (8.16)

2) дано I_{н отк} ; (8.17)

3) дано Х_*cн . (8.18)

Реактор: дано Х_*p(н)

. (8.19)

Трансформатор: дано Х_т%

. (8.20)

Линия электропередачи: дано Х_уд

. (8.21)

8.4. Порядок выполнения расчетов тока

трехфазного КЗ

Необходимо подчеркнуть, что схема замещения составляется для одной фазы при коротком трехфазном замыкании. Каждому сопротивлению схемы замещения присваивается свой порядковый номер, который сохраняется за ним до конца расчета. Значения всех сопротивлений определяются по вышеуказанным формулам в относительных единицах и подставляются в схему рис. 8.2.

ЭДС источников выражают в относительных единицах. Например, для схемы, представленной на рис. 8.2, ЭДС генераторов запишутся в виде

, (8.22)

где , так как считаем, что до КЗ генераторы работали в номинальном режиме;

- значение в номинальном режиме.

Для выбранной точки КЗ определяют базисное значение тока при среднем напряжении в точке КЗ:

.

Рассмотрим порядок расчета токов КЗ на примере короткого замыкания в точке К2 схемы рис. 8.2.

Допустим, даны следующие параметры элементов схемы:

Т1 и Т2 типа ТДН-40000/110, u _к = 10,5 %;

Т3 типа ТД-125000/110, u _к = 10,5 %;

Т4 типа ТДНТ-40000/110, u _к = 10,5 %

G1и G2 типа ТВФ-60-2, 75 МВА; ;

G3 типа ТВФ-100-2, 118 МВА, ;

LR-Iн = 2,5кА; Х _р = 0,25 Ом; Х_уд.л = 0,4 Oм/км.

В качестве базисных условий для расчета токов КЗ в точке К2 принимаем U _б=10,5 кВ; S _б=1000 МВА.

Тогда базисный ток

.

Приведем сопротивления схемы к базисным условиям:

- сопротивление генераторов G1, G2

;

- сопротивление генератора G3

;

- сопротивление реактора

;

- сопротивление трансформаторов Т1, Т2

- сопротивление трансформатора Т3

- сопротивление линий электропередачи:

W1 (двухцепная) ;

W2 ;

W3 .

Принимаем, что на генераторное напряжение включена значительная нагрузка и потому можно считать ЭДС генераторов G1 и G2 .

Определяем ЭДС генератора G3:

=

.

Так как для энергосистемы неизвестны и , то принимаем напряжение в узле присоединения энергосистемы равным среднему напряжению ступени 115 кВ, тогда .

Нагрузка, подключенная через Т5, не учитывается, так как она подключена к точке КЗ через длинную линию и трансформаторную связь.

С учетом всего указанного и представлена схема замещения на рис. 8.2, где обозначены

;

.

Дальнейшие расчеты ведутся одним из методов, изучаемых в курсах «Теоретические основы электротехники», «Электромагнитные переходные процессы» и др.

Если суммарная мощность генераторов электростанции не превышает 750 МВт, то целесообразно воспользоваться методом расчетных кривых [3]. Этот метод используется также при расчете токов КЗ в схемах электроснабжения собственных нужд напряжением менее 1 кВ. Необходимым условием использования этого метода является наличие у расчетчика соответствующих расчетных кривых токов КЗ.

При использовании этого метода схема замещения (например, представленная на рис. 8.2) подлежит дальнейшему упрощению до тех пор, пока в ней останутся один источник (эквивалентный всем установленным в расчетной схеме) и одно эквивалентное сопротивление в цепи КЗ этого источника. Для расчета токов КЗ в главных схемах АЭС, где мощность одного блока составляет 1000 МВт и более, целесообразно использовать метод узловых потенциалов. Правило, по которому составляются уравнения для каждого узла в этом методе, можно сформулировать следующим образом: потенциал узла, умноженный на сумму проводимостей ветвей, сходящихся в этом узле, минус потенциал соседнего узла, умноженный на проводимость ветви, соединяющей эти узлы, равен сумме токов короткого замыкания от источников, примыкающих к этому узлу.

Обозначим узлы схемы 0, 1, 2 и составим уравнения по методу узловых потенциалов (изучаемому в курсе “Теоретические основы электротехники”), принимая потенциал точки КЗ равным 0:

; (8.23)

.

После приведения и подстановки числовых значений получим

;

.

Решив эти уравнения относительно и , получим

; .

Теперь нетрудно определить значение токов в ветвях:

Начальное значение периодической составляющей тока короткого замыкания в точке К2 получим

8.5. Определение ударного тока КЗ

Как известно, при частоте в сети 50 Гц ударный ток имеет место через 0,01 с после начала короткого замыкания. Его значение определяется по формуле

. (8.24)

Для получения К_уд используется выражение

, (8.25)

где Т_а – постоянная времени короткозамкнутой цепи.

Определение T _а может быть достаточно сложной задачей, и решают ее обычно упрощенными инженерными методами.

Если расчетная схема содержит только один источник энергии, но является разветвленной или источников энергии более одного, но точка КЗ значительно удалена от всех источников энергии (находится на конце тупиковых линий или КЗ за линейными реакторами электростанций), то сначала определяют суммарное значение тока I_по в точке КЗ, затем по таблицам (например, см. прил. 1.9, 1.10) находят средние значения Т_а и К_уд. После этого по формуле (8.24) определяют i _уд.

Если точка КЗ находится вблизи генераторов, синхронных компенсаторов, крупных электродвигателей или блоков генератор-трансформатор, то определяют от каждого блока генератора, расположенного вблизи точки КЗ. Остальной ток создается результирующей энергосистемой (удаленные генераторы, блоки, системы).

Так, для рассмотренного выше примера можно считать, что одна составляющая I_по создается генератором G2, а остальная – результирующей системой G1 + G3 + C.

Для каждой составляющей I_по находятся по таблицам Т_аг и Т_ас. Искомые значения ударного тока в таком случае определяются так:

. (8.26)

Если требуется выполнить расчет с большей точностью, то необходимо найти активные сопротивления элементов и определить эквивалентные постоянные времени для каждой выделенной части схемы по формуле

, (8.27)

где и - суммарные сопротивления схемы замещения, в которой все элементы введены соответственно только индуктивными и только активными сопротивлениями относительно точки короткого замыкания.

Для упрощения обычно не рассчитывают Т_а, а пользуются средними значениями Т_а и К_уд, приведенными в справочниках для характерных точек электросетей (например, табл. 1.10 прил.).

Допустим, необходимо определить ударный ток трехфазного КЗ для К2 рассмотренного выше примера. Рассмотрим на этом примере методику упрощения схемы замещения, которую целесообразно использовать, если суммарная мощность генераторов электростанции не превышает 750 МВт.

Определим ударные коэффициенты для ветвей схемы замещения рис. 8.2, преобразовав ее предварительно по рис. 8.3. Считая, что генератор G3 находится на значительной электрической удаленности от места КЗ, для упрощения расчетов его целесообразно включить в состав ветви системы, соответственно скорректировав ее сопротивление (см. рис. 8.3,а):

.

Эквивалентную ЭДС двух источников (системы и генератора G3) необходимо определять по формуле

Треугольник сопротивлений легко преобразуется (табл. 1.10 прил.) в эквивалентную звезду :

;

;

;

Схема замещения рис. 8.3,а преобразуется к виду 8.3,б, где

Конечная схема замещения для расчета токов КЗ в точке К2 после всех этих преобразований будет иметь вид рис. 8.3,в. Сопротивление эквивалентной ветви

.

Для ветвей схемы замещения рис. 8.3,в ударные коэффициенты определяем из табл. 1.9 и 1.10 прил., генератора G2(ТВФ-60-2) – К _уд = 1,96, генераторов G1, G3 и энергосистемы - через секционный реактор и понижающий трансформатор мощностью менее 80 МВА, в среднем К _уд = 1,9.

Соответственно токи по ветвям:

- генератора G2

;

- генераторов G1, G3 и энергосистемы

.

Суммарный ударный ток для точки К2

Аналогично можно составить и преобразовать схемы замещения для точки КЗ-К1 или любой другой и определить ударный ток.

8.6. Определение токов для любого момента времени

переходного процесса

Значения периодической и апериодической составляющих, а также полного тока КЗ для времени t > 0 необходимо знать для выбора коммутационной аппаратуры.

Апериодическая составляющая тока КЗ равна

, (8.28)

где t - расчетное время, для которого требуется определить ток КЗ;

Т_а - постоянная времени цепи КЗ от источника.

При определении значения периодической составляющей тока КЗ для моментов времени до 0,5 с может быть использован метод расчетных кривых, изучаемый в курсе “Электромагнитные переходные процессы”.

Как правило, действующее значение периодической составляющей тока КЗ от энергосистемы при трехфазном коротком замыкании для любого момента времени считают равным .

Таким образом, периодическая составляющая тока от генератора G2 может быть принята равной

Апериодическая составляющая тока КЗ от генератора G2 к моменту времени с определится из выражения

,

где Т_а = 0,245 из табл. 1.8 прил.

Периодическая составляющая тока КЗ от энергосистемы и присоединенных к ней генераторов G1 и G3 (см. рис. 8.3) может рассчитываться как поступающая в место КЗ от шин неизменного напряжения через эквивалентное результирующее сопротивление Х₁₉. Поэтому она может быть принята неизменной во времени и равной

.

Апериодическая составляющая тока КЗ от эквивалентного источника

,

где Т _а = 0,095 принято из табл. 1,10 прил. 1 для системы, связанной со сборными шинами 6...10 кВ, где рассматривается КЗ, через трансформатор единичной мощностью 32...80 МВА.

8.7. Расчетные условия для проверки аппаратов

и токоведущих частей по режиму короткого

замыкания

Расчетные условия (ток КЗ, длительность его протекания) должны быть определены с достаточной точностью и с учетом реальных условий, в которых работает данная цепь.

Рис. 8.4. Расчетные зоны по токам КЗ станций типа ТЭЦ

Даже приближенный анализ работы различных присоединений, подключаемых к шинам одного и того же напряжения, показывает, что расчетные условия по токам КЗ для них могут быть различными.

В качестве примера рассмотрим случай определения расчетного тока КЗ для цепей генератора G1 и трансформатора собственных нужд (С.Н.), присоединенных к одним и тем же шинам ТЭЦ (рис. 8.4).

При повреждении на выводах ТСН1(К ´2) от сборных шин генераторного распределительного устройства через выключатель ТСН1 протекает ток КЗ от всех генераторов системы I _к.S. При повреждении на сборных шинах генераторного напряжения (К2) через этот же выключатель не будет проходить большой ток, так как электродвигатели собственных нужд, которые могут быть его источником отдалены от места КЗ большим сопротивлением трансформатора.

В других условиях находится присоединение генератора G1. При КЗ на выводах (рис. 8.5,а) по его цепи протекает ток от всех источников энергосистемы I _к.S за вычетом собственного тока генератора I _к.G1.

При КЗ на сборных шинах генераторного напряжения по цепи потечет ток только генератора I _к.G1 (см. рис. 8.5,б). Расчетные условия могут изменяться в пределах одного присоединения в зависимости от положения точки КЗ. Особенно это заметно в случае реактивированной линии. Токи КЗ будут значительно отличаться в зависимости от того, произошло повреждение до реактора или после него (см. рис. 8.4). Такое различие расчетных условий в пределах одной электроустановки может осложнить их определение, выбор и проверку оборудования. Для сокращения объема вычислительной работы обычно используют тот факт, что в электроустановках существуют группы цепей, которые в отношении режима КЗ находятся примерно в одинаковых условиях. Это обстоятельство позволяет всю схему электроустановки разделить на зоны, в которых устанавливаются общие расчетные условия.

Для схемы ТЭЦ, например, рис. 8.4, выделено семь зон.

Зона I включает все цепи установки повышенного напряжения (сборные шины цепи трансформаторов, начиная от их выводов до сборных шин, цепи линий электропередачи, шиносоединительный выключатель, обходную систему шин с обходным выключателем, если они имеются).

Все без исключения цепи этой зоны рассчитывают по суммарным токам КЗ, определенным для точки К1 на сборных шинах 35...220 кВ.

Время отключения КЗ, требуемое для оценки термической стойкости аппаратов, определяется по времени действия основных релейных защит и полному времени отключения выключателей:

.

Принимают t_отк. = 0,1 с. С учетом действительных характеристик выключателей считают, что время отключения КЗ в этой зоне должно быть в пределах t_отк = 0,16...0,2 с.

Несколько зон выделено в РУ генераторного напряжения.

Зона II включает большое количество цепей: сборные шины генераторного напряжения, цепь шиносоединительного выключателя, цепи трансформатора связи и трансформаторов собственных нужд, а также цепь ответвления от блока генератор-трансформатор до трансформатора собственных нужд.

Если от шин генераторного напряжения (6...10 кВ для ТЭЦ) отходят нереактированные линии к потребителям или на собственные нужды, то такие линии, естественно, относятся к зоне II. В этой зоне все токоведущие части и аппараты рассчитываются по токам, определенным при КЗ на сборных шинах (6...10 кВ для ТЭЦ), т.е. по точке К2.

Для цепей трансформаторов связи данные расчетные условия будут несколько завышены, но уточнения их обычно не делается. Величина t _отх для всех цепей этой зоны с учетом полного времени отключения выключателей принимается равной 0,3 с.

Зона III включает в себя одну цепь генератора, независимо от места его подключения. Для этой зоны расчетные условия по токам КЗ определяются каждый раз, исходя из двух крайних случаев возможных коротких замыканий (см. рис. 8.5).

Первый случай – КЗ на выводах генератора (см. рис. 8.5,а). В этом случае через выключатель генератора к месту КЗ пойдут токи от всех других источников, кроме данного генератора:

.

Второй случай – КЗ произошло на сборных шинах (см. рис. 8.5,б); через выключатель генератора пойдет только ток, посылаемый данным генератором G1 в место повреждения. Для случая

.

Определив расчетные токи, выбирают худший случай. Аналогичный подход существует и к определению расчетных условий для цепи генератора, работающего по блочной схеме. Суммарный ток КЗ определяется для точки КЗ и в зависимости от положения места повреждения в цепи генератора по ней будет протекать ток или (см. рис. 8.4).

Время отключения для зоны III определяется с учетом действия дифференциальной защиты генератора или блока, т.е. t _отк = 0,3 с, а при мощности генератора 60 МВт и более - по времени действия резервной защиты (t_отк = 4 с).

Зона IV включает в себя также только одну цепь, реактивированную отходящую линию (6...10 кВ для ТЭЦ). Согласно ПУЭ, токоведущие части и аппараты такой линии рассчитываются по точке КЗ, находящейся за реактором, т.е. К4.

Это делают, считая, что КЗ на участке между сборными шинами и реактором маловероятны. Выбор же ошиновки и аппаратов по токам КЗ до реактора, то есть по точке К2, привел бы к необходимости выбора усиленной ошиновки и мощных выключателей, что резко повысило бы капитальные затраты на оборудование ячеек линий. Вместе с тем по ПУЭ требуется, чтобы небольшой участок ошиновки от сборных шин до первых проходных изоляторов выбирался с учетом токов КЗ в точке К2, то есть до реактора.

Так как линии 6...10 кВ защищаются максимальной токовой защитой, то величина t_р.з берется в зависимости от действительной выдержки времени. С учетом собственного времени отключения выключателя время отключения КЗ составляет в этой зоне 1,2...2,2 с.

В зону V входит секционная связь, то есть секционный выключатель и реактор, трансформаторы тока и соответствующая ошиновка. Точное определение расчетных условий для этой цепи затруднительно. Так как условия работы цепи при КЗ на одной секции примерно такие же, как и для зоны генератора, токоведущие части, и аппараты этой цепи рекомендуется рассчитывать по тем же наибольшим значениям токов, которые были определены для зоны III. Время t _отк принимается равным 0,3 с.

Зоны VI и VII охватывают цепи собственных нужд. При этом оборудование, относящееся к зоне VII, подвергается действию суммарного тока КЗ, определенного в точке К5, включая подпитку от электродвигателей собственных нужд.

Цепи зоны VI аналогичны по своим свойствам цепям генераторов (зона III). В зависимости от положения цепей относительно точки КЗ по ним протекает только ток от электродвигателей или ток от генераторов электростанции и энергосистемы, проходящий через ТСН2. Как правило, ток подпитки от электродвигателей С.Н. имеет решающее значение лишь для начального момента К3, и по нему оценивают электродинамическую стойкость оборудования. Термическая стойкость оценивается, как правило, по токам, поступающим от генераторов.

Время t_отк для зоны VI определяется с учетом основной защиты трансформатора С.Н. (дифференциальная или токовая) и ориентировочно может быть принято равным 0,2...0,3 с.

Для зоны VII указанное время определяется с учетом времени действия максимальной токовой защиты и может быть ориентировочно принято равным 0,6...1,2 с.

На рис. 8.6 показана характерная расчетная схема для блочной электростанции (КЭС, ТЭЦ, АЭС) с выделенными на ней зонами I, II, III, VI и VII. Зоны IV и V в этом случае отсутствуют.

Сказанное выше относительно определения расчетных токов КЗ и времени отключения для каждой зоны относится и к данному случаю. Однако для зоны I электростанций с энергоблоками большой мощности (а именно такими являются АЭС) следует определить уточненные значения токов КЗ для каждой цепи с выключателем, поскольку промышленность в настоящее время не может поставить выключатели, выдерживающие воздействие суммарных токов КЗ в этой зоне.

8.8. Выбор токопроводов и электрических аппаратов

распределительных устройств

Для надежного электроснабжения потребителей токоведущие части (шины, провода, кабели), изоляторы распределительных устройств и высоковольтная аппаратура должны выбираться так, чтобы обладать следующими свойствами:

1. электрическая прочность, под которой понимается способность длительно выдерживать максимальное рабочее напряжение и противостоять кратковременным перенапряжениям; для всех указанных выше элементов должно выполняться условие U_ном U_раб.

2. соответствующая нагрузочная способность,благодаря которой протекание длительных (номинальных, ремонтного режима или послеаварийного режима) токов нагрузки не вызывает их повреждения, ускоренного износа изоляции, снижения механической прочности жестких токоведущих частей, недопустимого нагрева.

Приведем некоторые конкретные случаи определения расчетных токов.

Цепь генератора. Наибольший ток нормального режима определяется при загрузке генератора до номинальной мощности Р_ном при номинальном напряжении и cos φ_ном:

. (8.29)

Наибольший ток послеаварийного или ремонтного режима определяется при условии работы генератора при снижении напряжения на 5 %:

. (8.30)

Цепь двухобмоточного трансформатора связи на ЭС. Со стороны ВН и НН принимают

. (8.31)

Наибольший ток ремонтного или послеаварийного режима в учебном проектировании можно принять

. (8.32)

Цепь трехобмоточного трансформатора или автотрансформатора на электростанции. Трехобмоточные трансформаторы широко применяются на ТЭЦ в качестве трансформаторов связи. В этом случае они работают как повышающие, передавая избыток мощности генераторов в сеть ВН и СН. Загрузка цепей ВН, СН и НН зависит от конкретных условий: графика нагрузки на НН, СН и схемы соединений электроустановки на НН. При блочном соединении генератора с трансформатором на стороне НН I _норм определяются так же, как в цепи генератора.

При поперечных связях между генераторами расчетные условия на стороне НН и ВН определяются по мощности трансформаторов с учетом его перегрузки, т.е.

; . (8.33)

На стороне СН, если отсутствует связь с энергосистемой и установлено два трансформатора:

, (8.34)

где S'_н – наибольшая перспективная нагрузка на СН;

. (8.35)

Если к шинам присоединена энергосистема и возможны перетоки мощности между ВН и СН, то

; . (8.33)

Цепи секционных, шиносоединительных выключателей, сборные шины. Обычно ток, проходящий по сборным шинам, секционному и шиносоединительному выключателям, не превышает I _max

Рис. 8.6. Расчетные зоны по токам КЗ для блочной электростанции

самого мощного генератора или трансформатора, присоединенного к этим шинам.

Цепь группового сдвоенного реактора. В нормальном режиме ветви реактора загружены равномерно. Наибольший ток нормального режима определяется по нагрузке присоединенных к ветви потребителей

. (8.36)

В послеаварийном или ремонтном режиме при отключении одной из потребительских линий, присоединенных к ветви реактора, нагрузка другой ветви может, соответственно возрасти, поэтому

,

где n – число линий, присоединенных к одной ветви реактора. При правильно выбранном реакторе I_max не превышает номинального тока его ветви.

3. термическая стойкость, то есть способность кратковременно противостоять термическому действию токов КЗ, не перегреваясь сверх допустимых пределов.

Термическая стойкость аппаратов и токоведущих частей характеризуется допустимым тепловым импульсом тока КЗ, поэтому для проверки аппаратов и токоведущих частей на термическую стойкость следует определять полный импульс квадратичного тока КЗ по выражению

, (8.37)

где I_по – начальное значение периодической составляющей тока КЗ, суммарное от всех источников;

t_отк – полное время отключения выключателя (с учетом его собственного времени срабатывания);

Т_а – постоянная времени цепи КЗ.

Данный способ рекомендуется при вычислении импульса квадратичного тока КЗ в цепях понизительных подстанций, в цепях высшего напряжения электростанций, в цепях генераторного напряжения электростанций. При КЗ вблизи группы электродвигателей (например, в системе С.Н.) необходимо учиты-

вать их влияние на импульс квадратичного тока КЗ. Для определения суммарного импульса квадратичного тока КЗ с учетом электродвигателей рекомендуется пользоваться формулой

, (8.38)

где . (8.39)

В этих выражениях I_п.о.с, I_п.о.д, Т_а.с, Т_а.д, Т'_д являются параметрами режима КЗ, определяемыми по каталогам или расчетам [8].

4. динамическая стойкость, заключающаяся в наличии таких запасов механической прочности, при которых динамические усилия, возникающие между токоведущими частями при протекании по ним ударных токов КЗ, не приводят к их повреждению, самоотключению контактов аппаратов и т.д.

Для электрических аппаратов завод-изготовитель указывает гарантийный ток КЗ, при котором обеспечивается электродинамическая стойкость. Чаще всего в каталогах на оборудование задается мгновенное значение тока электродинамической стойкости i _дин. При выборе аппаратов гарантированный заводом-изготовителем ток сравнивается с расчетным ударным током КЗ. Должно быть выполнено условие

.

Электродинамическая стойкость жестких шин определяется расчетом механических напряжений в материале проводника при КЗ. Методы и примеры проведения расчетов по определению электродинамической стойкости шин приведены в [4].

5. отключающая способность (для выключателей высокого напряжения). Проверка выключателей по отключающей способности производится в следующей последовательности:

а) в первую очередь производится проверка на симметричный периодический ток отключения по условию

;

б) проверяется возможность отключения апериодической составляющей тока КЗ:

где i_а.ном – номинальное допускаемое значение апериодической составляющей в отключаемом токе для времени t;

b_н – нормированное значение содержания апериодической составляющей в отключаемом токе, % (рис. 8.7);

i_а.t – апериодическая составляющая тока КЗ в момент t расхождения контактов;

t – наименьшее время от начала КЗ до момента расхождения дугогасительных контактов:

,

где t_з.min - минимальное время действия релейной защиты;

t_с.в - 0,01 – собственное время срабатывания выключателя.

Если условие выполняется, а , то допускается проверку по отключающей способности производить по полному току КЗ:

; (8.40)

в) проверка по допустимому восстанавливающемуся напряжению в учебном проектировании может не производиться.

6. включающая способность (для выключателей высокого напряжения), которая характеризуется способностью выключателя включиться повторно на короткозамкнутую цепь без разрушения и деформации токоведущих его частей. Проверяется по условиям

; , (8.41)

где i_ур – ударный расчетный ток КЗ в цепи выключателя;

i_вкл – наибольший допустимый ток включения (по каталогу);

I_п.о – начальное значение периодической составляющей тока КЗ в цепи выключателя;

I_вкл – допустимое действующее значение периодической составляющей тока КЗ для выключателя.

При выборе и проверке токоведущих частей, изоляторов и аппаратов следует иметь в виду, что:

- по условиям нагрева рабочим током сечение токоведущих частей выбирается в соответствии с приведенными в справочниках (и в ПУЭ) таблицами допустимых токов для проводов, шин и кабелей с учетом форсированного режима работы и способа их прокладки. При этом, если температура окружающей среды отличается от температуры, при которой заданы допустимые нагрузки, то вводится поправочный коэффициент, величина которого определяется каталогами (например, согласно [3]);

- усилия, действующие на жесткие шины, необходимо рассчитывать по ударному току. При мощности КЗ, большей, чем указано в ПУЭ, гибкие токопроводы следует проверять на схлестывание;

- при проверке проводников на динамическую стойкость при КЗ следует определять механические усилия, передающиеся жесткими шинами на опорные и проходные изоляторы и механические напряжения в материале шин s_расч, которые должны быть меньше s_доп. При проверке шин на динамическую стойкость следует принимать:

- для алюминия - s_доп = 70 х 10⁶ Н/м²;

- для меди - s_доп = 140 х 10⁶ Н/м².

По соображениям технико-экономической целесообразности, необходимо при выборе аппаратов, шин и токопроводов соблюдать следующие условия:

- все провода, шины и кабели следует выбирать алюминиевыми (исключения делаются для агрессивной среды, взрывоопасных помещений и других случаев);

- при выборе марок проводов и кабелей в целях уменьшения пожароопасности не применять на электростанциях проводов и кабелей с полиэтиленовой изоляцией и бронированных кабелей. Рекомендуется применение кабелей с не`горящей изоляцией марок ААШВ, АНРГ, АВВГ, АВРГ;

- при токах от 2000 А и выше следует применять шинные токопроводы специальной конструкции, которые улучшают использование материала шин по сравнению с многополосными шинами: например, шины коробчатого профиля, алюминиевые трубчатые шины круглого, квадратного или других профилей;

- для крупных генераторов мощностью 150 МВт и выше для соединения их с повышающими трансформаторами надо применять экранированные токопроводы.

Теоретические вопросы выбора аппаратуры и токоведущих частей изложены в [4], [5], [6], [13],[17].