Электрическая часть ТЭЦ 500 МВт

                                                            АННОТАЦИЯ

Темой курсового проекта является «Электрическая часть ТЭЦ 500 МВт».

Были рассмотрены два варианта схемы электростанции, и на основании технико-экономического сравнения вариантов к дальнейшим расчётам выбран  второй вариант как более экономичный.

На основании НТП электрических станций на напряжение 220 кВ были выбраны следующие электрические схемы:

-  на напряжение 220 кВ – схема с двумя рабочими и одной обходной системами шин;

-  на 10 кВ – с одной системой сборных шин с секционным выключателем.

Для заданных точек был произведён расчёт токов трёхфазного КЗ, и на основании этих расчётов произведён выбор электрических аппаратов и токоведущих частей ОРУ 220 кВ. Приняты к установке:

-  маломасляные выключатели типа ВМТ-220Б-25 /1250 с приводом ППК-2300У1;

-  разъединители типа РДЗ-1,2-220 / 1000У1 с приводом ПД-1У1;

-  трансформаторы тока типа ТФЗМ-220-У1;

-  трансформаторы напряжения типа НКФ-220-58.

В качестве ошиновки приняты сталеалюминевые провода марки АС- 400/22  на опорных изоляторах типа СЧ- 950-1УХЛ

Было проведено описание ОРУ 220 кВ и выполнены:

-  схема электрическая принципиальная электрической части ТЭЦ;

-  конструктивный чертёж ячейки линии и трансформатора ОРУ 220 кВ.

КП 1001 311 09 ПЗ

                                     1.  ВЫБОР ГЕНЕРАТОРА

Для выработки электроэнергии на станции применяется синхронный генератор трёхфазного переменного тока. Генераторы выбираются по заданной мощности.

Система возбуждения генератора - высокочастотное возбуждение.

Охлаждение обмотки статора – косвенно водородное.

Охлаждение обмотки ротора – непосредственно водородное.

Охлаждение стали статора -водородное.

Принципиальная схема высокочастотного возбуждения

                                           Рис.1 Высокочастотное возбуждение

КП 1001 311 09 ПЗ

1

В генераторах серии ТВФ применяется высокочастотное возбуждение. Возбудитель – трёхфазный высокочастотный генератор индукторного типа, который находиться на валу вместе с генератором.

   Трёхфазная обмотка переменного тока и три обмотки возбуждения заложены в пазах статора, т.е.

неподвижны. Ротор набран из листов электротехнической стали и представляет собой зубчатое колесо с десятью зубцами. Переменная эдс наводиться в трёхфазной обмотке от пульсации величины магнитной индукции в пазах статора, вызванного изменением воздушного зазора между статором и ротором при вращении ротора.

   LGE 1 включается последовательно LG и обеспечивает основное возбуждение возбудителя.

   LGE2 и LGE 3 питаются от высокочастотного возбудителя GEA через выпрямители. Под-возбудитель высокочастотная машина с постоянными магнитами. Регулирование тока в LGE 2 и LGE 3 осуществляется с помощью АРВ (автоматическая регулировка возбуждения) и УБФ (устройство бесконтактной форсировки)

G- синхронный генератор.

   Основное достоинство этого способа состоит в том, что возбуждение синхронного генератора не зависит от режима электрической сети и поэтому является более надёжным.

2. ВЫБОР ДВУХ ВАРИАНТОВ СХЕМ ПРОЕКТИРУЕМОЙ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ

2.1. Вариант 1

Рис.2

КП 1001 311 09 ПЗ

На ТЭЦ три генератора типа ТВФ-120-У3 включены на шины ГРУ, а два генератора того же типа в блоке с трансформатором включены на шины РУВН. Нагрузка питается с шин ГРУ по тридцати (30) кабельным линиям. Связь ГРУ с РУВН осуществляется по двум трансформаторам связи. Связь с системой осуществляется по линиям 220 кВ. 

2.2. Вариант 2

Рис.3

 На ТЭЦ два генератора типа ТВФ-120-У3 включены на шины ГРУ, а три генератора того же типа в блоке с трансформатором включены на шины РУВН. Нагрузка питается с шин ГРУ по тридцати (30) кабельным линиям. Связь ГРУ с РУВН осуществляется по двум трансформаторам связи. Связь с системой осуществляется по линиям 220 кВ.

КП 1001 311 09 ПЗ

3. ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРОВ НА ПРОЕКТИРУЕМОЙ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ

   Вариант 1.

3.1 Выбор блочных трансформаторов

Блочные  трансформаторы выбираются по мощности генератора за вычетом нагрузки собственных нужд.

S_т≥ S_расч=√(P_G-P_СН)²+(Q_G-Q_СН)²                                        (1.)

    где: P_G и Q_G – активная и реактивная мощность генератора.

           P_СН и Q_СН- активная и реактивная мощность собственных нужд.

Расход мощности собственных нужд определяется по формуле

   где: К_С – коэффициент спроса

        К_С = 0.8 [ ] c.12

        n% =7 [ ] c.12

По формуле (2) определяем мощность собственных нужд

 P_CH =cos φ*S_CH=0,8*5,6 = 4,48 MB A

      tg φ_G =0,75           tg φ_СН =0,75

Определяем реактивные мощности генератора и собственных нужд

        Q_G= P_G.* tg φ_G = 100*0,75 = 75 Мвар

        Q_с.н = Р_с.н.* tg φ_СН = 4,48*0,75 = 3,36 Мвар

Определяем переток мощности по формуле (1)

S_т ≥ S_расч=√(100-4,48)²+(75-3,36)²=√9124,08 + 5132,3 = 119,4 МВ А

 К установке принимаем трансформаторы Т3 и Т4 типа ТДЦ- 125000/220

3.2 Выбор трансформаторов связи.

Связь ГРУ с РУВН осуществляется двумя трансформаторами Т1 и Т2. Они                                                            выбираются по наибольшему из трёх перетоков в разных режимах.

Считаем max. и min. активную мощность нагрузки трансформатора

P _{H max} =п* P_max* К_одн              (3)                                          

P _{H min} =п* P_min* К_одн              (4) 

КП 1001 311 09 ПЗ

     где  n – число кабельных линий

          P _{H max} и P _{H min} - max. и min. активная мощность нагрузки трансформатора                                      

                   К_одн  - коэффициент одновременности

Считаем переток в максимальном режиме работы

S_{1 расч}=√(nP_G- P _{H max} - nP_CН)²+(nQ_G- Q _{H max} - nQ_CН)²                         (5.)

где: P_G и Q_G – активная и реактивная мощность генератора.

     P_СН и Q_СН- активная и реактивная мощность собственных нужд.

    P_Hmax и Q_{H max}-max. активная и реактивная мощность нагрузки трансформатора                                      

Считаем переток в минимальном режиме работы

S_{2 расч}=√(nP_G- P _{H min} - nP_CН)²+(nQ_G- Q _{H min} - nQ_CН)²                         (6.)

Считаем переток в аварийном режиме работы

S_{3 расч}=√[(n-1)P_G- P _{H max} – (n-1)P_CН]²+[(n-1)Q_G- Q _{H max} – (n-1)Q_CН]²        (7.)

Наибольший переток выбирается по формуле

Считаем max. и min. реактивную мощность нагрузки трансформатора

Q_{H max} = P_{H max}* tg φ         (9.)

Q_{H min} = P_{H min}* tg φ         (10.)

По формуле (3) считаем max. активную мощность трансформатора

P_{H max}= 30*3,5*0,9=94,5 МВт

По формуле (4) считаем min. активную мощность трансформатора

P_{H min}= 30*3,2*0,9=86,4 МВт

По формуле (9) считаем max. реактивную мощность трансформатора

Q_{H max}= 94,5*0,51=48,2 Мвар

По формуле (10) считаем min. реактивную мощность трансформатора

Q_{H max}= 86,4*0,51=45 Мвар

По формуле (5) считаем переток в max. режиме работы

S_{1 расч}=√(3*100-94,5 -3*4,48)²+(3*75-48,2 -3*3,36)² = √36887,04+ 27795,56 = 254,3 МВ А                         

По формуле (6) считаем переток в min. режиме работы

S_2расч=√(3*100-86,4 -3*4,48)²+(3*75-45 -3*3,36)² = √40064,03+ 28872,8 = 262,6 МВ А                         

По формуле (5) считаем переток в аварийном режиме работы

S_{3 расч}=√(2*100-94,5 -2*4,48)²+(2*75-48,2 -2*3,36)² = √9320+ 9040= 135,5 МВ А

КП 1001 311 09 ПЗ

1

 По формуле (8) считаем наибольший переток

   Трансформаторы такой мощности производством не выпускается, тогда устанавливаем три трансформатора параллельно

Принимаем к установке трансформаторы связи Т1 ,Т2 и Т3 типа

 ТРДЦН- 100000/220.

   Схема будет иметь вид

Рис.4

 Вариант 2.

3.3 Выбор блочных трансформаторов

Блочные  трансформаторы выбираются по мощности генератора за вычетом нагрузки собственных нужд.

КП 1001 311 09 ПЗ

По формуле (2) определяем мощность собственных нужд

 P_CH =cos φ*S_CH=0,8*5,6 = 4,48 MB A

      tg φ_G =0,75           tg φ_СН =0,75

Определяем реактивные мощности генератора и собственных нужд

        Q_G= P_G.* tg φ_G = 100*0,75 = 75 Мвар

        Q_с.н = Р_с.н.* tg φ_СН = 4,48*0,75 = 3,36 Мвар

Определяем переток мощности по формуле (1)

S_т ≥ S_расч=√(100-4,48)²+(75-3,36)²=√9124,08 + 5132,3 = 119,4 МВ А

 К установке принимаем трансформаторы Т3 и Т4 типа ТДЦ- 125000/220

   3.4 Выбор трансформаторов связи

По формуле (5) считаем переток в max. режиме работы

S_{1 расч}=√(2*100-94,5 -2*4,48)²+(2*75-48,2 -2*3,36)² = √9320+9040= 135,5 МВ А                         

По формуле (6) считаем переток в min. режиме работы

S_2расч=√(2*100-86,4 -2*4,48)²+(2*75-45 -2*3,36)² = √10949,5+9659= 143,6 МВ А                         

По формуле (5) считаем переток в аварийном режиме работы

S_{3 расч}=√(1*100-94,5 -1*4,48)²+(1*75-48,2 -1*3,36)² = √1,05+549,4= 23,5 МВ А

 По формуле (8) считаем наибольший переток

   Принимаем к установке трансформаторы связи Т1 и Т2 типа

ТРДЦН-100000/220.

    Таблица параметров выбранных трансформаторов

                                                                                             Таблица 2 [6] с 617

КП 1001 311 09 ПЗ

4. ТЕХНИКО- ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ ВАРИАНТОВ СХЕМ

ПРОЕКТИРУЕМОЙ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ

Экономическая целесообразность схемы определяется минимальными    приведёнными затратами

           З = р_нК + И + У ,тыс руб /год                         (11)

    где:

 К – капиталовложения на сооружение электроустановки, тыс. руб.

р_н – нормативный коэффициент экономической эффективности,

 равный 0,12

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

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

При курсовом проектировании ущерб не учитываем так как считаем      что варианты равноценны.

   где:

     Р_А = 6,4 % и Р_О = 2 % отчисления на амортизацию и обслуживание [  ] с 429               ΔW – потери электроэнергии в трансформаторе, кВт ч

   β =75 коп. стоимость 1 Квт ч потерь электроэнергии

   К_И = 35 коэффициент инфляции

Вариант 1

4.1. Определяем потери электроэнергии в трансформаторах связи Т1, Т2,Т3

где:

Р_х – потери мощности холостого хода, кВт·ч

Р_к  – потери короткого замыкания, кВт·ч

S_max – расчётная (максимальная) нагрузка трансформатора, МВА

Т – продолжительность работы трансформатора, ч (8760)

          – продолжительность максимальных потерь.

КП 1001 311 09 ПЗ

Потери определяем по формуле (13)

ΔW_Т1 = ΔW_Т2 = ΔW_Т3 = 19*10 ⁵ кВт·ч

Определяем потери электроэнергии в блочных трансформаторах Т4 и Т5.

Потери определяем по формуле (13)

ΔW_Т4 = ΔW_Т5  = 28,6*10 ⁵ кВт·ч

Суммарные годовые потери составляют

ΔW_Т =3*19*10 ⁵+ 2*28,6*10 ⁵  = 114,2 кВт·ч

Вариант 2

4.2. Определяем потери электроэнергии в трансформаторах связи Т1-Т2

ΔW_Т1 = ΔW_Т2 = 15*10 ⁵ кВт·ч

КП 1001 311 09 ПЗ

Определяем потери электроэнергии в блочном трансформаторе Т3, Т4 и Т5.

по формуле (13)

ΔW_Т3=ΔW_Т4 = ΔW_Т5  = 28,6*10 ⁵ кВт·ч

Суммарные годовые потери составляют

ΔW =  2*15*10 ⁵ + 3*28,6*10 ⁵ = 115*10 ⁵ кВт·ч

4.3. Капитальные затраты

                                                                              Таблица 3 [6] c 638

КП 1001 311 09 ПЗ

                                                                                              Таблица 4

На основании технико-экономического сравнения вариантов схем делаем вывод – второй вариант более экономичен и его принимаем к дальнейшим расчётам.

КП 1001 311 09 ПЗ

5. Выбор И ОБОСНОВАНИЕ упрощённых схем РУ разных напряжений

5.1. Выбор числа связи с системой

Количество линий выбирается по максимальной мощности отдаваемой в систему.

           Р_{в сист} = n* Р_G – Р_нагр.min – n* Р_с.н.            (14)

             где n- число вл                                                                                                            Р_W= 150  [ ] c.

По формуле (14) определяем максимальную мощность отдаваемую в систему

Р_{в сист} = 5*100 –86,4 – 5*4,48=391,2 МВт

    По формуле (15) определяем число вл

Принимаем четыре ВЛ.

5.2. На основании НТП электрических станций на напряжение 220 кВ в соответствии с числом присоединений принимаем схему с двумя рабочими и обходной системой шин.

Рис. 5   РУ- 220 кВ

КП 1001 311 09 ПЗ

Достоинства: 1. Ремонт любой системы шин без перерыва электроснабжения потребителей.

                2. Ремонт любого выключателя без перерыва электроснабжения потребителей.

                3. Гибкая схема в отношении расширения.

                4. При аварии на шинах перерыв электроснабжения будет лишь на время перевода на другую систему шин.

Недостатки: 1. Повреждение шиносоединительного выключателя приводит к отключению всех присоединений.

2.Отказ выключателя при повреждении элемента (линий ,

трансформаторов) приводит к отключению системы шин.

3. Ремонт оборудования связан с большим количеством оперативных переключений.

4. Возрастает стоимость РУ из-за большого количества разъединителей.

5. Усложняется эксплуатация РУ из-за низкой наглядной схемы.

6. Сложные блокировки между выключателем и разъединителем.

5.3. Выбор схема  ГРУ 10 кВ

На основании НТП ТЭС на напряжение 10 кВ в соответствии с числом присоединений принимаем схему с одной системой сборных шин с секционным выключателем. Число кабельных линий равно 30

                                                     Рис. 6 ГРУ 10 кВ

КП 1001 311 09 ПЗ

Достоинства: 1. Экономичность- на каждое присоединение один выключатель.

2. Разъединитель- изолирующие аппараты.

3. При ремонте выключателя цепи – цепь остаётся в работе.

4.При ремонте сборных шин присоединения остаются в работе

Недостатки: 1. При ремонте выключателя в цепи прерывается электроснабжение

2. Для ремонта секции необходимо отключить все присоединения на этой секции на все время ремонта.

5.4. Выбор схемы блока

              Рис.7 Схема блока

Принята схема блока генератор- трансформатор с генераторным выключателем. Это позволяет отключать генератор не затрагивая РУ высокого напряжения.

6. ВЫБОР СХЕМ СОБСТВЕННЫХ НУЖД И ТРАНСФОРМАТОРОВ

СОБСТВЕННЫХ НУЖД

6.1  ТЭЦ имеет ГРУ и блоки, следовательно собственные нужды питаются часть от ГРУ, а часть отпайкой от блока.

6.2  Мощность рабочих ТСН выбираются по условиям

КП 1001 311 09 ПЗ

6.2.1  Для блочной части.

По формуле (2) считаем S_{ТСН БЛ}

       Принимаем к установке ТМНС-6300/10

6.2.2  Для не блочной части.

Сначала рассчитывается мощность отпускаемой на с.н.

Затем определяется мощность ТСН

              где: S_{с.н н/бл}- мощность расходования на с.н в не блочной части ТЭЦ

                   К- число секций с.н не блочной части ТЭЦ

Число секций К определяется по количеству котлов К=5 

По формуле (15) считаем мощность расходования на с.н. в не блочной части ТЭЦ

По формуле (16) считаем мощность рабочих ТСН в не блочной части ТЭЦ

Принимаем к установке ТМНС-6300/10

КП 1001 311 09 ПЗ

Таблица параметров выбранных трансформаторов.                                                  

                                                              Таблица 5[5]c.614

6.3. Выбор схемы с.н.

Рис. 8 Схема с.н. ТЭЦ 500 МВт

7. ВЫБОР СЕКЦИОННЫХ РЕАКТОРОВ НА НАПРЯЖЕНИЕ 10 Кв

Реакторы выбираются по номинальному напряжению, току и индуктивному сопротивлению.

7.1 Выбор реактора по номинальному напряжению

                         U_УСТ≤U_НОМ

                         U=10 кВ

КП 1001 311 09 ПЗ

7.2 Выбор реактора по номинальному току

                       I_{НОМ. Р}≥ 0,5*I_НОМ.G

                      4000 ≥ 0,5*6,872*1000

                      4000 ≥3436

К установке принимаем реактор типа РБДГ 10-4000-0,18

                                                                 Таблица 6[6]с.622

8. РАСЧЁТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

Расчёт токов короткого замыкания производится для выбора электрооборудования и токоведущих частей. Расчёт ведётся в относительных единицах. S_Б=1000 МВ А

8.1  Расчётная схема

Рис.9 Расчётная схема токов КЗ

КП 1001 311 09 ПЗ

8.2  Схема замещения.

Рис.10

8.3  Расчёт сопротивлений в о.е.

Сопротивление генераторов G1, G2, G3, G4, G5

Сопротивление реактора

Сопротивление трансформаторов связи Т1 и Т2

Сопротивление блочных трансформаторов Т3, Т4, Т5

КП 1001 311 09 ПЗ

Сопротивление трансформаторов с.н.

Сопротивление энергосистемы

По формуле (17) считаем сопротивления генераторов

По формуле (18) считаем сопротивления реактора

По формуле (19) и (20) считаем сопротивления трансформаторов связи

По формуле (21) считаем сопротивления блочных трансформаторов

По формуле (22) считаем сопротивления трансформаторов с.н.

По формуле (23) считаем сопротивления энергосистемы

КП 1001 311 09 ПЗ

8.4  Расчёт токов короткого замыкания в точке К1

                                               Рис.11

Рис.12

КП 1001 311 09 ПЗ

                     х₂₀=х₂₁ = х₁₁+х₁₈ = 0,2+1,1= 1,3

Рис. 13

                        х₂₃=х₂₄ = х₁+х₁₉ = 1,5+1,3= 2,8

Рис.14

КП 1001 311 09 ПЗ

Таблица расчётов токов КЗ в точке К1

                                                         Таблица 7 [  ]c 150

8.5  Расчёт токов короткого замыкания в точке К2

                                                                Рис. 15

КП 1001 311 09 ПЗ

Рис.16

Рис.17

КП 1001 311 09 ПЗ

                       х₃₀=х₁+х₂₇= 1,5+0,5=2

Рис.18

Таблица расчётов токов КЗ в точке К2

                                                                       Таблица 8 [  ]c 150

КП 1001 311 09 ПЗ

8.6 Расчёт токов короткого замыкания в точке К3

                                                             Рис.19

                                                             Рис.20

КП 1001 311 09 ПЗ

Рис.21

Таблица расчётов токов КЗ в точке К3

                                                                       Таблица 9 [  ]c 150

КП 1001 311 09 ПЗ

9. ВЫБОР ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ АППАРАТОВ И ТОКОВЕДУЩИХ ЧАСТЕЙ

ДЛЯ ЗАДАННЫХ ЦЕПЕЙ

9.1 Расчётные условия для проверки аппаратуры и токоведущих частей по режиму КЗ

        В цепи линии       

    В цепи трансформатора

                                                            Таблица 10 [6] с 206 

     В_к =I²_п,0 · (t_отк +Т_а) = 25,2 ²*(0,2 + 0,14) = 215,9 кА²·с

Т_а = 0,14 [6] c.190

КП 1001 311 09 ПЗ

9.2 Выбор разъединителей и выключателей в цепи линии.

                                                             Таблица 11 [6]  с 628

Принимаем к установке маломасляный выключатель ВМТ-220Б-25 /1250 и разъединитель РДЗ-1,2-220/1000У1

9.2 Выбор разъединителей и выключателей в цепи трансформатора.

                                                             Таблица 12 [6]  с 628

Принимаем к установке маломасляный выключатель ВМТ-220Б-25 /1250 и разъединитель РДЗ-1,2-220/1000У1

КП 1001 311 09 ПЗ

9.4 Выбор трансформаторов тока в цепи линии.

                                                             Таблица 13 [6]  с 632

Определяем нагрузку трансформатора тока

                                                                         Таблица 14 [6]  с 631

Наиболее загружены фаза А и С

               Z₂  = r_приб + r_пр + r_к

               r_приб = S_приб /I²₂,             (24)

                                        где S_приб- мощность потребляемая приборами

                                                 I₂ – вторичный номинальный ток прибора

По формуле (24) считаем сопротивление приборов

              r_приб = 6/5² =0,24  Ом

                 r_пр = Z_{2 ном} - r_приб - r_к       (25)

По формуле (25) считаем сопротивление провода     

                r_пр = 1,2 – 0,24 – 0,1 = 0,86 Ом

КП 1001 311 09 ПЗ

                            где: ρ- удельное сопротивление материала провода (Al= 0,0283)

                                l_расч- расчётная длина зависящая от схемы соединения                             трансформаторов тока  (l_расч=150)

 По формуле (26)                                           

Принимаем контрольный кабель АКВВГ с алюминиевыми жилами сечением        4х6

Z₂ = 0,7 + 0,24 + 0,1 = 1,05 Ом

Принимаем к установке трансформатор тока ТФЗМ220-У1

Рис. 22 Схема включения приборов ТА в цепи линии

КП 1001 311 09 ПЗ

9.5 Выбор трансформатора тока в цепи трансформатора

                                                              Таблица 15 [6]с. 632

Определяем нагрузку трансформатора тока

                                                               Таблица 16 [6]с.635

По формуле (24) считаем сопротивление приборов

              r_приб = 0,5/5² =0,02  Ом

              Z_{2 ном}=30/5²=1,2

                 r_к=0,05 т.к. 1 прибор      

По формуле (25) считаем сопротивление провода     

                 r_пр = 1,2 – 0,02 – 0,05 = 1,13 Ом

                            где: ρ- удельное сопротивление материала провода (Al= 0,0283)

                                l_расч- расчётная длина зависящая от схемы соединения                             трансформаторов тока  (l_расч=200)

 По формуле (26)                                          

КП 1001 311 09 ПЗ

Принимаем контрольный кабель АКВВГ с алюминиевыми жилами сечением        4х6

Z₂ = 0,943 + 0,02 + 0,05 = 1,01 Ом

Принимаем к установке трансформатор тока ТФЗМ220-У1

Рис. 23 Схема включения приборов ТА

в цепи трансформатора

9.6 Выбор трансформаторов напряжения.

                                                               Таблица 17[5] с. 287

Определяем вторичную нагрузку трансформатора напряжения

КП 1001 311 09 ПЗ

Определяем вторичную нагрузку трансформатора напряжения

                                                                       Таблица 18 [6] c 634

По формуле (27) определяем

Выбираем трансформатор напряжения НКФ-220-58

КП 1001 311 09 ПЗ

Рис.24 Схема включения приборов ТV

9.7 Выбор токоведущих частей ячейки линии до ОРУ 220 кВ

9.7.1  По экономической плотности тока

                                                 где: q_э- экономическая плотность тока    

                                                      j- нормированная плотность тока равная 1

По формуле (28)

Выбираем провод АС-400/22

    d= 26,6 мм ; I_доп= 835 А ; m= 1,3 кг

9.7.2 Проверка сечения на нагрев по динамическому току

I_доп  ≥ I_max

I_доп = 835 А > I_max = 417,2 А

Условие выполняется

9.7.3 Проверка на термическую стойкость                 

                            q ≥ q_min

                                             где: q_min- минимальное сечение по термической

                                                        стойкости

                                                  С=91 [6] c.192

По формуле (29) определяем

q =400 мм² > q_min = 161,5 мм²

Условие выполняется.

КП 1001 311 09 ПЗ