Включение синхронных генераторов на параллельную работу.

Включение синхронных машин в сеть на параллельную работу производят - способом точной синхронизации и способом грубой синхронизации, который для генераторов обычно называют способом самосинхронизации. Иногда для синхронных машин применяют также частотный пуск, а для генераторов и несинхронное включение

Способ точной синхронизации. Этот способ используют при включении в сеть синхронных генераторов. Он состоит в том, что генератор сначала разворачивают турбиной до частоты вращения, близкой к синхронной, а затем возбуждают и при определенных условиях включают в сеть. Условиями, необходимыми для включения машины, являются:

1) равенство напряжений включаемого генератора и работающего генератора или сети;

2) совпадение фаз этих напряжений;

3) равенство частот включаемого генератора и работающего генератора или сети.

Первое условие обеспечивается путем регулирования тока возбуждения машины, а для выполнения второго и третьего условий необходимо изменение вращающего момента на ее валу, что достигается изме­нением количества пара или воды, пропускаемых через турбину.

Выполнение условий точной синхронизации может быть осуществлено вручную или автоматически. При ручной синхронизации все операции по регулированию возбуждения и подгонке частоты выполняет дежурный персонал, а при автоматической синхронизации — автоматические устройства. Применяется также ручная синхронизация с автоматическим контролем синхронизма, который запрещает включение выключателя синхронизируемой машины при несоблюдении условий синхронизации. При точной ручной синхронизации напряжения и частоты контролируют по установленным на щите управления двум вольтметрам и двум частотомерам, а сдвиг по фазе напряжений — по синхроноскопу; последний позволяет не только уловить момент совпадения фаз напряжений, но также определить, вращается ли включаемый генератор быстрее или медленнее, чем работающие. Указанные приборы объединяют в так называемую «колонку синхронизации». Вольтметр и частотомер, относящиеся к синхронизируемому генератору, подключают к его трансформатору напряжения, а вольтметр и частотомер, относящиеся к работающим генераторам (или сети), обычно подключают к трансформатору напряжения сборных шин станции. Синхроноскоп подключают одновременно к обоим трансформаторам напряжения.

При соблюдении всех вышеуказанных условий разность напряжений генератора и сети равна нулю, поэтому уравнительного тока между включенным и другими генераторами не возникает. Точной ручной синхронизации свойственны следующие недостатки:

1) сложность процесса включения из-за необходимости подгонки напряжения по модулю и фазе, а также частоты гене­ратора;

2) большая длительность включения — от нескольких минут в нормальном режиме до нескольких десятков минут при авариях в системе, сопровождающихся изменением частоты и напряжения, когда особенно важно обеспечить быстрое включение генератора в сеть;

3) возможность механических повреждений генератора и первичного двигателя при включении агрегата с большим углом опережения.

Способ самосинхронизации. Он исключает необходимость точной подгонки частоты и фазы напряжения включаемой синхронной машины. Последнюю разворачивают до частоты вращения, незначительно отличающейся от синхронной (с точностью до нескольких процентов), и невозбужденной включают в сеть. При этом обмотку возбуждения замыкают на разрядный резистор, используемый при гашении поля, либо на специально предусмотренный для этой цели резистор, либо на якорь возбудителя, чтобы избежать появления в обмотке возбуждения напряжений, опасных для ее изоляции. После включения генератора в сеть подается импульс на включение АГП и машина возбуждается.

В момент включения невозбужденной синхронной машины в сеть имеет место бросок тока статора и снижение напряжения в сети. Однако ток и соответствующая электродинамическая сила (она пропорциональна квадрату тока) меньше, чем при КЗ на выводах генератора. Это объясняется тем, что ток статора в момент включения определяется только напряжением сети U_c (так как генератор не возбужден и его ЭДС равна нулю), которое меньше ЭДС нормального режима, и суммарными сопротивлениями Х"_d и X_q ^“, кторые больше соответствующих сопротивлений генератора X"_d и X"_q за счет сопротивлений сети. Кроме того, при самосинхронизации затухание свободных периодических составляющих тока происходит быстрее, чем при КЗ, так как в первом случае ротор замкнут на разрядный резистор. Поэтому даже ошибочное включение машины в сеть с большим скольжением, когда продолжительность действия повышенных токов достаточно велика, не представляет опасности.

Испытания показали, что обмотка статора в механическом отношении не реагирует на первый пик тока включения; деформация достигает наибольшего значения только спустя несколько периодов после включения. Учитывая также быстрое затухание свободной сверхпереходной составляющей тока статора, можно при оценке допустимости самосинхронизации начальное значение периодической составляющей тока I_п0 и напряжение U на выводах генератора определять по переходному сопротивлению:

и

.

Электродинамические силы, воздействующие при самосинхронизации на обмотку статора неявнополюсных машин, больше, чем явнополюсных, так как неявнополюсные машины имеют относительно большие полюсные деле ния, большие вылеты лобовых соединений обмотки статора и меньшие индуктивные сопротивления (определяющие начальное значение тока включения), чем явнополюсные машины.

Магнитный поток, создаваемый током статора, наводит в роторе ток, вследствие чего в машине возникает соответствующий магнитный поток ро тора. Взаимодействие указанных магнитных потоков приводит к создан электромагнитного вращающего момента. Наибольшую опасность для машины представляет знакопеременный вращащий момент, возникающий в первые периоды времени после включения возбужденной машины в сеть. Наибольшее значение этого момента равно:

,

т. е. оно тем меньше, чем больше противление сети Х_с и чем меньше разница между Х^”_d и Х^”_q. Поэтому тургенераторы с массивным ротором и явнополюсные машины с демпферными обмотками по обеим осям на роторе подвергаются меньшему воздействию знакопеременных моментов вращения, чем явнополюсные машины без демпферных обмоток. В общем случае Х_с0, поэтому в момент включения невозбужденной синхронной машины в сеть она подвергается меньшему воздействию вращающих моментов, чем при трехфазном КЗ, в то время как в случае ошибочного включения возбужденной машины в сеть вращающие моменты могут в несколько раз превышать моменты при трехфазном КЗ.

Моменты, возникающие в машине при самосинхронизации, с одной стороны воспринимаются конструктивными элементами, которые крепят активную сталь к корпусу и корпус статора к фундаменту, а с другой — передаются на вал первичного двигателя. Момент, воспринимаемый первичным двигателем, приближенно равен отношению его момента инерции к моменту инерции всего агрегата. Это отношение у гидрогенераторов меньше, чем у турбогенераторов, и составляет 0,05 — 0,1.

В установившемся асинхронном режиме при постоянном скольжении машины момент состоит из знакопеременных составляющих, изменяющихся с двойной частотой скольжения, и постоянных составляющих. Знакопеременные составляющие момента оказывают влияние на вхождение машины в синхронизм только при малых скольжениях (s1,0 %), а при больших скольжениях работа, обусловленная этими составляющими, практически равна нулю. При синхронной частоте вращения (s=0) эти составляющие превращаются в реактивную составляющую вращающего момента, обусловленную явнополюсностью машины (X_dX_q):

,

где ₀ — фаза включения.

Постоянная составляющая момента определяет средний асинхронный вращающий момент

,

который оказывает основное влияние на процесс вхождения генератора в синхронизм; при синхронной частоте вращения этот момент становится равным нулю. Чем больше средний асинхронный вращающий момент, тем легче машина, включаемая в сеть с некоторым скольжением, приближается к синхронной частоте вращения. Далее за счет реактивного момента и синхронного момента, обусловленного возбуждением,

,

где — угол между векторами E_q и U_с, машина втягивается в синхронизм.

Наибольший асинхронный момент воздействует на турбогенераторы, имеющие массивный ротор, а наименьший — на гидрогенераторы без демпферных обмоток. Турбогенераторы даже при включении с большими скольжениями (15 — 20%) входят в синхронизм за 2 — 3 с.

Преимуществами метода самосинхронизации являются:

значительное упрощение операции включения, которое позволяет применить несложную систему автоматизации процесса;

быстрое включение машины в сеть, что особенно важно при аварии в системе;

возможность включения машин во время глубоких снижений напряжения и частоты сети, имеющих место при авариях в системе; отсутствие опасности повреждения машины.

Понижение напряжения, возникающее при включении невозбужденной машины в сеть, может быть значительным, если мощность включаемой машины соизмерима с мощностью системы или превосходит ее. Тем не менее, этот факт не может служить препятствием для включения машин методом само синхронизации, так как напряжение быстро восстанавливается (примерно через 1—2 с).

В настоящее время для машин мощностью до 3000 кВт включительно самосинхронизация является основным способом включения на параллельную работу. Возможность использования этого способа для включения машин мощ­ностью более 3000 кВт ограничена допускаемым значением электродинамических сил в обмотке статора.

Включение машин с косвенным охлаждением методом самосинхронизации рекомендуется в тех случаях, когда переходная составляющая тока статора в момент включения не превосходит 3,5-кратного значения номинального тока статора. Этому условию удовлетворяют практически все гидрогенераторы и турбогенераторы с косвенным охлаждением, работающие по схеме блока с повышающими трансформаторами.

Включение методом самосинхронизации генераторов с непосредственным охлаждением обмоток допускается только в аварийных условиях. При работе нескольких генераторов на шины генераторного напряжения способ самосинхронизации не всегда применим; он допускается только в тех случаях, когда выполняется требование: I_п0 3,5I_ном.

В аварийных случаях методом самосинхронизации допускается включать все машины независимо от кратности тока включения и способа их охлаждения.

 

Лекция 7.ГЛАВНЫЕ СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ СТАНЦИЙ И ПОДСТАНЦИЙ.

Структурная схема электрической части станции задает распределение генераторов между РУ различных напряжений, определяет электромагнитные связи (трансформаторные или автотрансформаторные) между РУ и состав блоков генератор — трансформатор. Выбор структурной схемы основывается на сравнении возможных вариантов по технико-экономическим критериям, и лишь в простейших случаях (подстанция с двумя напряжениями, ГЭС с двумя агрегатами и т. п.) составление структурной схемы приводит к однозначному, чаще всего типовому, решению.

Каждый вариант структурной схемы представляет собой технически возможное решение, для которого выбираются трансформаторы и оцениваются приведенные затраты. Вариант с наименьшими приведенными затратами принимается для дальнейшей проработки схем РУ. Если несколько вариантов попадают в зону неопределенности по приведенным затратам, с учетом капиталовложений, издержек и стоимости потерь, то наилучший вариант выбирается с помощью комплексной оценки качества. Возможно также решение о дальнейшей разработке двух-трех вариантов структурной схемы до вариантов главной схемы электрических соединений.

При составлении структурной схемы станции (подстанции) расчеты токов КЗ не производятся, выключатели выбираются только по номинальным напряжениям и максимальным токам ячеек трансформаторов и автотрансформаторов.

На рис. 7.1 приведены схемы блоков генератор — трансформатор. Укрупнение блоков экономически целесообразно. Однако мощность блока не должна превышать допустимой по условиям устойчивости и резервирования в системе.

Рис. 7.1. Схемы блоков генератор – трансформатор: а – единичный без генераторного выключателя; б – единичный с генераторным выключателем; в – объединенный; г – укрупненный; д,е – сдвоенные.

 

Применение генераторных выключателей снижает число коммутаций в РУ повышенного напряжения и РУСН и повышает надежность работы РУ за счет локализации отказов генератора и турбины. Генераторный выключатель повышает в целом надежность блока, так как упрощает эксплуатацию и позволяет пускать и останавливать блок без переключений СН на резервный трансформатор. С другой стороны, наличие генераторного выключателя как дополнительного элемента понижает безотказность самого блока. Кроме того, для блоков мощностью свыше 500 МВт генераторные выключатели не выпускаются. Для блоков 800 МВт и более освоен выпуск выключателей нагрузки КАГ (комплекс аппаратный генераторный), которые предназначены для включения и отключения генератора, но не позволяют отключать токи КЗ.

В объединенных и укрупненных блоках и блоках с автотрансформаторами генераторные выключатели ставятся всегда, как и в единичных блоках пиковых электростанций. Генераторные выключатели необходимы также в единичных блоках, если РУ выполняется по схеме многоугольника, схеме ³/2 или ⁴/з.

Структурные схемы электростанций с мощными блоками показаны на рис. 7.2. Схема а применяется в том случае, когда имеется одно повышенное напряжение. При использовании схемы б мощность блоков, присоединенных к РУ среднего напряжения, должна быть равна мощности, выдаваемой в сеть среднего напряжения. Схема в составлена так, чтобы в РУ среднего напряжения был избыток генерирующей мощности, так как при автотрансформаторной связи передача мощности со стороны высшего в сторону среднего напряжения недопустима по условию загрузки общей обмотки при номинальной нагрузке третичной обмотки. Схема г применяется при небольшой доле мощности, выдаваемой на среднем напряжении. Если сеть среднего напряжения имеет незаземленную или компенсированную

Рис. 7.2. Структурные схемы электростанций с мощными блоками.

 

нейтраль, то вместо автотрансформаторов в схемах б и в устанавливаются трехобмоточные трансформаторы.

Структурные схемы ТЭЦ приведены на рис. 7.3.

Рис. 7.3. Структурные схемы ТЭЦ

 

 

Если мощность местной нагрузки б—10 кВ не менее 50 % установленной мощности, а мощность агрегатов 30—60 МВт, то целесообразны схемы а, б. При наличии местной нагрузки на двух напряжениях применяются схемы виг. Если мощность местной нагрузки менее 30 % установленной мощности генераторов ТЭЦ, то применяются схемы д и е. Номинальное напряжение современных генераторов теплофикационных блоков мощностью более 100 МВт—13,8—18 кВ, и, следовательно, местная нагрузка 6—10 кВ может быть присоединена к этим блокам только через понижающий трансформатор, включенный между генераторным выключателем и блочным трансформатором.

Типовые структурные схемы районных подстанций с тремя или двумя напряжениями приведены на рис. 7.4. На этих подстанциях устанавливается, как правило, два трансформатора. Структурные схемы узловых подстанций энергосистем составляются на основе оценки направлений и значений

Рис. 7.4 .Типовые структурные схемы районных подстанций.

 

мощностей в узле при различных режимах и требования надежной связи между сетями при повреждениях трансформаторов и секций шин.

Выбор трансформаторов. Выбор трансформаторов заключается в определении их числа, типа и номинальной мощности. Рекомендуется применять трехфазные трансформаторы. В тех случаях, когда невозможно изготовление трехфазных трансформаторов очень большой мощности или имеются ограничения при транспортировке (железная дорога, горные условия и др.), допускается применение групп из двух трехфазных или трех однофазных трансформаторов.

Резервный однофазный трансформатор предусматривается один на девять устанавливаемых однофазных единиц. При установке одной группы однофазных автотрансформаторов для связи между РУ среднего и высшего напряжений возможно обоснование резервной фазы по условиям обеспечения надежной работы сети. Резервная фаза подключается вместо ремонтируемой путем перекатки и перестановки.

Все трехобмоточные трансформаторы и автотрансформаторы, а также двухобмоточные трансформаторы подстанций и станций (кроме блочных) должны иметь встроенные устройства регулирования напряжения под нагрузкой (РПН).

Выбор номинальной мощности трансформатора производится с учетом его перегрузочной способности:

S_нS_расч/К_П

где S_H— номинальная мощность трансформатора; S_расч— расчетная мощность, т. е. такая максимальная длительная нагрузка, которую должен выдерживать трансформатор; Кп— допустимый коэффициент перегрузки для данного типа трансформатора в заданных условиях, определяемых по ГОСТ.

При определении S_расч принимается во внимание нагрузка на пятый год, если считать с момента ввода сооружения станции, причем учитывается перспектива дальнейшего развития станции на 5—10 лет вперед.

При блочной схеме соединения генератора с трансформатором, последний должен обеспечивать выдачу мощности генератора в сеть повышенного напряжения.

Если генератор без местной нагрузки включается в блок с повышающим автотрансформатором, то расчетная мощность последнего определяется максимальной нагрузкой третичной обмотки, к которой присоединен генератор:

,

где - коэффициент типовой мощности автотрансформатора (U_B ,U_C — номинальные высшее и среднее напряжения; S_тип — типовая мощность автотрансформатора).

После выбора номинальной мощности автотрансформатора проверяется возможность передачи через него максимальной мощности из РУ среднего в РУ высшего напряжения. Если такой режим нагрузки оказывается недопустимым, то изменяют или число блоков, присоединенных к РУ среднего напряжения, или число автотрансформаторов.

Если суточный график нагрузки генератора, а следовательно, и блочного трансформатора имеет заметно выраженное понижение мощности в ночное время, то при выборе номинальной мощности трансформатора можно учесть его способность к систематическим перегрузкам в дневное время без сокращения срока службы, т. е.

S_номS_расч /K_п.сист

где К_п.сист — допустимый коэффициент систематических перегрузок, который определяется по графикам нагрузочной способности трансформаторов (мощностью до 250 MB • А включительно) согласно ГОСТ.

На ГЭС расчетные нагрузки обычно имеют место в период паводка. Поскольку в это время ГЭС переходят в базовый режим и графики нагрузок блоков становятся ровными, то при выборе номинальной мощности блочных трансформаторов перегрузочная способность не учитывается.

Расчетная мощность автотрансформаторов связи, включенных между РУ высшего и среднего напряжения, определяется на основе анализа перетоков мощности между этими РУ в нормальном и аварийном режимах. В частности, необходимо рассматривать отключение одного из блоков, присоединенных к РУ среднего напряжения. При выборе числа автотрансформаторов связи учитывается, во-первых, требуемая надежность электроснабжения потребителей сети среднего напряжения, а, во-вторых, — допустимость изолированной работы блоков на РУ среднего напряжения. Если нарушение связи между РУ высшего и среднего напряжений влечет за собой недоотпуск электроэнергии потребителям или окажется, что минимальная нагрузка сети среднего напряжения ниже технологического минимума мощности отделившихся блоков, то предусматриваются два автотрансформатора связи.

Для трансформаторов, связывающих РУ генераторного и повышенного напряжений ТЭЦ, составляются и анализируются предполагаемые графики нагрузки трансформаторов связи; в нормальном режиме (зимой и летом); при отключении одного из работающих генераторов; при необходимости мобилизации вращающегося резерва, когда мощность генераторов ТЭЦ увеличивается до номинальной.

Мощность, передаваемая через трансформаторы связи, в общем случае (при разных коэффициентах мощности генераторов, местной нагрузки и собственных нужд)

,

где P_Г, Q_Г—суммарная активная и реактивная мощности генераторов, присоединенных к РУ генераторного напряжения.

Руководствуясь требованиями надежности тепло- и электроснабжения местного потребителя, на ТЭЦ, как правило, предусматривают два трансформатора связи с системой. При выборе номинальной мощности трансформаторов связи учет их нагрузочной способности зависит от режима, определившего расчетную (наибольшую) мощность. Если вероятность расчетного режима достаточно велика (плановое или аварийное отключение одного генератора на станции, аварийная ситуация в системе), то при выборе номинальной мощности можно допускать лишь перегрузку без сокращения срока службы, т. е. использовать коэффициент К_п.сист В тех случаях, когда расчетный режим маловероятен (отказ одного из трансформаторов связи), при выборе S_ном используется коэффициент допустимой аварийной перегрузки K_п.ав.

Число трансформаторов на подстанциях выбирается в зависимости от мощности и ответственности потребителей, а также наличия резервных источников питания в сетях среднего и низшего напряжений.

Установка одного трансформатора возможна в следующих случаях:

от подстанции питаются неответственные приемники, причем на случай отказа трансформатора предусмотрен централизованный трансформаторный резерв с возможностью замены поврежденного трансформатора в течение суток, не более;

для резервирования питания потребителей первой и второй категорий в сетях среднего и низшего напряжений имеются вторые источники питания, причем для потребителей первой категории обеспечен автоматический ввод резерва.

Так как большей частью от подстанций питаются потребители всех трех категорий и питание от системы подводится лишь со стороны высшего напряжения, то по условию надежности требуется установка двух трансформаторов. На очень мощных узловых подстанциях может оказаться экономически целесообразной установка трех-четырех трансформаторов (ав­тотрансформаторов) .

На однотрансформаторных подстанциях номинальная мощность трансформатора выбирается с учетом возможности систематических перегрузок:

S_расч=P_max/cosS_ном K_п.сист,

где Р_max — максимальная нагрузка наиболее загруженной обмотки трансформатора, ожидаемая на 5-й год с момента ввода первого трансформатора.

При установке на подстанции N_T трансформаторов (N_T >1) расчетным режимом является отказ одного из трансформаторов, когда оставшиеся в работе с учетом их аварийной перегрузки должны передать всю необходимую мощность:

.

При проектировании принимается К_п.ав=1,4 (ГОСТ). Такая перегрузка допустима в течение не более 5 суток при условии, что коэффициент начальной нагрузки не более 0,93, а длительность максимума нагрузки не более 6 ч в сутки.

Выбор генераторов. Турбогенераторы для ТЭС и АЭС выпускаются номинальной мощностью 2,5; 4,0; 6,0; 12; 30; 50; 60(63); 100; 150(160); 200; 220; 300; 500; 800; 1200 МВт. Выбор номинальной мощности агрегатов станций осуществляется еще на стадии ТЭД, число и мощность генераторов входят в задание на проектирование. В ходе рабочего проектирования могут лишь уточняться номинальное напряжение и исполнение машины (система охлаждения, системы возбуждения и завод-изготовитель).

Гидрогенераторы выпускаются на номинальные мощности от 8 до 750 МВт в вертикальном и горизонтальном исполнении. Для средних и крупных ГЭС гидрогенераторы выполняются заводом-изготовителем по индивидуальному заказу. На ГАЭС наряду с гидрогенераторами применяются синхронные двигатели и обратимые машины как серийного, так и индивидуального изготовления, мощностью от единиц до сотен мегаватт. По сравнению с турбогенераторами гидрогенераторы являются тихоходными машинами. Частота вращения их n_ном выбирается от 50 до 500 об/мин в зависимости от частоты вращения гидротурбин. Номинальная мощность генератора Р_ном определяется (в киловаттах) по мощности турбины N_турб:

P_ном=N_{турб Г},

где _Г — КПД генератора.

Полная номинальная мощность (в киловольт-амперах)

S_ном=P_ном/cos_ном,,

где cos _ном— номинальный коэффициент мощности, задаваемый на стадии ТЭД.

По значениям величин S_ном, P_ном и n_ном выбирается прототип из числа выпускавшихся ранее гидрогенераторов (по каталогам заводов-изготовителей и справочникам).

Если значения S_ном, P_ном и n_ном совпадают со значениями S_ном^’, P_ном^’ и n_ном^’ для прототипа, то этот тип генератора и выбирается для установки на ГЭС.

Если удается подобрать прототип, у которого частота вращения равна заданной, а мощность отличается от заданной не более чем на 10—15 %, то заказывается генератор с диаметром расточка статора, равным диаметру у прототипа, и высотой активной стали

l_t=l^’_sS_ном/S^’_ном,

где l^’_t— высота активной стали у генератора-прототипа.

Если удается подобрать прототип, у которого не равны, но близки значения (отличаются не более чем на 10%), n_ном и n^’ _ном, S_ном и S^’_ном, товысота активной стали принимается равной

.

При отсутствии прототипа, близкого по заданным параметрам S_ном и n_ном, необходимы специальный расчет главных размеров синхронной машины и составление задания на ее проектирование в КБ завода-изготовителя.

Номинальные напряжения синхронных генераторов принимаются .равными: при мощности до 50 МВт — 6,3; 10,5 кВ; 100—150 МВт—10,5; 15,75; 18 кВ; 200 МВт—15,75; 20 кВ; 200—500 МВт —20; 21; 24 кВ; 800—1000 МВт —24; 27 кВ; 1200 МВт —24 кВ.

Режимы нейтралей в схемах электростанций. Как известно, режим нейтралей в схемах энергоустановок определяется классом напряжения и уровнем тока замыкания фазы на землю.

В блочных трансформаторах , соединенных с РУ 330 кВ и более, нейтрали заземляются обычно без промежуточных элементов, т.е. глухо.

В блочных трансформаторах, соединенных с РУ 110 – 220 кВ нейтрали часто заземлены, но иногда для уменьшения больших токов однофазного замыкании у части блочных трансформаторов они могут разземляться с соблюдением условия К_з1,4.

У автотрансформаторов (на станциях это обычно автотрансформаторы связи) нейтрали всегда заземлены по условию эксплуатации автотрансформаторов.

Если на электростанции имеется РУ 35 кВ, то применяются двухобмоточные или трехобмоточные (в зависимости от числа РУ) трансформаторы связи. На стороне 35 кВ они работают с режимом изолированной или компенсированной нейтрали (в зависимости от уровня тока замыкания на землю), а на стороне 110 – 220 кВ – с режимом заземлённой нейтрали.

Все генераторы электростанций работают с изолированным режимом нейтрали.

В системе питания собственных нужд тепловых станций 6 кВ используется изолированный режим нейтрали. В системе питания собственных нужд 0,4 кВ используется четырехпроводная сеть с глухим заземлением нейтрали.

 

Лекция 8.СХЕМЫ ПИТАНИЯ СОБСТВЕННЫХ НУЖД СТАНЦИЙ И ПОДСТАНЦИЙ.

Для своей работы электростанция потребляет часть электроэнергии, чтобы обеспечить работу механизмов обеспечивающих ее функционирование. Эти механизмы называются механизмами собственных нужд, а система питания двигателей, приводящие эти механизмы в действие, называется системой питания собственных нужд. Набор механизмов собственных нужд и схема их питания имеет особенности в зависимости от типа станции.

Основные требования и источники электроснабжения ТЭС.

При рассмотрении технологических схем КЭС и ТЭЦ следует иметь в виду, что производство тепловой и электрической энергии полностью механизировано. Большое количество механизмов обеспечивает работу основных агрегатов электростанции — питательных насосов, дутьевых вентиляторов, дымососов, конденсатных насосов, дробилок, мельниц, циркуляционных насосов и др.

Для привода большинства рабочих механизмов используют трехфазные асинхронные электродвигатели с короткозамкнутым ротором. Для очень мощных механизмов могут использоваться синхронные электродвигатели. Для механизмов, требующих регулирования частоты вращения, применяют электродвигатели постоянного тока или асинхронные двигатели с преобразователями частоты.

Нормальная работа электростанции возможна только при надежной работе всех механизмов с.н., что возможно лишь при их надежном электроснабжении. Потребители с. н. относятся к потребителям I категории.

Основными напряжениями, применяемыми в настоящее время в системе с.н., являются 6 кВ (для электродвигателей мощностью более 200 кВт) и 0,38/0,22 кВ для остальных электродвигателей и освещения.

Если на электростанции (ТЭЦ) предусматривается ГРУ 6—10 кВ, то распределительное устройство собственных нужд (РУСН) получает питание непосредственно с шин ГРУ реактированными линиями или через понижающий трансформатор с.н.

Если генераторы электростанции соединены в энергоблоки (КЭС) , то питание с. н. осуществляется отпайкой от энергоблока.

С увеличением мощности энергоблоков растет потребление на собственные нужды, следовательно, увеличивается и мощность трансформатора с.н. Чем больше мощность, тем больше токи КЗ в системе с.н., тем тяжелее установленное оборудование. Для ограничения токов КЗ можно применять трансформаторы с повышенным напряжением КЗ или трансформаторы с расщепленными обмотками 6 кВ, которые применяются при мощности трансформаторов 25 MB-А и более. Кроме рабочих источников с.н., должны предусматриваться резервные источники питания. Такими источниками могут быть трансформаторы, присоединенные к шинам повышенного напряжения, имеющим связь с энергосистемой. Даже при отключении всех генераторов электростанции питание с. н. будет осуществляться от энергосистемы. На тот редкий случай, когда авария на электростанции совпадает с аварией в энергосистеме и напряжение с. н. не может быть подано от резервного трансформатора, для наиболее ответственных потребителей, которые обеспечивают сохранность оборудования в работоспособном состоянии (масляные насосы смазки, уплотнений вала, валоповоротные устройства и др.), предусматриваются аккумуляторные батареи и дизель-генераторы. На ряде зарубежных электростанций в качестве аварийных источников питания с. н. установлены газовые турбины, которые подхватывают питание с.н. энергоблока при снижении частоты в энергосистеме.

Выбор мощности рабочих трансформаторов с.н. производится с учетом числа и мощности потребителей с. н. Точный перечень всех потребителей определяется при реальном проектировании после разработки тепломеханической части электростанции и всех ее вспомогательных устройств.

Схемы собственных нужд КЭС

Рабочие трансформаторы с. н. блочных ТЭС присоединяются отпайкой от энергоблока. Мощность этих трансформаторов определяется по формуле , где P_СНmax подсчитывается в зависимости от установленной мощности энергоблока, а ; k_ОДН и k_З – коэффициенты одновременности и запаса; _СР и cos_СР – средние к.п.д. и cos. На электростанциях с энергоблоками 300 МВт и более часть мощных механизмов с. н. (питательные насосы, дутьевые вентиляторы) может иметь турбопривод. Это значительно снижает расход электроэнергии на с.н.

Распределительное устройство с.н. выполняется с одной секционированной системой шин.

Количество секций 6—10 кВ для блочных ТЭС принимается по две на каждый энергоблок (при мощности энергоблока более 160 МВт).

Каждая секция или секции попарно присоединяются к рабочему трансформатору с. н.

На рис.8.1 приведена схема питания с.н. части блочной КЭС с тремя энергоблоками по 300 МВт. Трансформаторы с.н. Т1, Т2, ТЗ питают секции 6 кВ соответственно первого энергоблока 1ВА, 1ВВ, второго 2ВА, 2ВВ и третьего ЗВА, ЗВВ. К этим секциям присоединяются электродвигатели 6 кВ турбинного и котельного отделений, общестанционная нагрузка (о. с. н.) и трансформаторы 6/0,4 кВ.

Резервное питание секций с.н. осуществляется от резервных магистралей, связанных с пускорезервными трансформаторами с.н. (Т4 на рис. 8.1).

Резервные магистрали для увеличения гибкости и надежности секционируются выключателями через каждые два-три энергоблока.

Число резервных трансформаторов с.н. на блочных ТЭС без генераторных выключателей принимается: один — при двух блоках, два — при числе энергоблоков от трех до шести. При большем числе энергоблоков предусматривается третий резервный трансформатор генераторного напряжения, не присоединенный к источнику питания, но установленный на электростанции и готовый к замене любого рабочего трансформатора с. н.

Если в схемах энергоблоков установлены генераторные выключатели, то число резервных трансформаторов принимается по одному резервному на каждые четыре блока. При шести и более блоках предусматривается дополнительный резервный трансформатор генераторного напряжения, не присоединенный к источнику, но готовый к замене любого рабочего трансформатора с.н.

Если часть энергоблоков с выключателями, а часть без выключателей, то число резервных трансформаторов с.н. выбирается по первому условию. Резервные трансформаторы с. н. должны присоединяться к сборным шинам повышенного напряжения, которые имеют связь с энергосистемой по линиям ВН (на случай аварийного отключения всех генераторов электростанции). Это требова ние трудно выполнить, если связь с энергосистемой осуществляется по линиям 500 — 750 кВ. В этом случае резервные ТСН присоединяются к шинам среднего напряжения (110, 220 кВ) при условии, что они связаны через автотрансформатор с шинами ВН.

Допускается также резервный ТСН присоединять к обмотке НН автотрансформатора, если обеспечиваются допустимые колебания напряжения на шинах РУСН при регулировании напряжения автотрансформатора и условия самозапуска электродвигателей.

Мощность каждого резервного трансформатора с. н. на блочных электростанциях без генераторных выключателей должна обеспечить замену рабочего трансформатора одного энергоблока и одновременный пуск или аварийный останов второго энергоблока. Если точный перечень потребителей с.н. в таком режиме неизвестен, то мощность резервного трансформатора с. н. выбирается на ступень больше, чем рабочего. Если в схемах энергоблоков установлены генераторные выключатели, то мощность резервных трансформаторов принимается равной мощности рабочих трансформаторов. В любом случае мощность резервных трансформаторов должна быть проверена по условиям самозапуска.

Многочисленные потребители с.н. напряжением 0,4 кВ (на один энергоблок 300 МВт приходится более 600 электродвигателей 0,4 кВ) присоединяются к секциям 0,4 кВ, получающим питание от трансформаторов 6—10/0,4 кВ. Расход на с.н. 0,4 кВ приблизительно можно принять равным 10% общего расхода.

Рис. 8.1 Схема электроснабжения с.н. КЭС (три блока). Секции 0.4 кВ показаны только для первого энергоблока.

 

Трансформаторы 6/0,4 кВ устанавливаются, по возможности, в центрах нагрузки: в котельном и турбинном отделениях, на топливном складе, в объединенном вспомогательном корпусе, на ОРУ, в компрессорной и т.д. Трансформаторы мощностью более 1000 кВ • А не применяются, так как их применение приводит к значительному увеличению тока КЗ в сети 0,4 кВ из-за низкого сопротивления трансформатора большей мощности. Сборные шины 0,4 кВ секционируются для повышения надежности питания. Каждая секция обеспечивается рабочим и резервным питанием, включаемым автоматически.

На рис.8.1 показано питание секций с. н. 0,4 кВ одного энергоблока, расположенных в главном корпусе. Потребители 0,4 кВ первого энергоблока и часть общестанционной нагрузки получают питание от секций 1С А, 1СВ, 1С С, 1CD. Наиболее ответственные потребители присоединены на полусекции 1С А и 1СВ, отделяемые автоматическими выключателями от остальной части этих же секций. Резервный трансформатор 6/0,4 кВ присоединен к секции ЗВА третьего энергоблока.

Потребители 0,4 кВ второго энергоблока присоединяются к секциям 2СА, 2СВ, 2СС, 2CD, а третьего — к секциям ЗСА, ЗСВ. ЗСС, 3CD (на рис. 5.24 эти секции не показаны). Резервный транс форматор для последних секций присоединен к секции 6 кВ 2ВВ второго энергоблока.

Для поддержания необходимого уровня напряжения на шинах с.н. трансформаторы имеют РПН. Схема соединения обмоток рабочих и резервных трансформаторов выбирается таким образом, чтобы возможно было их кратковременное параллельное включение в моменты перехода с рабочего на резервное питание и наоборот.

Применение трансформаторов с расщепленной обмоткой и раздельная работа секций 6 кВ приводят к ограничению тока КЗ до такого значения, которое позволяет применить ячейки комплектного распределительного устройства (для энергоблоков 500 МВт и больше). При необходимости ограничения тока КЗ на стороне 0,4 кВ на вводах к некоторым сборкам устанавливаются реакторы.

Схемы собственных нужд ТЭЦ

Рабочие трансформаторы с.н. неблочной части ТЭЦ присоединяются к шинам генераторного напряжения. Число секций с.н. 6 кВ выбирается равным числу котлов. В некоторых случаях выделяют секции для питания общестанционных потребителей.

Мощность рабочих ТСН выбирают по условию

,

где S_С..Н.— мощность с.н. по формуле в предыдущем разделе неблочной части ТЭЦ; n — число секций 6 кВ в неблочной части ТЭЦ.

Мощность ТСН и количество секций с. н. в блочной части ТЭЦ выбираются так же, как и для КЭС.

Резервный ТСН присоединяется к шинам ГРУ (при схеме с двумя системами шин) или отпайкой к трансформатору связи (при схеме с одной системой шин).

На рис.8.2, а показано присоединение рабочего и резервного трансформаторов с. н. к двойной системе шин ГРУ: рабочий трансформатор Т2 присоединен к первой системе шин К1, а резервный РТ — ко второй системе шин К2. Шиносоединительный выключатель нормально включен, трансформатор связи присоединен к шинам К2. При повреждении в рабочем трансформаторе 72 отключаются Q2, Q3 и автоматически включаются Q6, Q4. При повреждении на рабочей системе шин К1 отключаются Q1, QK и Q3. Напряжение на резервной системе шин К2 сохраняется благодаря трансформатору связи, соединенному с шинами ВН, поэтому автоматически включаются Q6, Q4, восстанавливая питание секции с. н.

На рис. 8.2, б показано присоединение рабочего и резервного трансформаторов с. н. к ГРУ с одной системой шин. При аварии в ТСН

 

Рис. 8.2. Схемы резервирования с.н. ТЭЦ:

а – от шин ГРУ; б – отпайкой от трансформатора связи

отключаются Q2, Q3 и автоматически включаются Q6, Q4. подавая питание от резервного трансформатора РТ. При аварии на шинах ГРУ отключаются Q1, Q7, затем защитой минимального напряжения — Q3, после чего автоматически включаются Q6. Q4, восстанавливая питание с. н. от шин ВН через трансформатор связи Т1 и резервный РТ.

Обычно к одной секции ГРУ присоединяется один трансформатор с. н. или одна реактированная линия с. н. В этом случае мощность резервного источника должна быть не меньше любого из рабочих.

Если к одной секций ГРУ присоединены два рабочих источника с.н., то мощность резервного трансформатора или резервной линии выбирается на 50% больше наиболее мощного рабочего источника.

На блочных ТЭЦ резервный трансформатор должен обеспечить замену наиболее крупного рабочего источника и одновременно пуск или аварийный останов одного котла или турбины. Если в блоках генератор — трансформатор установлен выключатель, то резервный трансформатор выбирается такой же мощности, как и рабочий. Мощность резервного трансформатора проверяется по условиям самозапуска.

На ТЭЦ неблочного типа (с поперечными связями по пару) выбирается один резервный источник 6 кВ на каждые шесть рабочих трансформаторов или линий. На блочных ТЭЦ число резервных трансформаторов выбирается так же, как и на КЭС.

Схемы питания с. н. 0,4 кВ строятся по такому же принципу, как и на КЭС. Мощность с. н. 0,4 кВ ТЭЦ можно принять равной 15% общей мощности с.н.

Схемы электроснабжения собственных нужд ГЭС

Технологический процесс получения электроэнергии на ГЭС значительно проще, чем на тепловых и атомных электростанциях, поэтому требует значительно меньшего числа механизмов с. н.

Подсчет нагрузок с. н. ГЭС ведется конкретно для каждого проекта, так как эти нагрузки зависят не только от мощности установленных агрегатов, но и от типа электростанции (приплотин-ная, деривационная, водосливная и др.).

В отличие от тепловых электростанций на ГЭС отсутствуют крупные электродвигатели напряжением 6 кВ, поэтому распределение электроэнергии осуществляется на напряжении 0,4 кВ. Питание с. н. производится от трансформаторов, присоединенных к:

токопроводам генератор — трансформатор без выключателя со стороны генераторного напряжения;

шинам генераторного напряжения;

выводам НН автотрансформатора связи;

местной подстанции.

Целесообразность установки отдельных трансформаторов, присоединенных к РУ 220 кВ и более, должна быть обоснована.

Потребители с. н. ГЭС делятся на агрегатные (маслонасосы МНУ, насосы откачки воды с крышки турбины, охлаждение главных трансформаторов и др.) и общестанционные (насосы технического водоснабжения, насосы откачки воды из отсасыва­ющих труб, дренажные и пожарные насосы, отопление, освещение, вентиляция, подъемные механизмы и др.).

Часть этих потребителей являются ответственными (техническое водоснабжение, маслоохладители трансформаторов, маслонасосы МНУ, система пожаротушения, механизмы закрытия затворов напорных трубопроводов). Нарушение электроснабжения этих потребителей с.н. может привести к повреждению или отключению гидроагрегата, снижению выработки электроэнергии, разрушению гидротехнических сооружений. Такие потребители должны быть обеспечены надежным питанием от двух независимых источников.

На рис. 8.3 приведен пример схемы питания с. н. мощной ГЭС.

Агрегатные с. н. питаются от отдельных секций 0,4 кВ. Часть потребителей общестанционных с. н. может быть значительно удалена от здания ГЭС, поэтому возникает необходимость распределения электроэнергии на более высоком напряжении (3,6 или 10 кВ). В этом случае предусматриваются главные трансформаторы с. н. Т1, Т2 и агрегатные Т5— Т8. Трансформаторы Т9— Т12 служат для питания общестанционных нагрузок. Резервное питание секций 6 кВ осуществляется от местной подстанции, оставшейся после строительства ГЭС.

Рис. 8.3. Схема питания с.н. мощной ГЭС с общими питающими трансформаторами

Резервирование агрегатных с. н. осуществляется от резервных трансформаторов ТЗ, Т4. Ответственные потребители с.н., отключение которых может привести к отключению гидроагрегата или снижению его нагрузки, присоединяются к разным секциям с.н.

Мощность трансформаторов агрегатных с. н. выбирается по суммарной нагрузке с. н. соответствующих агрегатов. Главные трансформаторы (Т1, Т2) выбираются с учетом взаимного резервирования и с возможностью их аварийной перегрузки.

При большом числе и значительной единичной мощности агрегатов находит применение схема раздельного питания агрегатных и общестанционных потребителей. Агрегатные сборки 0,4 кВ получают питание от индивидуальных трансформаторов, присоединенных отпайкой к энергоблоку. Резервирование их осуществляется от трансформаторов, присоединенных к РУ с.н. 6—10 кВ, которое получает питание от автотрансформаторов связи между РУ ВН и РУ СН.

Система собственных нужд подстанций.

Приемниками энергии системы СН подстанций являются: электродвигатели системы охлаждения трансформаторов и синхронных компенсаторов; устройства обогрева масляных выключателей и шкафов с установленными в них электри­ческими аппаратами и приборами; электродвигатели компрессоров, снабжающих воздухом воздушные выключатели и пневматические приводы: электрическое отопление и освещение; система пожаротушения. Наиболее ответственными приемниками электроэнергии системы СН являются приемники систем управления, телемеханики и связи, электроснабжение которых может быть осуществлено или от сети переменного тока через стабилизаторы и выпрямители, или от независимого источника энергии — аккумуляторной батареи. В последнем случае должны быть предусмотрены преобразователи для заряда батареи.

Для электроснабжения потребителей системы СН подстанций предусматривают трансформаторы с вторичным напряжением 380/220 В. Они могут быть присоединены к сборным шинам РУ 6—10 кВ. Однако такая схема обладает недостатком, который заключается в нарушении электроснабжения системы СН при повреждениях в РУ. Поэтому трансформаторы СН предпочитают присоединять к выводам низшего напряжения главных трансформаторов — на участках между трансформатором и выключателем.

Лекция 9. ТЕРМИЧЕСКОЕ ДЕЙСТВИЕ ТОКОВ В СХЕМАХ ЭНЕРГОУСТАНОВОК.

Нагрев токоведущих частей и уравнение теплового баланса. При работе токоведущих частей выделяют продолжительный и кратковременный режимы нагрева. Оборудование электростанций и подстанций в нормальных условиях работает в продолжительном режиме, а при коротких замыканиях в кратковременном режиме нагрева.

Процесс нагрева проводников в этих режимах можно описать с помощью уравнения теплового баланса. Составим это уравнение.

Пусть по длинному проводнику, имеющему сопротивление R, удельную теплоёмкость c, массу m и помещенному во внешнюю среду с температурой _ср протекает ток I. Для малого интервала времени dt можно составить уравнение теплового баланса:

. (1)

Здесь левая часть уравнения определяет тепло, которое выделилось в проводнике за время dt, первый член правой части определяет тепло расходованное на повышение температуры проводника на d градусов за время dt. Второй член правой части определяет тепло выделившееся в окружающую среду за время dt при условии, что k – коэффициент теплоотдачи, учитывающий все её виды (теплопроводность, конвекция, излучение), F – поверхность проводника, а – температура проводника.

 

Продолжительный режим нагрева – это режим с постоянной нагрузкой в течение неограниченного времени, когда проводник или аппарат находится в установившемся тепловом состоянии, достигая неизменной температуры.

Каждый проводник и изоляционный материал имеют допустимые температуры в продолжительном режиме _доп.дл. Например, изоляция в зависимости от класса имеет следующие допустимые температуры:

класс	У	А	Е	В	Р	Н	G
доп.дл ,0С							>180

Для неизолированных медных и алюминиевых проводников длительно допустимая температура 70^оС.

Уравнение теплового баланса в продолжительном режиме примет вид:

. (2), т.к. при некоторой установившейся температуре проводника _уст его температура не изменяется и, следовательно, d=0. На основании (2) можно получить связь между током в проводнике I в установившемся режиме и его температурой _уст:

.(3)

Номинальным называют длительно допустимый ток проводника, при котором проводник достигает длительно допустимой температуры _доп.дл при стандартизированной температуре окружающей среды _ср.ст.

 

Среда	СТАНДАРТИЗИРОВАННАЯ ТЕМПЕРАТУРА ср.ст,оС
Воздух для проводников	+25
Воздух для аппаратов	+35
Земля	+15
Вода	+15

На основании (3) можно получить выражение для I_ном:

. (4)

Если температура окружающей среды не равна стандартной, то говорят о допустимом токе проводника при данных условиях:

. (5)

Если взять отношение допустимо длительного и номинального токов, то можно получить связь между этими токами:

. (6)

Из отношения произвольного тока в проводнике I и номинального тока можно определить установившуюся температуру проводника _уст при произвольной температуре среды _ср, отличной от стандартной:

. (7)

Нагрев проводников в кратковременном режиме. Критерием термической стойкости проводника в этом режиме является температура его нагрева токами КЗ. Проводники (и аппараты) считаются термически стойкими, если их конечная температура в процессе КЗ не превышает допустимой величины _{к доп}.

Определить конечную температуру нагрева проводника _к в процессе КЗ можно с помощью уравнения теплового баланса, которое из-за краткости режима КЗ, когда можно пренебречь выделением тепла в окружающую среду, примет вид:

. (8)

Здесь I_kt – ток КЗ (действующее значение), который с течением времени t может изменяться;

- активное сопротивление проводника при текущей температуре ,

₀ – удельное сопротивление проводника при =0⁰С;

l и S – длина и сечение проводника;

– температурный коэффициент сопротивления;

- теплоёмкость проводника при температуре ,

c₀ – теплоёмкость при =0⁰,

– температурный коэффициент теплоёмкости;

m=lS – масса проводника,

– плотность проводника.

Произведем подстановку в уравнение (8) рассмотренных выражений и проинтегрируем по соответствующим переменным:

. (9)

Здесь t_отк – время с начала КЗ до отключения,

_н – начальная температура проводника (перед КЗ),

_к – конечная температура проводника (в момент отключения КЗ).

Величина пропорциональная количеству тепла, выделенного при КЗ, носит название теплового импульса, а величина носит название удельного теплового импульса. Значение интеграла в правой части соответствующее начальной температуре _н обозначим А_н, а конечной _k – А_к. Теперь можно записать:

или .

Величина А есть сложная функция температуры проводника и приводится в справочниках в виде графиков для проводников из различных материалов.

Рассмотрим, как с помощью этих графических зависимостей (Рис.9.1) определить конечную температуру проводника.

 

Рис. 9.1 Кривые для определения конечной температуры проводников.

 

В качестве начальной температуры _н принимаемустановившуюся температуру _уст проводника перед КЗ, которую вычисляем по ранее приведенной формуле (7), где I максимальный ток нагрузки в проводнике.

Зная _н, по кривой A=f() определим А_н. Вычислив В_к, определим , а затем по кривой определим конечную температуру _к.Если будет выполняться условие _{кк доп}, то проводник в данных условиях будет термически стоек.

Таким образом, чтобы с помощью кривых A=f() определить термическую стойкость проводников необходимо уметь вычислять тепловой импульс тока КЗ В_к. Так как ток КЗ в общем случае содержит периодическую и апериодическую составляющие, то и тепловой импульс В_к представляют состоящим из двух составляющих: В_кп – определяется переменной составляющей тока КЗ и В_ка – определяется апериодической составляющей тока КЗ. В_кВ_{к п}+В_{к а}.

При КЗ недалеко от генераторов (КЗ на выводах генераторов, на сборных шинах распредустройств станций) действующее значение периодической составляющей тока КЗ из-за переходных процессов в генераторах и действия систем возбуждения генераторов изменяется во времени (Рис9.2). Это изменение необходимо учитывать при расчете теплового импульса от периодической составляющей тока КЗ В_{к п}.

 

Рис. 9.2 Кривая изменения переменной составляющей тока КЗ для вычисления В_кп.

 

В расчете В_{к п} участвуют в общем случае следующие токи:

I^’’ – сверхпереходный ток КЗ;

I – периодический ток КЗ в момент начала расхождения контактов выключателя;

I_min – минимальное значение периодического тока КЗ;

I_отк – периодический ток КЗ на момент отключения.

Время начала расхождения контактов выключателя =t_св+t_{рз min}, здесь t_св – собственное время выключателя, а t_{рз min} – минимальное время срабатывания основных защит в цепи выключателя (при отсутствии данных принимается 0,01 с).

Время отключения КЗ t_отк=t_во+t_{рз max}, здесь t_во – время отключения выключателя t_{рз max} – максимальное время срабатывания резервных защит в цепи выключателя.

Расчет В_кп основан на аппроксимации площади под кривой I²(t) прямоугольниками. При этом рассматриваются два случая:

1) t_отк>t_min

;

2) t_отк<t_min

.

При КЗ в распределительной сети, т.е. вдали от генераторов, можно считать, что переменная составляющая тока КЗ не изменяется во время КЗ и равна сверхпереходному току. В этом случае В_кп=I^’’2t_отк.

Апериодическая составляющая тока КЗ, возникнув в первый момент КЗ, затухает по экспоненциальному закону с постоянной времени петли КЗ Т_а. Можно показать, что при t_отк>Т_а тепловой импульс от апериодической составляющей можно принять В_каI^’’2Т_а.

Проверка термической стойкости аппаратов производится не по допустимой температуре, а по допустимому тепловому импульсу. Для этого в справочниках приводится ток термической стойкости I_тер и время его протекания t_тер. По ним можно вычислить допустимый тепловой импульс B_кдоп=I² _тер t_тер. Условием термической стойкости аппарата будет выполнение соотношения В_кВ_{к доп}.

Аппараты и токоведущие части в цепях генераторов из-за длительного процесса гашения поля генератора при его отключении проверяют при условии, что t_отк=4с.