Проектирование электрической станции

ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Курсовой проект на тему: «Проектирование газомазутной КЭС-3200 МВт (4хК-800)» выполнен в соответствии с заданием.
На КЭС установлены 4 турбогенератора типа ТВВ-800-2. Основное топливо – газ, резервное - мазут. Система водоснабжения прямоточная. Станция с энергосистемой связана напряжением 500 кВ, а электроснабжение промышленных предприятий осуществляется напряжением 330 кВ.
В электротехнической части были выбраны турбогенераторы, силовые трансформаторы и автотрансформаторы, а также коммутационное оборудование.
При разработке главной электрической схемы КЭС были составлены варианты структурных схем и произведен технико-экономический расчет приведенных затрат для двух вариантов.
Для каждого варианта структурной схемы были выбраны трансформаторы, автотрансформаторы. Определены ...

Содержание

1. Введение 3
2. Выбор генераторов 5
3. Выбор главной схемы электрических соединений, схемы собственных нужд 6
3.1.Выбор структурной схемы 6
3.2.Выбор трансформаторов и автотрансформаторов 11
3.3.Подсчет капиталовложений 14
З.4 Выбор схемы РУ 14
3.5.Выбор схемы СН 18
4. Расчет токов короткого замыкания 21
5. Выбор коммутационных аппаратов 30
5.1 Выбор электрических аппаратов и токоведущих частей в цепях 500 кВ 31
5.2 Выбор электрических аппаратов и токоведущих частей в цепях 330 кВ 33
5.3 Выбор электрических аппаратов и токоведущих частей в цепях 20 кВ и 6 кВ 36
5.4 Выбор измерительных трансформаторов, КИП, ЩУ. 39
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 46
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 47

 

1. ВВЕДЕНИЕ

Высокие темпы роста промышленности в России все больше вызывают дефицит мощности в энергосистеме. Это вынуждает строить мощные электрические станции в стране. Дефицит мощности в энергосистеме можно покрыть путем строительства конденсационных электрических станций.
Данныйкурсовой проектвключает в себя задачу разработки электрической схемы конденсационной электростанции (КЭС). Конденсационная электростанция — тепловая электростанция, производящая только электрическую энергию, своим названием этот тип электростанций обязан особенностям принципа работы. Исторически получила наименование «ГРЭС» — государственная районная электростанция[1]. С течением времени термин «ГРЭС» потерял свой первоначальный смысл («районная») и в современном понимании означает, как правило, конденсационну ю электростанцию (КЭС) большой мощности (тысячи МВт), работающую в объединённой энергосистеме наряду с другими крупными электростанциями.
Этот вид электростанций предназначен для централизованного снабжения промышленных предприятий и городов электроэнергией. Данная работа подразумевает в себе разработку электрической схемы ГРЭС, расчет токов короткого замыкания и выбор аппаратов и токоведущих частей схемы ГРЭС, а также характеристику разработанного распределительного устройства, выполнение графической части проекта.
В настоящее время целесообразным является использование новых видов электротехнической аппаратуры: вакуумные и элегазовые выключатели, взамен масляных, микропроцессорные устройства релейной защиты, взамен релейно-ламповых и т.д. Эти устройства при сравнимой стоимости, обеспечивают большую надежность, гибкость и оказываются более предпочтительными.
Качественная и экономичная работа электрических сетей во многом определяются на стадии их проектирования. В курсовом проекте рассматриваются вопросы проектирования понижающей подстанции для электроснабжения района города.
Для достижения поставленной цели необходимо решить следующие задачи:
• Выполнить выбор генераторов и силовых трансформаторов и автотрансформаторов в соответствии с техническим заданием;
• Произвести обоснованный выбор главной схемы электрических соединений, а также схемы электроснабжения потребителей собственных нужд;
• Выполнить расчёт токов короткого замыкания;
• На основании проведенного расчета токов КЗ произвести выбор коммутационной аппаратуры, измерительных средств, а также токопроводов и шин распределительных устройств.

в=Sмакс.с=Sрасч.макс.2=8882=444 МВА Определяем коэффициент выгодностиКвыг.=Uв-UсUв=500-330500=0,51Определяем потери отдельных обмотокРк.в=0,5∙Рк.в-с+Рк.в-нКвыг.2-Рк.с-нКвыг.2=0,5∙315+2800,542-2500,542=209 кВт Рк.с=0,5∙Рк.в-с+Рк.с-нКвыг.2-Рк.в-нКвыг.2=0,5∙315+2500,542-2800,542=106 кВт Суммарные годовые потери∆W=4∙1026197,2+2∙ 3576261=4820040,2 кВт∙чВариант 2Определяем потери электроэнергии в блочном трансформаторе, присоединенном к шинам 500 кВ (2 двухобмоточных трансформатора) смотри вариант 1Определяем потери электроэнергии в блочном трансформаторе, присоединенном к шинам 330 кВ (2 двухобмоточных трансформатора)∆W=570∙8760+1340∙817,810002∙5800=1026197,2 кВт∙чОпределяем потери электроэнергии в автотрансформаторах связи с учетом того, что обмотка НН ненагружена (2 автотрансформатора связи)∆W=3∙90∙8760+3∙209∙305,53∙1672∙5800+3∙106∙305,53∙1672∙5800=4403212 кВт∙ч Наибольшая нагрузка обмоток ВН и СН будет в режиме максимальной нагрузки (РУСН→РУВН)Sмакс.в=Sмакс.с=Sрасч.макс.2=6112=305,5 МВА Определяем потери отдельных обмоток, смотри вариант 1Суммарные годовые потери∆W=2∙1026197,2+2∙8704408,2 +2∙4403212=46482050 кВт∙ч Таблица 3.3 – Технико-экономического сравнения двух вариантовТип оборудованияСто-ть ед. тыс.руб.Вариант 1Вариант 2Количество единицОбщая стоимость, тыс.руб.Количество единицОбщая стоимость, тыс.руб.Блочные трансформаторы:ТЦ-400000/500451604180640290320ТЦ-400000/22039000- 278000ТЦН-1000000/5005280021056002105600Автотрансформаторы связи: 0 0АОДЦТН-250000/500/2205850021170002117000Ячейки ОРУ:0 0500 кВ234005117000493600220 кВ15000230000345000Итого К, тыс.руб.550760550240 Отчисления на амортизацию и обслуживанияРа+Ро100∙К, тыс.рубгод35215,3633889,28Стоимость потерь электроэнергии в трансформаторахβ∙∆Wгод, тыс.рубгод23927,874423241,0252Годовые эксплуатационные издержкиИ=Ра+Ро100∙К+β∙∆Wгод, тыс.рубгод 59143,234457130,3052Приведенные затратыЗ=Ен∙К+И, тыс.рубгод 125172,0344120672,7052Разница в приведенных затратах составляет 3,5% в пользу второго варианта. Применяем второй вариант в дальнейшем расчете. З.4 Выбор схемы РУНа присоединения 500 кВ и 330 кВ принимаем схему с двумя системами шин, с тремя выключателями на два присоединения [6]. Данная схема надежная. Повреждение или отказ в отключении любого выключателя приводит к отключению двух разноименных присоединений, что допустимо по условию устойчивости энергосистемы. Повреждение одной из системы шин не приводит к отключению присоединений.3.5.Выбор схемы СНПотребители собственных нужд, в подавляющем большинстве, относятся к ответственным потребителей (за небольшим исключением: шаровая мельница, перекачивая насосы, багерные и шламовые насосы гидрозолоудаления, механизмы топливоподачи – имеют переодический характер работы), причем степень ответственности определяется последствиями, которые могут возникнуть при их останове. Так остановка ответственных механизмов собственных нужд может привести к повреждению котла, турбины, генератора или к нарушению технологических режимов, требуют остановки или снижения нагрузки блока. В первую очередь к этой группе относятся питательные насосы, бустерные насосы и другие. Так прекращения подачи воды в котел требует принятия немедленных мер к снижению его нагрузки, а в дальнейшем к остановке котла.К ответственным механизмам собственных нужд, непосредственно влияющие на работу блока, относятся: конденсаторные насосы, циркуляционные насосы, сетевые насосы, питатели пыли, мазутонасосы, насосы смазки турбины, уплотнения вала генератора, насосы и вентиляторы системы охлаждения генераторов, электроприводы задвижек и др.Потребители собственных нужд относятся к потребителям I категории (не допускают перерыва питания) и требуют два источника питания (рабочее и резервное).Системы собственных нужд должны удовлетворять требованиям:1) Надежность работы блока и электростанции в целом;2) Обеспечение успешного самозапуска электродвигателей собственных нужд ответственных механизмов;3) Экономичность;4) Возможность расширения электростанции более мощными блоками без изменений в узле выполненной части собственных нужд.Трансформаторы типа ТРДН следует заменить на специальные трансформаторы типа ТРДНС, надежность которых значительно выше, обеспечив однотипность установленного парка трансформаторов.Учитывая накопленный положительный опыт эксплуатации вакуумных выключателей 6 кВ, следует предусмотреть в системе собственных нужд вакуумные выключатели в КРП.Что касается ошиновки в системе собственных нужд 6 кВ, то следует, учитывая положительный опыт современных электростанций, расширить область применения комплектных токопроводов, предусмотрев установку токопроводов типа СШ.В части выбора кабелей необходимо руководствоваться следующими требованиями:1) исключить кабели с полиэтиленовой изоляцией;2) силовые и контрольные кабели, идущие к самым механизмов следует выбирать с медными жилами;3) силовые и контрольные кабели нельзя прокладывать в одном канале;4) в пожароопасных местах следует применять бронированный, а еще лучше не горюч кабель;Характеристика схемы собственных нужд станцииСистема собственных нужд (С,Н.) электростанции объединяет в своем составе рабочие машины, обеспечивающие нормальную работу основных агрегатов станции (парогенераторов, турбин, синхронных генераторов); электродвигатели, которые приводят рабочие машины в действие; источники питания (трансформаторы С.Н.); распределительные устройства и распределительную сеть (кабельные линии), обеспечивающие электроснабжение двигателей С.Н.; ряд статических потребителей (освещение, электродвигатели и т.д.).На КЭС для питания электродвигателей собственных нужд мощностью 300 и 800 кВт, а также трансформаторов собственных нужд 6/0,4 кВ применяется напряжение 6 кВ. Для электродвигателей меньшей мощности применяется напряжение 0,38/0,22 кВ.Рабочее питание потребителей собственных нужд 6 кВ осуществляется от трансформаторов собственных нужд с расщепленной обмоткой, подключаемых между генераторным выключателем и трансформатором. Два комплекта резервных трансформаторов собственных нужд (РТСН) присоединяем к шинам 330 кВ, с четырьмя секционированными магистралями резервного питания 6 кВ (МРП - 6 кВ) и одного ввода резервного питания на каждую из секций собственных нужд 6 кВ нормальной эксплуатации от одной из четырех МРП – 6 кВ.Выбор рабочих и резервных трансформаторов собственных нуждНоминальная мощность рабочих трансформаторов собственных нужд выбирается в соответствии с их расчетной нагрузкой. С учетом повышенных требований надежности, предъявляемых с системой С.Н. электростанций, перегрузка ТСН не допускается. Выбор рабочего ТСН исходя из условия Sтсн≥Scн, для пылеугольной КЭС расход на СН составляет 8%,:Sс.н.=0,08∙Sг=0,08∙889=71,1 МВА.Выбираем силовой ТСН с РПН с расщепленной обмоткой НН ТРДНС – 80000/35. Поскольку на станции установлен генераторный выключатель выбираем резервный трансформатор той же мощности что и рабочий. Количество резервных трансформаторов выбирается в соответствии с НТП: 1 на 4 блокаТаблица 4.1 – Технические характеристики трансформаторов собственных нуждТип трансформатораSном., МВАUном, кВПотери, кВтUк, %Примечаниевнннх.х.к.з.вн-нннн1-нн2ТРДНС-80000/3563246,3-6,36230012,740ТСНТРДНС-80000/330633306,3-6,37026511,528РТСН 4. Расчет токов короткого замыканияРасчёт токов короткого замыкания выполняется упрощённо: только для режима трёхфазных короткого замыкания, без учёта емкостной проводимости ВЛ, с учётом не действительных, а среднеэксплуатационных коэффициентов трансформации трансформаторов и автотрансформаторов. Напряжения на сборных шинах РУ, на выводах генераторов и электродвигателей принимаются равными среднеэксплуатационным значениям. Расчетная схема замещенияРасчетная схема замещения показана на рис. 4.2 с обозначение сверхпереходных ЭДС генераторов, асинхронных электродвигателей и эквивалентных ЭДС энергосистем 500 и 330 кВ. Рисунок 4.2 – Расчетная схема замещенияЗа базисную мощность принимаем Sб=1000 МВА. Базисное напряжение для каждой точки короткого замыкания свое и принимается равным среднеэксплуатационному. Определяем базисные токи в каждой точке короткого замыкания:Точка К1Uб1=515 кВIб1=Sб3∙Uб1=10003∙515=1,12 кАТочка К2Uб2=330 кВIб2=Sб3∙Uб2=10003∙330=2,51 кАТочка К3Uб3=20 кВIб3=Sб3∙Uб3=10003∙20=28,87 кАТочка К4Uб4=20 кВIб4=Sб3∙Uб4=10003∙20=28,87 кАТочка К5Uб5=6,3 кВIб5=Sб3∙Uб5=10003∙6,3=91,64 кАТочка К6Uб6=6,3 кВIб6=Sб3∙Uб6=10003∙6,3=91,64 кАОпределяем сопротивления всех элементов в относительных единицах при базисных условиях:Генераторы:x1=x2=x3=x4=xd"∙SбSном=0,242∙1000889=0,412 E1Г1=E1Г2=E2Г1=E2Г2=cos2φ+sinφ+xd"2==0,852+1-0,852+0,2422=1,14Двухобмоточные трансформаторы:500 кВ: x7=x8=x9=x10=Uk100∙SбSном=14100∙1000888=0,222330 кВ: x11=x12=Uk100∙SбSном=12,5100∙1000880=0,198 Автотрансформаторы связи:xв=x13=x14=1200∙Uк.в-с+Uк.в-н-Uк.с-н∙SбSном=1200∙11+35-21,5∙10003∙167=0,244 xс=x15=x16=1200∙Uк.в-с+Uк.с-н-Uк.в-н∙SбSном=1200∙11+21,5-35∙10003∙167=-0,025 Система:500 кВ: x17=SбSc"=10007800=0,128 Двухобмоточный трансформатор с расщепленной обмоткой низшего напряжения (ТСН):xв=x19=1100∙Uк.в-н-Uк.н1-н22∙SбSном=1100∙12,7-202∙100080=0,428 xн=x20=x21=Uк.н1-н2100∙SбSном=20100∙100080=3,17 Двухобмоточный трансформатор с расщепленной обмоткой низшего напряжения (РТСН):xв=x22=1100∙Uк.в-н-Uк.н1-н22∙SбSном=1100∙11,5-142∙100080=0,714 xн=x23=x24=Uк.н1-н2100∙SбSном=14100∙100080=2,222 ЛЭП:500 кВ: x25=x26=x27=x28=xуд∙lл∙SбU2=0,306∙350∙10005152=0,392 где: xуд=0,306 Ом/км [2] таблица 3.9.Магистраль резервного питания (МРП):x34=xуд∙lМРП∙SбU2=0,22∙0,1∙10006,32=0,554 Асинхронные электродвигатели:В цепи генераторного токопровода установлен выключатель, пуск и останов энергоблока осуществляется от рабочего ТСН, принимаем КзгрТСН=КзгрРТСН=0,7.Номинальная мощность эквивалентного электродвигателя секции:Sд1н=КзгрТСН∙SТСН.н2=0,7∙802=27,9 МВА Sд2н=КзгрРТСН∙SРТСН.н2=0,7∙802=27,9 МВА Сопротивление двигательной нагрузки:При питании от ТСН: x35=xд∙SбSд1н=0,171∙100027,9=7,755 где: xд=0,171, [4] таблица 2.1.ЭДС эквивалентной нагрузки секции собственных нужд 6,3 кВ: Ед=0,94, [4] таблица 2.1.Точка К1. Расчет тока короткого замыкания на шинах 500 кВРисунок 4.3 – Расчет тока КЗ в точке К1x37=x38=x1+x72=0,412+0,2222=0,387 x39=x5+x112=0,412+0,1982=0,295 x40=x13+x162=0,244+-0,0252=0,1095 x41=x372=0,3172=0,1585 x42=x17+x254=0,083+0,2884=0,155 x43=x18+x295=0,143+0,7945=0,302 E3Г1-С2=Eс2∙x39+E3г1+3г2∙x43x39+x43=1∙0,305+1,14∙0,3020,305+0,302=1,07 x44=x39∙x43x39+x43=0,305∙0,3020,305+0,302=0,152 x45=x40+x44=0,1095+0,152=0,2615 E3Г1-С1=E3г1-с2∙x42+Eс1∙x45x42+x45=1,07∙0,155+1∙0,26150,155+0,2615=1,03 x46=x42∙x45x42+x45=0,155∙0,26150,155+0,2615=0,097 Периодическая составляющая тока короткого замыкания в начальный момент времени в различных ветвях схемы:Iпо.1Г1-2Г2.К1=E1г1-2г2x41∙Iб1=1,140,1585∙1,12=8,06 кА Iпо.3Г1-С2.К1=E3г1-с2x46∙Iб1=1,030,097∙1,12=11,89 кА Периодическая составляющая тока короткого замыкания в точке К1:Iпо.К1=Iпо.1Г1-2Г2.К1+Iпо.3Г1-С2.К1=8,06+11,89=19,95 кА Ударный ток:iуд.К1=2∙Kу.1Г1-2Г2∙Iпо.1Г1-2Г2.К1+2∙Kу.3Г1-С2∙Iпо.3Г1-С2.К1==2∙1,973∙8,06+2∙1,85∙11,89=53,6 кА где: ударный коэффициент Kу для различных точек сети взят из [5] таблица П9.Точка К2. Расчет тока короткого замыкания на шинах 330 кВE1Г1-С1=Eс1∙x41+E1г1-2г2∙x42x41+x42=1∙0,1585+1,14∙0,1550,1585+0,155=1,07 x44=x41∙x42x41+x42=0,1585∙0,1550,1585+0,155=0,078 x45=x44+x40=0,078+0,1095=0,1875 E1Г1-С2=E1г1-с1∙x43+Eс2∙x45x43+x45=1,07∙0,302+1∙0,18750,302+0,1875=1,04 x46=x43∙x45x43+x45=0,302∙0,18750,302+0,1875=0,116 Рисунок 4.4 – Расчет тока КЗ в точке К2Периодическая составляющая тока короткого замыкания в начальный момент времени в различных ветвях схемы:Iпо.1Г1-С2.К2=E1г1-с2x46∙Iб2=1,040,116∙2,51=22,5 кА Iпо.2Г1+2Г2.К2=E2г1+2г2x39∙Iб2=1,140,305∙2,51=9,38 кА Периодическая составляющая тока короткого замыкания в точке К2:Iпо.К2=Iпо.1Г1-С2.К2+Iпо.2Г1+2Г2.К2=22,5+9,38=31,88 кА Ударный ток:iуд.К2=2∙Kу.1Г1-С2∙Iпо.1Г1-С2.К2+2∙Kу.3Г1+3Г2∙Iпо.3Г1+3Г2.К2==2∙1,717∙21,8+2∙1,973∙9,38=78,6 кА где: ударный коэффициент Kу для различных точек сети взят из [5] таблица П9.Точка К3. Расчет тока короткого замыкания в цепи генератораРисунок 4.5 – Расчет тока КЗ в точке К3x47=x3+x9=0,412+0,222=0,634 E1Г1-С2=E1г1+1г2∙x46+E3г1-с2∙x37x46+x37=1,14∙0,097+1,03∙0,3170,097+0,317=1,06 x48=x46∙x37x46+x37=0,097∙0,3170,097+0,317=0,074 E1Г1-2Г1=E2г1∙x48+E1г1-с2∙x47x48+x47=1,14∙0,074+1,06∙0,6340,074+0,634=1,07 x49=x48∙x47x48+x47=0,074∙0,6340,074+0,634=0,066 x50=x49+x10=0,066+0,222=0,288 Периодическая составляющая тока короткого замыкания в начальный момент времени в различных ветвях схемы:Iпо.1Г1-2Г1.К3=E1г1-2г1x50∙Iб3=1,070,288∙28,87=102,26 кА Iпо.2Г2.К3=E2г2x4∙Iб3=1,140,412∙28,87=76,45 кА Периодическая составляющая тока короткого замыкания в точке К3:Iпо.К3=Iпо.1Г1-2Г1.К3+Iпо.2Г2.К3=104,23+76,45=180,68 кА Ударный ток:iуд.К3=2∙Kу.1Г1-2Г1∙Iпо.1Г1-2Г1.К3+2∙Kу.2Г2∙Iпо.2Г2.К3==2∙1,935∙104,23+2∙1,971∙76,45=502,4 кА где: ударный коэффициент Kу для различных точек сети взят из [5] таблица П8, таблица П9.Точка К4. Расчет тока короткого замыкания в цепи генератораРисунок 4.6 – Расчет тока КЗ в точке К4x47=x5+x11=0,412+0,198=0,61 E3Г1-С2=E3г1∙x46+E1г1-с2∙x47x46+x47=1,14∙0,116+1,04∙0,610,116+0,61=1,05 x48=x46∙x47x46+x47=0,116∙0,610,116+0,61=0,097 x49=x48+x12=0,097+0,198=0,295 Периодическая составляющая тока короткого замыкания в начальный момент времени в различных ветвях схемы:Iпо.3Г1-С2.К4=E3г1-с2x49∙Iб4=1,050,295∙28,87=102,76 кА Iпо.3Г2.К4=E3г2x6∙Iб4=1,140,412∙28,87=76,45 кА Периодическая составляющая тока короткого замыкания в точке К4:Iпо.К4=Iпо.3Г1-С2.К4+Iпо.3Г2.К4=101,72+76,45=182,64 кА Ударный ток:iуд.К4=2∙Kу.3Г1-С2∙Iпо.3Г1-С2.К4+2∙Kу.3Г2∙Iпо.3Г2.К4==2∙1,935∙102,76+2∙1,971∙76,45=505,14 кА где: ударный коэффициент Kу для различных точек сети взят из [5] таблица П8, таблица П9. Если сравнить токи короткого замыкания в цепи генератора К3 и К4 видно, что ток короткого замыкания в точке К4 больше.5. Выбор коммутационных аппаратовКоммутационная аппаратура: выключатели и разъединители выбирается из соответствия следующим условиям:по напряжению установки ;по номинальному току ;по электродинамической стойкости ;по отключающей способности ;по апериодической составляющей ;по термической стойкости ;где - напряжение установки; - номинальное напряжение выключателя; - форсированный ток в режиме максимальных нагрузок; - номинальный ток выключателя; - ударный ток трехфазного КЗ; - наибольший пик сквозного тока выключателя; - действительное значение периодической составляющей тока трехфазного КЗ в К1; - номинальный ток отключения выключателя; - апериодическая составляющая в отключаемом токе; - апериодическая составляющая тока КЗ; - тепловой импульс;Для разъединителей условия отключения по току не проверяется.5.1 Выбор электрических аппаратов и токоведущих частей в цепях 500 кВОпределяем номинальный ток в различных ветвях:Iном.3Г1-С2'=Sном3∙Uср=2∙898+78003∙515=10,91 кА Определяем отношение начального значения периодической составляющей тока короткого замыкания к номинальному току: Iпо.1г1-2г2Iном.1г1-2г2'=8,061,71=4,71 Iпо.3г1-с2Iном.3г1-с2'=11,8910.91=1,05>1 (удаленная точка) Iпt.3Г1-С2=Iпо.3Г1-С2При t=0,038 с определим с помощью кривых [1] стр. 71 отношение:Iпt.1г1-2г2Iпо.1г1-2г2=0,96⇒ Iпt.1Г1-2Г2=0,96∙8,06=7,74 кА Периодическая составляющая тока короткого замыкания для момента времени t=0,038 с:Iпt=Iпt.1Г1-2Г2+Iпt.3Г1-С2=7,74+11,89=19,63 кА Апериодическая составляющая тока короткого замыкания для момента времени t=0,038 с:iat=2∙Iпо.1Г1-2Г2∙e-tTa+2∙Iпо.3Г1-С2∙e-tTa==2∙8,06∙2,7-0,0380,35+2∙11,89∙2,7-0,0380,06=19,15 кА где: постоянная времени Ta для различных точек сети взят из [5] таблица П9.Процентное содержание апериодического тока:β=iat2∙Iпt∙100%=19,152∙19,63∙100%=68,98% Рабочий ток утяжеленного режима Iр.утж определяем, с учетом понижения среднеэксплуатационного напряжения на 5% в предположении, что при ремонте выключателей ОРУ через другие может длительно протекать ток от одного объединенного блока:Iр.утж=2∙Sг3∙0,95∙Uср=2∙8893∙0,95∙515=2125 АИмпульс квадратичного тока короткого замыкания:B≈Iпо2∙tоткл+Ta.1г1-2г2+Ta.3г1-с22=19,952∙4+0,35+0,062=1674 кА2∙с где: tоткл=4 с, действие резервной защиты, для цепей генераторов мощностью 60 МВт и выше.Таблица 5.1 – Выбор и проверка выключателя ОРУ – 500 кВВид проверки или выбораУсловие проверки или выбораВыключатель ВГУ-500-40/3150У1Присоединение ОРУ и точка К1По условиям нормального режимаUн≥Uэу Iн≥Iр.утж Uн=500 кВ Iн=3150 А Uэу=500 кВ Iр.утж=2125А По отключающей способностиIоткл≥Iпt βн≥β или2∙Iоткл∙1+βн100≥2∙Iпt+iat Iоткл=40 кА βн=40% Iпt=19,63 кА iat=19,15 кА β=68,98% 2∙40∙1+40100=79,2 2∙19,63+19,15=46,9 По электродинамической стойкостиIдин≥Iпо Im.дин≥iуд Iдин=40 кА Im.дин=100 кА Iпо=19,95 кА iуд=53,6 кА По термической стойкостиIтер2∙tтер≥B 402∙3=4800 кА2∙с B=1674 кА2∙с Собственное время отключенияВремя отключения с приводомtсв=0,028 c tов=0,055 c Таблица 5.2 – Выбор и проверка разъединителя 500 кВВид проверки или выбораУсловие проверки или выбораРазъединитель РГ-500/3150 УХЛ1Присоединение ОРУ и точка К1По условиям нормального режимаUн≥Uэу Iн≥Iр.утж Uн=500 кВ Iн=3150 А Uэу=500 кВ Iр.утж=2125 А По электродинамической стойкостиIm.дин≥iуд Im.дин=160 кА iуд=53,6 кА По термической стойкостиIтер2∙tтер≥B 632∙2=7938 кА2∙с B=1674 кА2∙с Таблица 5.3 – Выбор сборных шин 500 кВВид проверки или выбораУсловие проверки или выбораПараметры провода3×АС450/56Параметры сетиПо длительно допустимому токуIдл.доп≥Iр.утж Iдл.доп=3∙860=2580 А Iр.утж=2125А По термической стойкостиS≥Smin S=3×450 мм2 Smin=BC=1674∙10692=445 мм2 B – импульс квадратичного тока короткого замыкания, кА2∙с;С=92 А∙с1/2мм2 – постоянная для алюминиевых шин; 5.2 Выбор электрических аппаратов и токоведущих частей в цепях 330 кВОпределяем номинальный ток в различных ветвях:Iном.1Г1-С2'=Sном3∙Uср=4∙889+78003∙330=26,4 кА Определяем отношение начального значения периодической составляющей тока короткого замыкания к номинальному току: Iпо.3г1+3г2Iном.3г1+3г2'=9,381,93=6,8 Iпо.1г1-с2Iном.1г1-с2'=22,526,4=0,85<1 (удаленная точка) Iпt.1Г1-С2=Iпо.1Г1-С2При t=0,038 с определим с помощью кривых [1] стр. 71 отношение:Iпt.3г1+3г2Iпо.3г1+3г2=0,96⇒ Iпt.3Г1+3Г2=0,96∙9,38=9 кА Периодическая составляющая тока короткого замыкания для момента времени t=0,038 с:Iпt=Iпt.3Г1+3Г2+Iпt.1Г1-С2=9+22,5=31,5 кА Апериодическая составляющая тока короткого замыкания для момента времени t=0,038 с:iat=2∙Iпо.3Г1+3Г2∙e-tTa+2∙Iпо.1Г1-С2∙e-tTa==2∙9,38∙2,7-0,0380,35+2∙22,5∙2,7-0,0380,03=20,87 кА где: постоянная времени Ta для различных точек сети взят из [5] таблица П9.Процентное содержание апериодического тока:β=iat2∙Iпt∙100%=20,872∙31,5∙100%=46,85% Рабочий ток утяжеленного режима Iр.