86539

Проектирование электрической сети в Центрально-Европейской части России

Курсовая

Энергетика

Электрическая энергия, вырабатываемая на электростанциях, передается электроприемникам по электрическим сетям. Электрическая сеть – это целый комплекс инженерных сооружений, служащий для передачи и распределения энергии. Места размещения электростанций зависят от многих факторов определяемых наличием энергоресурсов, экономическими соображениями, экологическими требованиями и т.д. выполнение этих требований приводит к тому, что электроприемники оказываются, удалены от электростанций

Русский

2015-04-08

2.83 MB

5 чел.

СОДЕРЖАНИЕ.

Введение………………………………………………………………………2

Задание на курсовой проект…………………………………………………3

Часть 1. Районная электрическая сеть……………………………………...4

  1.  Исходные данные для проектирования………………………………….4
  2.  Характеристика электрифицируемого района и потребителей электроэнергии……………………………………………………………..5
  3.  Составление вариантов сети и предварительный анализ их технико-экономических показателей……………………………………………….9
  4.  Тенико-экономическое сравнение вариантов сети……………………..33
  5.  Расчет основных режимов выбранного варианта сети…………………38
  6.  Регулирование напряжения в сети………………………………………55
  7.  Расчет технико-экономических показателей сети……………..……….60

Часть 2. Понизительная подстанция………………………………………62

  1.  Общая часть……………………………………………………………...62
  2.  Выбор главной схемы электрических соединений, выбор трансформаторов………………………………………………………….63
  3.  Изоляция, защита от перенапряжений, заземление…………………...63
  4.  Расчет токов короткого замыкания для выбора оборудования……...64
  5.  Выбор оборудования……………………………………………………67
  6.  Компоновка ОРУ…………………………………………………………70
  7.  Собственные нужды подстанции……………………………………….70
  8.  Защита подстанций и ЛЭП от перенапряжений………………………72
  9.  Релейная защита и автоматика…………………………………………73
  10.  Сигнализация и телемеханика………………………………………….73
  11.  Водоснабжение и канализация…………………………………………73

Список литературы…………………………………………………………74

Введение.

Электрическая энергия находит широкое применение во всех областях народного хозяйства и в быту. Этому способствует такие ее свойства, как универсальность и простота использования, возможность производства в больших количествах промышленным способом и передачи на значительные расстояния.

Электрическая энергия, вырабатываемая на электростанциях, передается электроприемникам по электрическим сетям. Электрическая сеть – это целый комплекс инженерных сооружений, служащий для передачи и распределения энергии. Места размещения электростанций зависят от многих факторов  определяемых наличием энергоресурсов, экономическими соображениями, экологическими требованиями и т.д. выполнение этих требований приводит к тому, что электроприемники оказываются, удалены от электростанций, поэтому главным назначением сети является связь источника с потребителем и передаче ему необходимого количества электроэнергии.

 Роль электрических сетей не сводится только к передаче энергии потребителям. Их задачей является также создание единого комплекса по производству, передаче и распределения электроэнергии, т.е. Единой Энергетической Системы (ЕЭС). ЕЭС непрерывно развивающийся комплекс, имеющий единую систему оперативно-диспетчерское управление, обеспечивающий надежное и экономичное энергоснабжение.

Для успешной работы электрической сети при ее проектировании должны соблюдаться следующие требования:

обеспечиваться надежность электроснабжения потребителей;

качество электроэнергии, передаваемое потребителю, должно соответствовать требованиям ГОСТа;

должны соблюдаться технико-экономические требования.

На стадии проектирования выполнение требований экономичности приводит к выбору оптимальной схемы сети, подстанций, параметров и типов оборудования, мест установки и мощности дополнительных устройств, степени резервирования питания потребителей.

В условиях эксплуатации определение экономичности означает нахождение рациональной нагрузки линий, трансформаторов, применение схем питания, обеспечивающих минимальные потери.

Часть 1. Районная электрическая сеть.

Исходные данные для проектирования

Согласно заданию методических указаний по курсовому проектированию, часть 1, страница 2, требуется выполнить проект сети для электроснабжения потребителей, расположенных в пяти пунктах заданного района.

Время использования максимальной нагрузки:

часов

Мощность короткого замыкания от системы:

МВА

Согласно заданию рассчитываем полную и реактивную мощности подстанций по формулам:

;     ;     

П/станция №1 ; ;

;

;

;

П/станция №2 ; ;

;

;

;

П/станция №3 ; ;

;

;

;

П/станция №4 ; ;

;

;

;

П/станция №5 ; ;

;

;

.

Характеристика электрифицируемого района и потребителей электроэнергии.

Проектируемая сеть расположена в Центрально-Европейской части России. Территория соответствует первому климатическому району по скоростному напору ветра и второму климатическому району по толщине гололеда.

Все проектируемые подстанции расположены по одну сторону от питающей подстанции «А» расстояние между потребителями составляет десятки километров. Рельеф местности ровный с незначительными перепадами высот. Крупных инженерных сооружений препятствующих прокладке воздушных линий нет. Водные преграды на пути прокладки ЛЭП незначительные (мелководные речки шириной не более 15 метров), поэтому для электрификации района намечаем строительство воздушных линий электропередачи на типовых железобетонных опорах типа ПБ-110(220), типовых металлических (анкерные, угловые, кольцевые) опорах типа У-110(220).

На все проектируемых подстанциях имеются потребители I, II, III категории. Электроснабжение потребителей I, II категорий выполняется резервированием, т.е. двухцепными линиями или по линиям с двухсторонним питанием. На подстанциях потребителей I, II категорий устанавливается не менее двух трансформаторов, на подстанциях III категории допускается установка одного трансформатора.

Выполняем проект сети, для электроснабжения потребителей, расположенных в пяти пунктах. Подстанция «А» имеет связь с мощной энергосистемой. Электроснабжение потребителей должно осуществляться по наикратчайшему пути.

ПС предназначены для электроснабжения крупного промышленного комплекса и прилегающих жилых районов.

Принимаем состав потребителей для все ПС:

Первая категория – 10%;

Вторая категория – 20%;

Третья категория – 70%.

Расчетные данные по нагрузкам потребителей представляем в виде

таблицы 2.1.

Таблица 2.1.

№ п/п

ПС

Состав потребителей по категориям,%

Число часов использования максимальной нагрузки, Тм,ч

Нагрузка потребителей

Режим максимальной нагрузки

Рmax,МВт

Qmax,Мвар

Smax,МВА

1

1 категория 10%

2 категория 20%

3 категория 70%

5400

23,0

13,65

26,74

2

27,0

15,3

31,03

3

21,0

10,76

23,6

4

25,0

12,81

28,09

5

16,0

8,64

18,18

Климатические условия:

1. Среднегодовая температура +10,6 С

эквивалентная зимняя температура -7,7 С

эквивалентная летняя температура +18,4 С

2. Район по ветру – 1. Скорость ветра 16 м/с

3. Район по гололеду – 2. Толщена стенки гололеда 15 мм с повторяемостью 1 раз в 25 лет.

4. Район с редкой пляской проводов.

5. Среднегодовая продолжительность гроз от 20 до 40 часов.

Расчет  потребности  района  в активной и реактивной мощности.

Расчет производится для решения вопроса о возможности питания потребителей от заданного источника или для выбора источника питания. Необходимо подсчитать потребность района в активной и реактивной мощности для режима максимальных нагрузок.

Требуемая активная мощность района  складывается из мощности потребителей, потерь в линиях и трансформаторах:

,

где - коэффициент одновременности нагрузки, который может быть принят в расчетах 0,95-1 (принимаем 0,99);

- коэффициент, учитывающий увеличение мощности за счет потерь в линии и трансформаторах () принимаем 0,05;

Требуемая реактивная мощность  потребляемая районом складывается из реактивной мощности потребителей , потерь мощности в линиях , в трансформаторах  и мощности генерируемой линиями :

,

где - потери мощности в линиях составляют 5 – 10 % от величины протекающей по ним мощности, принимаем потери мощности в линиях 6%;

- потери  в трансформаторе при максимальных нагрузках 7 – 12% от его номинальной мощности, принимаем потери мощности в транс – торах 8%;

- мощность генерируемая линиями 110 кВ, составляет 40 кВар/км.  Принимаем 40 кВар/км;

- мощность потребителей определяется с учетом мощности компен-сирующих устройств, повышающим  на шинах 6–10кВ до 0,92–0,95;

Где Qк – мощность компенсирующего устройства.

Принимаем для всех ПС  после компенсации и рассчитываем мощности компенсирующих устройств и полные мощности ПС после компенсации реактивной мощности.

Расчет производим по формулам:

;  ;  .

П/станция №1  ;

  ;

  ;

П/станция №2  ;

;

;

П/станция №3  ;

;

;

П/станция №4  ;

;

;

П/станция №5  ;

;

;

Расчетные данные по нагрузкам потребителей представляем в виде таблицы 2.2.

Таблица 2.2.

№ п/п

ПС

до компенсации

после компенсации

Мощность компенсирующего устройства,

Мвар

Заданная реактивная мощность,

Мвар

Реактивная мощность после компенсации,Мвар

1

0,86

0,95

6,09

13,65

7,56

2

0,87

6,43

15,3

8,87

3

0,89

3,84

10,76

6,92

4

0,89

4,59

12,81

8,22

5

0,88

3,38

8,64

5,26

Дальнейшие расчеты проводим с учетом выбранной мощности компенсирующих устройств.

;

.

Данные по нагрузкам с учетом компенсирующих устройств сводим в таблицу 2.3.

Таблица 2.3.

№ п/п

ПС

Состав потребителей по категориям,%

Число часов использования максимальной нагрузки, Тм,ч

Нагрузка потребителей

Режим максимальной нагрузки

Рmax,МВт

Qmax,Мвар

Smax,МВА

1

1 категория 10%

2 категория 20%

3 категория 70%

5400

23,0

7,56

24,21

2

27,0

8,87

28,42

3

21,0

6,92

22,11

4

25,0

8,22

26,32

5

16,0

5,26

16,84

Для дальнейшего рассмотрения, произведем расчет длин участков рассматриваемой сети, принимаем коэффициент удлинения  трассы 1,15 длины линии, замеренной по масштабу на плане района.

А-1: L= 26,55 км

А-4’: L= 14,56 км

1-2: L= 18,4 км

4’-4: L= 22,7 км

А-2: L= 35,79 км

4’-3: L= 17,04 км                    

2-3: L= 28,65 км

4-5: L= 31,93 км                                            

А-3: L= 22,25 км                           

А-5: L= 52,57 км                      

3-4: L= 28,58 км                          

А-5’: L= 29,69 км

А-4: L= 37,26 км

5’-5: L= 22,88 км

5’-4: L= 22,38 км

      

 Характеристика питающей подстанции «А» .

Питающая подстанция «А» - узловая ПС 500/110/10 с двумя автотрансформаторами АТДЦТН – 250000/500/110 мощностью 250 МВА с регулирование под напряжением. Регулирование можно осуществлять на стороне ВН в нейтрали (+8х9,4%; -8х11,2% ) и на стороне СН (8х1,5%).

Схема ОРУ 500кВ выполнена с 3/2 выключателя на присоединение, т.е. на каждое присоединение приходится 1,5 выключателя, что повышает надежность электроснабжения и ремонтопригодность оборудования ПС, т.к. она является узловой.

Схема ОРУ 110кВ выполнена с двумя рабочими и обходной системой сборных шин с шиносоединительным и обходным выключателями в цепь. Обе системы шин находятся в работе при фиксированном распределении всех присоединений. Это увеличивает надежность схемы.

ЗРУ 10кВ выполнено по схеме с одной секционированной системой шин соединенной в кольцо. Применение ячеек КРУ уменьшает время монтажа и стоимость ЗРУ 10кВ.

Составление вариантов сети и предварительный анализ их технико-экономических показателей.

Проектируемая электрическая сеть должна обеспечить надежное электроснабжение потребителей, требуемое качество электроэнергии и экономичность эксплуатации сети.

Так, как большая часть потребителей проектируемой сети относится к потребителям первой категории, то они должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых источников питания, и перерыв в их электроснабжении может быть допущен только на время автоматического ввода резервного питания. Этим требованиям соответствует двойная радиальная сеть, кольцевая схема с одним или несколькими источниками питания и многоконтурная сеть. По заданию питающая подстанция одна, поэтому рассмотрим варианты двойной радиальной и кольцевой сети.

А). Выбор конфигурации сети.    

Рассмотрим два варианта двойной радиальной сети. Дальнейшие расчеты проводим с учетом выбранной мощности компенсирующих устройств.

Варианты двойных радиальных сетей

Вариант 1

Вариант 2  

Оба варианта предусматривают питание подстанций двух цепными линиями от подстанции «А». Протяженность трасс линии составляет:

Вариант 1 – 142,15 км;                                            Вариант 2 – 151,82 км.

Рассмотрим два варианта кольцевой сети.

Варианты кольцевых сетей

Вариант 1

Вариант 2

Радиальные части сети выполнены двух цепными линиями, а кольцевая часть сети выполнена одно цепными линиями.

Протяженность трасс линии составляет:

Вариант 1 – 180,28 км

Вариант 2 – 170,8 км

Б). Выбор номинального напряжения сети.    

По рекомендации МУ МГОУ часть 2 согласно таблицы 1стр. 7 принимаем номинальное напряжение для всех линий электропередачи равным 110кВ. Принимаем ПС с 1 по 5 с номинальном напряжением 110/10 кВ.  

В). Выбор сечений проводов линий и ориентировочная проверка параметров режимов работы сети.   

Радиальная сеть – вариант 1.

Расчет потокораспределения в сети. 

Расчет потокораспределения выполняем без учета потерь мощности в сети и мощности, генерируемой линиями.

Участок А-1

Участок 1-2

Участок А-3

Участок А-5’

Участок 5’-5

Участок 5-4

Определение токов на участках.

Принимаем во всех точках напряжение равным номинальному и определяем рабочие токи в линиях по формуле:

Где - ток на i-том участке; - мощность на i-том участке; n - количество линий на i-том участке;  - номинальное напряжение на i-том участке.

;

;

;

;

;

;

Выбор сечений проводов.

Выбор сечений проводов линий электросетей является технико-экономической задачей. Экономически целесообразному сечению будет соответствовать минимум приведенных затрат по линиям. Такому условию соответствуют сечения, выбранные по экономической плотности тока:

,

где - ток в режиме максимальной нагрузки;

- нормированное значение экономической плотности тока ( для ). т.к. Км по заданию равен 0,9  ,то

Для ВЛ – 110 220кВ принимают  по МУ МГОУ стр. 9

Полученные сечения проводов округляем до ближайших стандартных

  ;  ;  ;

  ;  ;  ;  

  ;  ;  ;  

  ;  ;  ;

  ;  ;  ;

  ;  ;  ;  

Проверяем по техническим условиям:

  1.  По условиям коронирования

В зависимости от класса номинального напряжения для ограничения коронирования проводов в ПУЭ установлены минимальные допустимые диаметры и соответствующие им сечения проводов воздушных линий. Для класса напряжения 110кВ минимальным сечением по условиям коронации является. Все провода подходят по условию коронации.

  1.  По допустимой токовой нагрузки при нагрев

Где  максимальный расчетный ток в линии на i-участке в послеаварийном режиме, т.е. при отключении одной цепи, следовательно, ток в оставшейся цепи увеличивается в два раза;

допустима длительная нагрузка для проводов выбранного сечения на

i-том участке, принимаем по таблице 4 стр 9 МУ МГОУ часть 2  

; ;

; ;

; ;

; ;

; ;

; ;

По допустимой токовой нагрузке при нагреве выбранные сечения проводов проходят.

  1.  По допустимой потери напряжения.

Требуемые уровни напряжения на шинах 6-10 кВ ПС можно получить

путем изменения коэффициента трансформации на трансформаторах под нагрузкой. Но поскольку пределы регулирования ограничены, то считается, что требуемые уровни напряжения могут быть получены, если при нормальном режиме в линиях потери напряжения не превышали 10-15%, а при послеаварийном 15-20%. Большие потери напряжения приводят к необходимости применения дополнительных устройств регулирования напряжения, т.е. к дополнительным затратам. Для выяснения технической целесообразности вариантов сети выполняем ориентировочную проверку сети по доступным потерям напряжения исходя из выше приведенных значений потерь напряжений.

Определяем потери напряжения по формулам:

;         

где  активная мощность на i - том участке, МВт;  удельное активное сопротивление проводов на i - том участке, Ом/км;  длина линий сети на i - том участке, км;  реактивная мощность на i - том участке, МВар;  удельное реактивное сопротивление проводов на i - том участке, Ом/км.

Значения  и  принимаем по табл. 6 стр. 10 МУ МГОУ часть 2 в соответствии с выбранными сечениями проводов и номинальным напряжением.

А) В нормальном режиме:

Б) В послеаварийном режиме (при отключении одной цепи двухцепной линии):

По потери напряжения выбранные сечения проводов проходят, т.е. при выбранных сечениях линий и установке на ПС трансформаторов с РПН можно получить требуемые уровни напряжения на линиях НН.

Радиальная сеть – вариант 2.

Расчет потокораспределения в сети. 

Расчет потокораспределения выполняем без учета потерь мощности в сети и мощности, генерируемой линиями.

Участок А-1

Участок 1-2

Участок А-4’

Участок 4’-4

Участок 4-3

Участок А-5

Определение токов на участках.

Принимаем во всех точках напряжение равным номинальному и определяем рабочие токи в линиях по формуле:

Где - ток на i-том участке; - мощность на i-том участке; n - количество линий на i-том участке;  - номинальное напряжение на i-том участке.

;

;

;

;

;

;

Выбор сечений проводов.

Выбор сечений проводов линий электросетей является технико-экономической задачей. Экономически целесообразному сечению будет соответствовать минимум приведенных затрат по линиям. Такому условию соответствуют сечения, выбранные по экономической плотности тока:

,

где - ток в режиме максимальной нагрузки;

- нормированное значение экономической плотности тока ( для ). т.к. Км по заданию равен 0,9  ,то

Для ВЛ – 110 220кВ принимают  по МУ МГОУ стр. 9

Полученные сечения проводов округляем до ближайших стандартных

  ;  ;  ;

  ;  ;  ;  

  ;  ;  ;

  ;  ;  ;

  ;  ;  ;  

  ;  ;  ;

Проверяем по техническим условиям:

  1.  По условиям коронирования

В зависимости от класса номинального напряжения для ограничения коронирования проводов в ПУЭ установлены минимальные допустимые диаметры и соответствующие им сечения проводов воздушных линий. Для класса напряжения 110кВ минимальным сечением по условиям коронации является. Все провода подходят по условию коронации.

  1.  По допустимой токовой нагрузки при нагрев

Где  максимальный расчетный ток в линии на i-участке в послеаварийном режиме, т.е. при отключении одной цепи, следовательно ток в оставшейся цепи увеличивается в два раза;

допустима длительная нагрузка для проводов выбранного сечения на

i-том участке, принимаем по таблице 4 стр 9 МУ МГОУ часть 2  

; ;

; ;

; ;

; ;

; ;

; ;

По допустимой токовой нагрузке при нагреве выбранные сечения проводов проходят.

  1.  По допустимой потери напряжения.

Требуемые уровни напряжения на шинах 6-10 кВ ПС можно получить

путем изменения коэффициента трансформации на трансформаторах под нагрузкой. Но поскольку пределы регулирования ограничены, то считается, что требуемые уровни напряжения могут быть получены, если при нормальном режиме в линиях потери напряжения не превышали 10-15%, а при послеаварийном 15-20%. Большие потери напряжения приводят к необходимости применения дополнительных устройств регулирования напряжения, т.е. к дополнительным затратам. Для выяснения технической целесообразности вариантов сети выполняем ориентировочную проверку сети по доступным потерям напряжения исходя из выше приведенных значений потерь напряжений.

Определяем потери напряжения по формулам:

;         

где  активная мощность на i - том участке, МВт;  удельное активное сопротивление проводов на i - том участке, Ом/км;  длина линий сети на i - том участке, км;  реактивная мощность на i - том участке, МВар;  удельное реактивное сопротивление проводов на i - том участке, Ом/км.

Значения  и  принимаем по табл. 6 стр. 10 МУ МГОУ часть 2 в соответствии с выбранными сечениями проводов и номинальным напряжением.

А) В нормальном режиме:

Б) В послеаварийном режиме (при отключении одной цепи двухцепной линии):

По потери напряжения выбранные сечения проводов проходят, т.е. при выбранных сечениях линий и установке на ПС трансформаторов с РПН можно получить требуемые уровни напряжения на линиях НН.

Кольцевая сеть – вариант 1.

Расчет потокораспределения в сети. 

Произведем расчет для радиальных участков сети А-1, 1-2 .

Участок А-1

Участок 1-2

Произведем расчет кольцевого участка сети А-3-4-5-А. Для этого разрежем линию в точке А и считая, что линии выполнены одинаковыми проводами найдем потокораспределение в кольце.

Схема потокораспределения кольцевого участка сети.

Определение токов на участках.

Принимаем во всех точках напряжение равным номинальному и определяем рабочие токи в линиях по формуле:

Где - ток на i-том участке; - мощность на i-том участке; n - количество линий на i-том участке;  - номинальное напряжение на i-том участке.

;

;

;

;

;

;

Выбор сечений проводов.

Выбор сечений проводов линий электросетей является технико-экономической задачей. Экономически целесообразному сечению будет соответствовать минимум приведенных затрат по линиям. Такому условию соответствуют сечения, выбранные по экономической плотности тока:

,

где - ток в режиме максимальной нагрузки;

- нормированное значение экономической плотности тока ( для ). т.к. Км по заданию равен 0,9  ,то

Для ВЛ – 110 220кВ принимают  по МУ МГОУ стр. 9

Полученные сечения проводов округляем до ближайших стандартных, т.к. кольцевой участок сети выполнен одинаковыми проводами принимаем провод большего сечения.

  ;  ;  ;

  ;  ;  ;  

  ;  ;  ;

  ;  ;  ;

  ;  ;  ;

  ;  ;  ;

Проверяем по техническим условиям:

  1.  По условиям коронирования

В зависимости от класса номинального напряжения для ограничения коронирования проводов в ПУЭ установлены минимальные допустимые диаметры и соответствующие им сечения проводов воздушных линий. Для класса напряжения 110кВ минимальным сечением по условиям коронации является . Все провода подходят по условию коронации.

  1.  По допустимой токовой нагрузки при нагрев

Где  максимальный расчетный ток в линии на i-участке в послеаварийном режиме, т.е. при отключении одной цепи, следовательно ток в оставшейся цепи увеличивается в два раза;

допустима длительная нагрузка для проводов выбранного сечения на

i-том участке, принимаем по таблице 4 стр 9 МУ МГОУ часть 2

а) при отключенной одной цепи на двух цепных участках:

; ;

; ;

; ;

; ;

б) при отключении участка 5-4

;

;

;

в) при отключении участка 3-4

;

;

;

По допустимой токовой нагрузке при нагреве выбранные сечения проводов проходят.

  1.  По допустимой потери напряжения.

Требуемые уровни напряжения на шинах 6-10 кВ ПС можно получить

путем изменения коэффициента трансформации на трансформаторах под нагрузкой. Но поскольку пределы регулирования ограничены, то считается, что требуемые уровни напряжения могут быть получены, если при нормальном режиме в линиях потери напряжения не превышали 10-15%, а при послеаварийном 15-20%. Большие потери напряжения приводят к необходимости применения дополнительных устройств регулирования напряжения, т.е. к дополнительным затратам. Для выяснения технической целесообразности вариантов сети выполняем ориентировочную проверку сети по доступным потерям напряжения исходя из выше приведенных значений потерь напряжений.

Определяем потери напряжения по формулам:

;         

где  активная мощность на i - том участке, МВт;  удельное активное сопротивление проводов на i - том участке, Ом/км;  длина линий сети на i - том участке, км;  реактивная мощность на i - том участке, МВар;  удельное реактивное сопротивление проводов на i - том участке, Ом/км.

Значения  и  принимаем по табл. 6 стр. 10 МУ МГОУ часть 2 в соответствии с выбранными сечениями проводов и номинальным напряжением.

А) В нормальном режиме:

;

Б) В послеаварийном режиме

а) при отключении одной цепи двухцепной линии):

б) при отключении участка в кольцевой схеме:

при отключении участка 5-4

;

при отключении участка 3-4

По потери напряжения выбранные сечения проводов проходят, т.е. при выбранных сечениях линий и установке на ПС трансформаторов с РПН можно получить требуемые уровни напряжения на линиях НН.

Кольцевая сеть – вариант 2.

Расчет потокораспределения в сети. 

Произведем расчет для радиальных участков сети А-5’, 5’-5, 5’-4.

Участок А-5’

Участок 5’-5

Участок 5-4

Произведем расчет кольцевого участка сети А-1-2-3-А. Для этого разрежем линию в точке А и считая, что линии выполнены одинаковыми проводами найдем потокораспределение в кольце.

Схема потокораспределения кольцевого участка сети.

Определение токов на участках.

Принимаем во всех точках напряжение равным номинальному и определяем рабочие токи в линиях по формуле:

Где - ток на i-том участке; - мощность на i-том участке; n - количество линий на i-том участке;  - номинальное напряжение на i-том участке.

;

;

;

;

;

;

;

Выбор сечений проводов.

Выбор сечений проводов линий электросетей является технико-экономической задачей. Экономически целесообразному сечению будет соответствовать минимум приведенных затрат по линиям. Такому условию соответствуют сечения, выбранные по экономической плотности тока:

,

где - ток в режиме максимальной нагрузки;

- нормированное значение экономической плотности тока ( для ). т.к. Км по заданию равен 0,9  ,то

Для ВЛ – 110 220кВ принимают  по МУ МГОУ стр. 9

Полученные сечения проводов округляем до ближайших стандартных

  ;  ;  ;

  ;  ;  ;

  ;  ;  ;

  ;  ;  ;

  ;  ;  ;

  ;  ;  ;

  ; ;  ;  

Проверяем по техническим условиям:

  1.  По условиям коронирования

В зависимости от класса номинального напряжения для ограничения коронирования проводов в ПУЭ установлены минимальные допустимые диаметры и соответствующие им сечения проводов воздушных линий. Для класса напряжения 110кВ минимальным сечением по условиям коронации является . Все провода подходят по условию коронации.

  1.  По допустимой токовой нагрузки при нагрев

Где  максимальный расчетный ток в линии на i-участке в послеаварийном режиме, т.е. при отключении одной цепи, следовательно ток в оставшейся цепи увеличивается в два раза;

допустима длительная нагрузка для проводов выбранного сечения на

i-том участке, принимаем по таблице 4 стр 9 МУ МГОУ часть 2

а) при отключенной одной цепи на двух цепных участках:

; ;

; ;

; ;

; ;

; ;

б) при отключении участка 1-2

;

;

;

в) при отключении участка 3-2

;

;

;

По допустимой токовой нагрузке при нагреве выбранные сечения проводов проходят.

  1.  По допустимой потери напряжения.

Требуемые уровни напряжения на шинах 6-10 кВ ПС можно получить

путем изменения коэффициента трансформации на трансформаторах под нагрузкой. Но поскольку пределы регулирования ограничены, то считается, что требуемые уровни напряжения могут быть получены, если при нормальном режиме в линиях потери напряжения не превышали 10-15%, а при послеаварийном 15-20%. Большие потери напряжения приводят к необходимости применения дополнительных устройств регулирования напряжения, т.е. к дополнительным затратам. Для выяснения технической целесообразности вариантов сети выполняем ориентировочную проверку сети по доступным потерям напряжения исходя из выше приведенных значений потерь напряжений.

Определяем потери напряжения по формулам:

;         

где  активная мощность на i - том участке, МВт;  удельное активное сопротивление проводов на i - том участке, Ом/км;  длина линий сети на i - том участке, км;  реактивная мощность на i - том участке, МВар;  удельное реактивное сопротивление проводов на i - том участке, Ом/км.

Значения  и  принимаем по табл. 6 стр. 10 МУ МГОУ часть 2 в соответствии с выбранными сечениями проводов и номинальным напряжением.

А) В нормальном режиме:

;

;

Б) В послеаварийном режиме

а) при отключении одной цепи двухцепной линии):

б) при отключении участка в кольцевой схеме:

при отключении участка 1-2

;

при отключении участка 3-2

;

По потери напряжения выбранные сечения проводов проходят, т.е. при выбранных сечениях линий и установке на ПС трансформаторов с РПН можно получить требуемые уровни напряжения на линиях НН.

Результаты предварительного анализа режимов работы сети сводим в таблицу 3.1.

                  Таблица 3.1.

Тип сети

Номинальное напряжение участка, кВ

Передаваемая мощность, МВА

Максимальный ток в линиях, А

Выбранное сечение провода, мм2

Сопротивления линии

Допустимый ток по условиям нагрева, А

Потери напряжения в послеаварийном режиме

Нормальный режим

Послеаварийный режим

, Ом

, Ом

Нормальный режим

Послеаварийный режим

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

Вариант 1. – радиальная схема

А-1

110

52,63

138,28

276,56

185

2,11

5,48

510

1,62

3,24

1-2

110

28,42

74,67

149,34

95

2,77

3,99

330

0,91

1,82

А-3

110

22,11

58,09

116,18

95

3,35

4,83

330

0,86

1,72

А-5

110

43,16

113,4

226,8

150

3,03

6,24

450

1,72

3,44

5’-5

110

16,84

44,25

88,5

150

2,33

4,8

450

0,52

1,04

5’-4

110

26,32

69,15

138,3

95

3,37

4,86

330

1,03

2,06

Итого

189,48

6,66

13,32

Вариант 2. – радиальная схема

А-1

110

52,63

138,28

276,56

185

2,11

5,48

510

1,62

3,24

1-2

110

28,42

74,67

149,34

95

2,77

3,99

330

0,91

1,82

А-4

110

48,43

127,25

254,5

185

1,16

3,0

510

0,82

1,64

4’-4

110

26,32

69,15

138,3

185

1,8

4,69

510

0,69

1,38

4’-3

110

22,11

58,09

116,18

95

2,56

3,7

330

0,66

1,32

А-5

110

16,84

44,25

88,5

70

11,09

11,67

265

1,97

3,94

Итого

194,75

6,67

13,34

Вариант 1. – кольцевая схема

А-1

110

52,63

138,28

276,56

185

2,11

5,48

510

1,62

3,24

1-2

110

28,42

74,67

149,34

95

2,77

3,99

330

0,91

1,82

А-3

110

39,76

104,47

208,94

150

2,27

4,67

450

1,19

2,38

3-4

110

17,65

92,75

138,3

150

5,83

12,0

450

1,35

2,02

5-4

110

8,66

45,51

138,3

150

6,51

13,41

450

0,74

2,26

А-5

110

25,51

67,03

134,06

150

5,36

11,04

450

1,8

3,6

Итого

172,63

7,61

15,32

Вариант 2. – кольцевая схема

А-1

110

38,98

102,42

204,84

150

2,71

5,58

450

1,39

2,78

1-2

110

14,77

77,61

149,34

150

3,75

7,73

450

0,73

1,4

3-2

110

13,65

71,73

149,34

150

5,84

12,03

450

1,05

2,19

А-3

110

35,76

93,96

187,92

150

2,27

4,67

450

1,07

2,14

А-5

110

43,16

113,4

226,8

150

3,03

6,24

450

1,72

3,44

5’-5

110

16,84

44,25

88,5

150

2,33

4,8

450

0,52

1,04

5’-4

110

26,32

69,15

138,3

95

3,37

4,86

330

1,03

2,06

Итого

189,48

7,51

15,05

Г). Выбор схемы электрических соединений ПС.

     Схема первичных соединений представляет собой графическое изображение соединений электрооборудования, сборных шин и коммутационной аппаратуры ПС между собой и приходящими – и отходящими линиями. Она зависит от способа присоединения ПС к сети, номинального напряжения сети, числа присоединений.

      Главная схема ПС должна обеспечивать:

- надежность электроснабжения в нормальных и послеаварийных режимах;

- возможность проведения ремонтных работ на отдельных элементах схемы без отключения смежных присоединений;

- наглядность, простоту и экономичность в эксплуатации;

- автоматически восстанавливать питание потребителей в послеаварийных режимах;

- учитывать перспективу развития РУ всех напряжений.

      На основании вышеуказанного принимаем для выбранных вариантов схем питания ПС следующие типовые схемы электрических соединений:

- радиальная сеть – вариант 1 ПС 2,3,5 тупиковые, ПС 1 ответвительная, ПС 4 отпаечная, схема два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линии;

- радиальная сеть – вариант 2 ПС 2,4,5 тупиковые, ПС 1 ответвительная, ПС 3 отпаечная,  схема два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линии;

- кольцевая сеть – вариант 2 ПС 3,5 проходные, схема мостик с выключателями в цепях трансформаторов и ремонтной перемычкой со стороны трансформаторов, ПС 4 проходная, схема мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линий, ПС 1 ответвительная, ПС 2 тупиковая, схема два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линии;

- кольцевая сеть – вариант 1 ПС 1,3 проходные, схема мостик с выключателями в цепях трансформаторов и ремонтной перемычкой со стороны трансформаторов, ПС 2 проходная, схема мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линий, ПС 4 отпаечная, ПС 5 тупиковая, схема два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линии;

Д). Выбор числа и мощности трансформаторов на ПС.

     Количество трансформаторов, устанавливаемых на ПС, зависит от требований к надежности электроснабжения потребителей данной ПС. Выше принято 10% потребителей 1 категории, 20% потребителей 2 категории, 70% потребителей 3 категории. В соответствии с этим принимаем к установке на каждой ПС по два трансформатора.

     Мощность трансформаторов на ПС выбирают из такого расчета, чтобы при отключении одного из них, оставшийся в работе обеспечил питание

потребителей на время ремонта или замену поврежденного с учетом допустимой перегрузкой и возможности резервирования по сетям низких напряжений.

     Согласно ПУЭ, если коэффициент начальной нагрузки не более 0,93, то трансформаторы с любой системой охлаждения независимо от температуры окружающей среды допускают в аварийном режиме работу с нагрузкой, превышающей номинальную мощность трансформатора в 1,4 раза в течении 5 суток на время максимумов нагрузки общей продолжительностью не более 6 часов в сутки.

  Мощность трансформатора определяется по формуле:

,

где - коэффициент участия в нагрузке потребителей 2-ой категории (принимается равным 1) из условия питания 6-10кВ = 1;

- максимальная нагрузка, МВА;

- коэффициент аварийной перегрузки принимаем равным 1,4;

- количество трансформаторов.

П/С №1  ;                

П/С №2  ;               

П/С №3  ;               

П/С №4  ;               

П/С №5  ;               

Из полученных данных устанавливаем на подстанциях 1, 2, 4 трансформатор типа ТРДН-25000/110, на подстанциях 3, 5 трансформатор типа ТДН-16000/110.

Данные выбранных трансформаторов занесем в таблицу 3.2.

Таблица 3.2.

№ п/с

п/с

(МВА)

Тип

тран-ра

Каталожные данные

UН, кВ

, кВт

, кВт

, %

, %

,

%

ВН

НН

1

24,21

2хТРДН – 25000/110

115

10,5-10,5

120

27

10,5

0,7

2

28,42

2хТРДН – 25000/110

115

10,5-10,5

120

27

10,5

0,7

3

22,11

2хТДН – 16000/110

115

11,0

85

19

10,5

0,7

4

26,32

2хТРДН – 25000/110

115

10,5-10,5

120

27

10,5

0,7

5

16,84

2хТДН – 16000/110

115

11,0

85

19

10,5

0,7

Е). Определение потерь мощности и энергии в сети и массы цветного металла проводов.

      Для технико-экономического сравнения вариантов сети необходимо найти суммарные потери мощности и энергии в элементах сети, используя предварительно найденное потокораспределение, и массу цветного металла

проводов ВЛ сети.

Определяем время максимальных потерь:

;

Находим потери мощности для каждого варианта сети по формуле:

Радиальная сеть – вариант 1:    

Радиальная сеть – вариант 2:    

Кольцевая сеть – вариант 1:     

Кольцевая сеть – вариант 2:     

Находим потери энергии каждого варианта сети по формуле:

Радиальная сеть – вариант 1:        

Радиальная сеть – вариант 2:       

Кольцевая сеть – вариант 1:         

Кольцевая сеть – вариант 2:         

Находим массу металла проводов ВЛ для каждого варианта сети по формуле:   

где , кг/км масса алюминия в км проводов, принимается по табл. 8 стр. 23 МУ МГОУ часть 2 в соответствии с выбранными сечениями проводов на

i-том участке;  длина проводов на i-том участке; n количество цепей в линии на i-том участке.

Радиальная сеть – вариант 1:     

Радиальная сеть – вариант 2:        

Кольцевая сеть – вариант 1:       

Кольцевая сеть – вариант 2:        

Результаты предварительного анализа режимов работы сводим в таблицу 3.3.

                                                                                                               Таблица 3.3.

в-т

длина

трасс

линий

сети, км

напря-жение сети,кВ

Кол-во

цветного металла, т

кол-во

ячеек с

выкл-ми

Суммарные потери мощности,

МВт

Суммарные потери энергии,

МВт*ч/год

Радиальная сеть

1

142,15

110

156,43

10

1,39

5368,18

2

151,82

164,28

10

1,24

4788,88

Кольцевая сеть

1

180,28

110

184,58

13

1,39

5368,18

2

170,8

166,86

13

1,4

5406,8

Ж). Предварительный анализ технико-экономических показателей вариантов сети.

     Ввиду того, что все варианты имеют одинаковое номинальное напряжение, сопоставим их по натуральным количественным показателям, отражающим капиталовложения, а следовательно и эксплуатационные расходы по сети.

     Сравнение проводим среди однотипных вариантов по следующим показателям:

- протяженность трасс линий;

- затраты цветного металла;

- суммарное количество ячеек с выключателями;

- потери мощности и энергии в сети.

      Анализируя варианты сети выявляем их технико-экономическую пригодность:

  1.  выбранные сечения проводов применяются на напряжение 110 кВ.
  2.  токовые нагрузки на некоторых участках позволяют выбрать и меньшее сечение проводов, но выбор сечения продиктован ПУЭ по условию короны на напряжение 110 кВ и условиями выбора проводников из расчета плотности тока.
  3.  варианты схемы радиальной сети имеют одинаковое количество выключателей, вариант 2 имеет меньшие потери мощности и энергии, а также большее количество затраченного металла и протяженность трасс ВЛ линий сети, поэтому его исключаем из дальнейшего рассмотрения.
  4.  среди вариантов кольцевой сети оба имеют одинаковое количество выключателей вариант 1 имеет меньшие потери мощности и энергии, но при этом большее количество затраченного металла и большую протяженность трасс ВЛ линий сети, поэтому его исключаем из дальнейшего рассмотрения.
  5.  Таким образом, принимаем для технико-экономического сравнения вариант 1 из радиальных схем сети и вариант 2 из кольцевых схем.

                                                         

Технико-экономическое сравнение вариантов сети.

При выполнении технико-экономических расчетов выполнены условия

сопоставимости вариантов сети:

  1.  варианты обеспечивают передачу потребителям одинакового количества энергии;
  2.  варианты поставлены в оптимальные для каждого из них условия, т.е. в каждом варианте используются прогрессивные материалы и методы организации строительства и эксплуатации, максимально используется новая техника, выполняются оптимальные условия работы оборудования и т.д.;
  3.  варианты обеспечивают требуемые условия по безопасному обслуживанию и по ограничению влиянию на окружающую среду;
  4.  варианты обеспечивают достаточную надежность электроснабжения потребителей;
  5.  варианты обеспечивают требуемое по ГОСТу качество и частоту напряжения;
  6.  расчеты проводят в единых ценах.

В условиях рыночных отношений для сравнительной экономической оценки вариантов технических решений в качестве одного из показателей используются суммарные дисконтированные затраты, представляющие собой сумму капиталовложений и издержек за срок службы объекта.

При расчете дисконтированных затрат будем использовать укрупненные показатели стоимости. Критерием, по которому определяется оптимальный вариант, является суммарные дисконтированные затраты:

,

где:  - норма дисконта экономической эффективности капиталовложений;

- годовые дисконтированные затраты, тыс.руб/год;

- единовременные капиталовложения в сооружаемые объекты;

- ежегодные эксплуатационные издержки;

t - текущие годы строительства и эксплуатации объекта;

- срок службы объекта.

Дисконтированные затраты приводятся к началу расчетного периода (t = 1).

В формуле суммарных дисконтированных затрат амортизационные отчисления на реновацию ар в составе Иt, не учитываются, поскольку в условиях рыночных отношений в экономике источником финансирования капитальных вложений (на новое строительство или на замену выбывающих объектов) могут быть любые поступления: кредиты банков, накопленная прибыль и др. При этом амортизационные отчисления могут расходоваться не только на финансирование Кt, но и на другие цели.

Расчет капиталовложений.

Капитальные вложения (К), как и все экономические показатели сравниваемых вариантов должны определяться в прогнозных ценах одного Капиталовложения в сеть представляют собой выраженные в денежной форме затраты, связанные с сооружением сети. Они складываются из расходов на работы, предшествующие строительству (проектные, научные, изыскательские), на освоение и подготовку территории, приобретение оборудования и строительно-монтажные работы. Затраты на строительство сети (К) подразделяют на затраты по линиям (Кл) и затраты по подстанциям (Кпс):  К=КЛ + КПС 

При выполнении сравнительных технико-экономических расчетов затраты на сеть определяем по укрупненным показателям стоимости (УПС).

Свл – базисный показатель стоимости ВЛ 110Кв Свл до 150=1590 тыс.руб/км,

Свл 185-240=1795 тыс.руб/км

Иц – индекс цен по капитальным вложениям и элементам их технологической структуры на уровень 2007г. Иц=3,457

Свыр – затраты на вырубку просеки дл ВЛ 110кВ Свыр=95 тыс.руб/км

Сз – нормативная цена земли в субъектах РФ для Московской области Сз=40руб./км

F – площадь постоянного отвода земли на 1 км ВЛ 110Кв, при одностоечных стальных опорах F=70м2 Свл•L•Ктер•Иц

результаты расчета капиталовложений представим в табличной форме:

Таблица 4.1

Составляющая затрат

Длина км L

Вариант 1

Длина км

Вариант 2

Радиальная сеть вар.2

Кольцевая  сеть вар.2

Расчет затрат

Величина затрат, млн. руб.

Расчет затрат

Величина затрат, млн. руб.

Свл•L•Ктер•Иц

Свл•L•Ктер•Иц

Свл

Ктер

Иц

Свл

Ктер

Иц

ВЛ-110 кВ на ст. опорах с проводом

АС-185, двухцепные

26,55

1795

1

3,457

164,75

-

1795

1

3,457

-

ВЛ-110 кВ на ст. опорах с проводом

АС-150, двухцепные

52,57

1590

1

3,457

288,96

101,37

1590

1

3,457

557,19

ВЛ-110 кВ на ст. опорах с проводом

АС-120, двухцепные

-

1590

1

3,457

-

-

1590

1

3,457

-

ВЛ-110 кВ на ст. опорах с проводом

АС-95,  двухцепные

63,03

1590

1

3,457

346,45

22,38

1590

1

3,457

123,01

ВЛ-110 кВ на ст. опорах с проводом

АС-70,  двухцепные

-

1590

1

3,457

-

-

1590

1

3,457

-

ВЛ-110 кВ на ст. опорах с проводом

АС-150, одноцепные

-

-

-

-

-

47,05

1170

1

3,457

190,3

Вырубка леса с учетом терр. коэффициента

142,15

90

1

3,457

44,23

170,8

90

1

3,457

53,14

Итого по ВЛ:

844,39

 

913,64

Прочие затраты 12,5%

105,55

 

114,21

Стоимость постоянного отвода земли под ВЛ

142,15

40*

10-6

70

3,457

1,38

170,8

40*

10-6

70

3,457

1,65

Стоимость ВЛ всего:

 

951,32

 

1029,5

  Таблица 4.2

Описание схемы

Стоимость единицы, тыс. руб.

Вариант 1

Вариант 2

Радиальная сеть вар.2

Кольцевая сеть вар.2

Количество

Величина затрат, млн. руб.

Количество

Величина затрат, млн. руб.

ОРУ 110 кВ, выполнено по схеме мостик с выключателями в цепях трансформаторов и ремонтной перемычкой со стороны трансформаторов по типовой схеме 5АН

30 000

-

-

2

60

ОРУ 110 кВ – по схеме два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий по типовой схеме 4Н

15 200

5

76,0

2

30,4

ОРУ 110 кВ – мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линий по типовой схеме 5Н

30 000

-

-

1

30

Стоимость ячейки трансформатора 10 МВ·А 110/НН

3700

-

-

-

-

Стоимость ячейки трансформатора 16 МВ·А 110/НН

4300

2

8,6

2

8,6

Стоимость ячейки трансформатора 25 МВ·А 110/НН

5500

3

16,5

3

16,5

Постоянная часть затрат

по схеме 4Н

7200

5

36,0

2

14,4

Постоянная часть затрат

по схеме 5Н, 5АН

10750

-

-

3

32,25

Итого по ПС:

137,1

192,15

Прочие затраты 15,5%

21,25

29,78

Стоимость постоянного отвода земли под ПС. Схема электрических соединений ПС на стороне ВЛ мостик с 3-мя выключателями или два блока и дополнительная ВЛ

40

12тыс.м2·5шт

2,4

12тыс.м2·5шт

2,4

Стоимость ПС всего:

160,75

224,33

Расчет эксплуатационных издержек.

Эксплуатационные издержки t,) определяются по выражению:

     

где: И't - общие годовые эксплуатационные расходы по электросетевому объекту без учета затрат на амортизацию;

Иф - финансовые издержки, равные выплатам процентов по кредитам, но облигациям и др. по годам расчетного периода;

∆Иt - затраты на возмещение потерь электроэнергии.

  На покрытие потерь энергии в системе затрачиваются определенные средства. Поэтому для правильной экономической оценке сравниваемых вариантов сети надо учитывать затраты, связанные с компенсацией потерь энергии.

В варианте 1 -  5368,18  МВт*ч/год    

В варианте 2 -  5406,8  МВт*ч/год

По кривым рис. 1 (по методическим указаниям) находим затраты на возмещение затрат по возмещению переменных потерь  принимая  и .

Тогда общие затраты на возмещение потерь энергии в сети будут равны:

1 варианту:

2 варианту: .

Определяются эксплуатационные издержки по выражению

1 варианту:

2 варианту:

Таким образом, расчетные затраты:

По 1-му варианту:

По 2-му варианту:

Дисконтированные затраты по первому варианту оказались меньше, чем по второму. Следовательно, целесообразно принять схему сети по первому варианту.

Расчет основных режимов выбранного варианта сети.

Цепь электрического расчета сети определение потоков мощности по

элементам сети и напряжений на шинах ПС.

Строим схемы замещения для всех участков сети.

Участок А-1

Рис.5.1.

Участок 1-2

Рис.5.2.

Участок А-3

Рис.5.3.

Участок А-5’

Рис.5.4.

Участок 5’-5

Рис.5.5.

Участок 5’-4

Рис.5.6.

Определение параметров схемы замещения.

  1.  потери холостого хода трансформаторов.

где:- ток холостого хода тр-ра на i-той ПС,%;  мощность тр-ра i-той ПС

где:- мощность  холостого хода тр-ра на i-той ПС,МВт;  число

тр-ра i-той ПС

тр-р мощностью 16 МВА: ;

ПС с тр-рами 16 МВА

тр-р мощностью 25 МВА: ;

  1.  активное сопротивление трансформаторов.

ПС с тр-рами 16 МВА

ПС с тр-рами 25 МВА

  1.  реактивное сопротивление трансформаторов.

ПС с тр-рами 16 МВА

ПС с тр-рами 25 МВА

  1.  зарядная мощность линии.

результаты расчетов параметров схем замещения сводим в табл. 5.1. и 5.2.

Таблица 5.1.

№ ПС

1,2,4.

2,32

1,16

50,82

25,41

3,5.

4,02

2,01

79,41

39,7

Таблица 5.2.

Участок сети

А-1

4,22

2,11

10,97

5,48

0,88

1-2

5,54

2,77

7,99

3,99

0,58

А-3

6,7

3,35

9,66

4,83

0,7

А-5

6,06

3,03

12,47

6,24

0,97

5’-5

4,67

2,33

9,61

4,8

0,75

5-4

6,74

3,37

9,71

4,86

0,71

Участок А-1-2

Нормальный режим работы.

Определение потоков мощности в продольных элементах схемы замещения участка 1-2.

Определение потоков мощности в продольных элементах схемы замещения участка А-1.

Определение потерь напряжения в продольных элементах схемы замещения.

При максимальной нагрузки на шинах РУ поддерживается напряжение на 5% выше номинального, поэтому принимаем напряжение на ПС «А» в ОРУ 110кВ равным 115 кВ.

Продольная составляющая потерь напряжения в линиях А-1

Поперечная составляющая потерь напряжения в линиях А-1

Модуль напряжения в конце участка А-1

Продольная составляющая потерь напряжения в тр-рах ПС-1

Поперечная составляющая потерь напряжения в тр-рах ПС-1

Модуль напряжения на стороне ВН тр-ров ПС-1

Определение потерь мощности и энергии на участке А-1

Продольная составляющая потерь напряжения в линиях 1-2

Поперечная составляющая потерь напряжения в линиях 1-2

Модуль напряжения в конце участка 1-2

Продольная составляющая потерь напряжения в тр-рах ПС-2

Поперечная составляющая потерь напряжения в тр-рах ПС-2

Модуль напряжения на стороне ВН тр-ров ПС-2

Определение потерь мощности и энергии на участке 1-2

послеаварийный режим работы.

Определение потоков мощности в продольных элементах схемы замещения участка 1-2.

Определение потоков мощности в продольных элементах схемы замещения участка А-1.

Продольная составляющая потерь напряжения в линиях А-1

Поперечная составляющая потерь напряжения в линиях А-1

Модуль напряжения в конце участка А-1

Продольная составляющая потерь напряжения в тр-рах ПС-1

Поперечная составляющая потерь напряжения в тр-рах ПС-1

Модуль напряжения на стороне ВН тр-ров ПС-1

Определение потерь мощности и энергии на участке А-1

Продольная составляющая потерь напряжения в линиях 1-2

Поперечная составляющая потерь напряжения в линиях 1-2

Модуль напряжения в конце участка 1-2

Продольная составляющая потерь напряжения в тр-рах ПС-2

Поперечная составляющая потерь напряжения в тр-рах ПС-2

Модуль напряжения на стороне ВН тр-ров ПС-2

Определение потерь мощности и энергии на участке 1-2

Участок А-3

Нормальный режим работы.

Определение потоков мощности в продольных элементах схемы замещения участка А-3.

Определение потерь напряжения в продольных элементах схемы замещения.

При максимальной нагрузки на шинах РУ поддерживается напряжение на 5% выше номинального, поэтому принимаем напряжение на ПС «А» в ОРУ 110кВ равным 115 кВ.

Продольная составляющая потерь напряжения в линиях А-3

Поперечная составляющая потерь напряжения в линиях А-3

Модуль напряжения в конце участка А-3

Продольная составляющая потерь напряжения в тр-рах ПС-3

Поперечная составляющая потерь напряжения в тр-рах ПС-3

Модуль напряжения на стороне ВН тр-ров ПС-3

Определение потерь мощности и энергии на участке А-3

послеаварийный режим работы.

Определение потоков мощности в продольных элементах схемы замещения участка А-3.

Определение потерь напряжения в продольных элементах схемы замещения.

Продольная составляющая потерь напряжения в линиях А-3

Поперечная составляющая потерь напряжения в линиях А-3

Модуль напряжения в конце участка А-3

Продольная составляющая потерь напряжения в тр-рах ПС-3

Поперечная составляющая потерь напряжения в тр-рах ПС-3

Модуль напряжения на стороне ВН тр-ров ПС-3

Определение потерь мощности и энергии на участке А-3

Участок А-5’; 5’-5; 5’-4

Нормальный режим работы.

Определение потоков мощности в продольных элементах схемы замещения участка 5’-4.

Определение потоков мощности в продольных элементах схемы замещения участка 5’-5.

Определение потоков мощности в продольных элементах схемы замещения участка А-5’.

Определение потерь напряжения в продольных элементах схемы замещения.

При максимальной нагрузки на шинах РУ поддерживается напряжение на 5% выше номинального, поэтому принимаем напряжение на ПС «А» в ОРУ 110кВ равным 115 кВ.

Продольная составляющая потерь напряжения в линиях А-5’

Поперечная составляющая потерь напряжения в линиях А-5’

Модуль напряжения в конце участка А-5’

Определение потерь мощности и энергии на участке А-5’

Продольная составляющая потерь напряжения в линиях 5’-5

Поперечная составляющая потерь напряжения в линиях 5’-5

Модуль напряжения в конце участка 5’-5

Продольная составляющая потерь напряжения в тр-рах ПС-5

Поперечная составляющая потерь напряжения в тр-рах ПС-5

Модуль напряжения на стороне ВН тр-ров ПС-5

Определение потерь мощности и энергии на участке 5’-5

Продольная составляющая потерь напряжения в линиях 5’-4

Поперечная составляющая потерь напряжения в линиях 5’-4

Модуль напряжения в конце участка 5’-4

Продольная составляющая потерь напряжения в тр-рах ПС-4

Поперечная составляющая потерь напряжения в тр-рах ПС-4

Модуль напряжения на стороне ВН тр-ров ПС-4

Определение потерь мощности и энергии на участке 5’-4

послеаварийный режим работы.

Определение потоков мощности в продольных элементах схемы замещения участка 5’-4.

Определение потоков мощности в продольных элементах схемы замещения участка 5’-5.

Определение потоков мощности в продольных элементах схемы замещения участка А-5’.

Продольная составляющая потерь напряжения в линиях А-5’

Поперечная составляющая потерь напряжения в линиях А-5’

Модуль напряжения в конце участка А-5’

Определение потерь мощности и энергии на участке А-5’

Продольная составляющая потерь напряжения в линиях 5’-5

Поперечная составляющая потерь напряжения в линиях 5’-5

Модуль напряжения в конце участка 5’-5

Продольная составляющая потерь напряжения в тр-рах ПС-5

Поперечная составляющая потерь напряжения в тр-рах ПС-5

Модуль напряжения на стороне ВН тр-ров ПС-5

Определение потерь мощности и энергии на участке 5’-5

Продольная составляющая потерь напряжения в линиях 5’-4

Поперечная составляющая потерь напряжения в линиях 5’-4

Модуль напряжения в конце участка 5’-4

Продольная составляющая потерь напряжения в тр-рах ПС-4

Поперечная составляющая потерь напряжения в тр-рах ПС-4

Модуль напряжения на стороне ВН тр-ров ПС-4

Определение потерь мощности и энергии на участке 5’-4

Регулирование напряжения в сети.

Для районных ПС при максимальных нагрузках напряжение на шинах

РУ 6-10 кВ поддерживается на 5% выше номинального, при минимальных нагрузках равное номинальному. Определяем напряжение на шинах НН ПС, приведенное к стороне ВН.

Напряжение, желаемое на стороне НН ПС принимаем равным 10,5кВ

ПС 1. Нормальный режим.

Расчетное напряжение ответвления находим по формуле:

напряжение одной ступени регулирования:

требуемое регулировочное ответвление:

;     

действительное напряжение на шинах НН ПС 1:

ПС 1. Послеаварийный режим.

Расчетное напряжение ответвления находим по формуле:

напряжение одной ступени регулирования:

требуемое регулировочное ответвление:

;     

действительное напряжение на шинах НН ПС 1:

ПС 2. Нормальный режим.

Расчетное напряжение ответвления находим по формуле:

напряжение одной ступени регулирования:

требуемое регулировочное ответвление:

;     

действительное напряжение на шинах НН ПС 2:

ПС 2. Послеаварийный режим.

Расчетное напряжение ответвления находим по формуле:

напряжение одной ступени регулирования:

требуемое регулировочное ответвление:

;     

действительное напряжение на шинах НН ПС 2:

ПС 3. Нормальный режим.

Расчетное напряжение ответвления находим по формуле:

напряжение одной ступени регулирования:

требуемое регулировочное ответвление:

;     

действительное напряжение на шинах НН ПС 3:

ПС 3. Послеаварийный режим.

Расчетное напряжение ответвления находим по формуле:

напряжение одной ступени регулирования:

требуемое регулировочное ответвление:

;     

действительное напряжение на шинах НН ПС 3:

ПС 4. Нормальный режим.

Расчетное напряжение ответвления находим по формуле:

напряжение одной ступени регулирования:

требуемое регулировочное ответвление:

;     

действительное напряжение на шинах НН ПС 4:

ПС 4. Послеаварийный режим.

Расчетное напряжение ответвления находим по формуле:

напряжение одной ступени регулирования:

требуемое регулировочное ответвление:

;     

действительное напряжение на шинах НН ПС 4:

ПС 5. Нормальный режим.

Расчетное напряжение ответвления находим по формуле:

напряжение одной ступени регулирования:

требуемое регулировочное ответвление:

;     

действительное напряжение на шинах НН ПС 5:

ПС 5. Послеаварийный режим.

Расчетное напряжение ответвления находим по формуле:

напряжение одной ступени регулирования:

требуемое регулировочное ответвление:

;     

действительное напряжение на шинах НН ПС 5:

Таблица значений ответвлений трансформаторов с РПН

                                                                                                               Таблица 6.1.

Направления ответвлений трансформаторов 110 кВ с РПН

ступень

регулирования

напряжение

ответвления (кВ)

ступень

регулирования

напряжение

ответвления (кВ)

0

115,0

0

115,0

-1

113,0

+1

117,0

-2

111,0

+2

119,0

-3

109,0

+3

121,0

-4

107,0

+4

123,0

-5

105,0

+5

125,0

-6

103,0

+6

127,0

-7

101,0

+7

129,0

-8

99,0

+8

131,0

-9

97,0

+9

133,0

Результаты расчетов по выбору ответвлений на трансформаторах ПС сводим в таблицу 6.2.

Таблица 6.2.

№ ПС

Режим работы сети

Максимальный

Послеаварийный

Выбранное ответвление

Действительное напряжение, кВ

Выбранное ответвление

Действительное напряжение, кВ

1

-2

10,5

-4

10,5

2

-3

10,56

-6

10,6

3

-2

10,99

-4

11,02

4

-3

10,56

-5

10,41

5

-2

10,92

-5

11,02

7.   Расчет техноко-экономических показателей сети.

1. Капитальные вложения.

Результаты расчета капиталовложений представим в табличной форме.

Таблица 7.1.

Элемент сети

Расч. ед. измерения

Общее кол-во

Стоимость, млн. руб.

ВЛ-110 кВ, 2х-цепная на ст. опорах,185мм2

км

26,55

164,75

ВЛ-110 кВ, 2х-цепная на ст. опорах, 150мм2

км

52,57

288,96

ВЛ-110 кВ, 2х-цепная на ст. опорах, 120мм2

км

-

-

ВЛ-110 кВ, 2х-цепная на ст. опорах, 95мм2

км

63,03

346,45

ВЛ-110 кВ, 2х-цепная на ст. опорах, 70мм2

км

-

-

Вырубка леса с учетом терр. коэффициента

км

142,15

44,23

Прочие затраты 12,5%

%

-

105,55

Стоимость постоянного отвода земли под ВЛ

км

-

1,38

ОРУ 110 кВ, выполнено по схеме мостик с выключателями в цепях трансформаторов и ремонтной перемычкой со стороны трансформаторов по типовой схеме 5АН

шт

-

-

ОРУ 110 кВ – по схеме два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий по типовой схеме 4Н

шт

5

76,0

Стоимость ячейки трансформатора 10 МВ·А 110/НН

шт

-

-

Стоимость ячейки трансформатора 16 МВ·А 110/НН

шт

2

8,6

Стоимость ячейки трансформатора 25 МВ·А 110/НН

шт

3

16,5

Постоянная часть затрат

по схеме 4Н

шт

5

36,0

Постоянная часть затрат

по схеме 5Н, 5АН

шт

-

-

Прочие затраты 15,5%

%

-

21,25

Стоимость постоянного отвода земли под ПС. Схема электрических соединений ПС на стороне ВЛ мостик с 3-мя выключателями или два блока и дополнительная ВЛ

тыс.м2·шт

12тыс.м2·5

2,4

Итого капиталовложений:

1112,07

Данные для расчета приняты по таблицам МУ МГОУ часть 3.

2. Эксплуатационные расходы.

Расчет ежегодных издержек выполним в табличной форме.

Таблица 7.2.

Показатели

Единица измерения

Вариант 1

Эксплуатационные издержки на ремонт и обслуживание

млн.руб

128,3

Затраты на возмещение потерь энергии

млн.руб

1,06

Итого ежегодные расходы

млн.руб

129,36

3. Затраты на возмещение переменных потерь.

По кривым рис. 1 (по методическим указаниям) находим затраты на возмещение затрат по возмещению переменных потерь  принимая  и .

Тогда общие затраты на возмещение потерь энергии в сети будут равны:

4.Себестоимость сети.

Характеристики экономичности сети.

1.Потери мощности в сети в % от передаваемой мощности:

2.Потери энергии в сети в % от полной энергии, полученной потребителями:

3.Величина капитальных вложений, приходящихся на 1МВт передаваемой мощности:

4.Количество цветного металла, затраченного на передачу 1МВт мощности:

5.Суммарная длина линий в одноцепном исполнении

Результаты расчетов экономичности сети сводим в таблицу 7.3. и 7.4.

Таблица 7.3.

116,48

5400

142,15

1112,07

129,36

1,39

5368,18

Таблица 7.4.

1,06

1,19

0,85

9,55

1,34

0,002

Часть 2. Понизительная подстанция.

1. Общая часть.

Данный курсовой проект выполнен в соответствии с действующими законами Р.Ф., нормами и правилами, обеспечивающими безопасную эксплуатацию зданий и сооружений в соответствии со СНиПами, с ПУЭ, с методическими указаниями и соответствует исходным данным и требованиям по проектированию.

1. ПС-3 предназначена для электроснабжения завода железобетонных конструкций;

2. ПС расположена в средней полосе Европейской части России;

3. Состав потребителей ПС по категориям: 10% - 1-ая категория, 20% - 2-ая категория, 70% - 3-я категория;

4. Продолжительность использования максимальной нагрузки 5400 часов;

5. ПС запроектирована на территории, свободной от застройки; на землях, выведенных из сельхозпроизводства; залесенная территория на 20%; вне зон природных и промышленных загрязнений; на территории не затопляемой, не подверженной камнепадам; на грунтах, не требующих дорогостоящих фундаментов; на расстоянии от складов отравляющих веществ; вне зон влияния карьеров, где ведутся взрывные работы; вне зон взрывов на карьерах открытой добычи полезных ископаемых; вне населенных пунктов, подлежащих сносу.

6. Присоединение ПС к сети 110 кВ осуществляется путем захода на нее двухцепной ВЛ 110 кВ от центра питания ПС «А».

7. Площадка под строительство расположена на расстоянии 0,5 км от территории завода. Рядом с заводом находится поселок городского типа с инфраструктурой, Для проезда автотранспорта к зданиям и сооружениям ПС предусмотрена автодорога с капитальным покрытием отпайкой от проходящей рядом автодороги с асфальтовым покрытием.

8. Площадь территории ПС составляет – 1 Га. По территории ПС устраиваются пешеходные дорожки с щебеночным покрытием. Внешнее ограждение ПС железобетонное.

9. ОРУ 110 кВ выполняется из отдельных блоков, на которых смонтировано соответствующее оборудование. Смежные блоки, устанавливаемые на железобетонные стойки, объединены в группы, каждая из которых представляет единый конструктивный элемент. Ошиновка ОРУ 110 кВ выполнена сталеалюминевыми проводами заводской поставки.

10. Для размещения шкафов КРУ 10 кВ, панелей релейных защит, управления, автоматики, телемеханики, панелей собственных нужд сооружается сблокированное здание ОПУ и ЗРУ 10 кВ. Здание ОПУ одноэтажное, ЗРУ двухэтажное.

11. Контрольные кабели прокладываются в наземных железобетонных лотках и подвесных металлических коробах отдельно от силовых кабелей собственных нужд в соответствии с РД 34.20.116-93 «Методические указания по защите вторичных цепей электрических станций и подстанций от импульсных помех».

12. Эксплуатационное и оперативное обслуживание ПС осуществляется постоянным оперативным персоналом. Ремонт предусматривается с помощью выездных ремонтных бригад. Капитальный ремонт трансформаторов производится на заводе. Текущий ремонт производится на месте.

13. Нормальные условия труда в ОРУ 110 кВ и ЗРУ 10 кВ ПС обеспечены применением при ремонтных работах автокранов и средств малой механизации. Предусмотрено рабочие и ремонтное освещение, система приточно-вытяжной вентиляции. Для ремонтного персонала предусмотрено служебное помещение в здании ОПУ.

 2. Выбор главной схемы электрических соединений, выбор трансформаторов.

Главная схема выбрана на стадии проектирования электрической сети.

Главная схема обеспечивает: надежность электроснабжения потребителей; приспособленность к проведению ремонтных работ; наглядность, простату и экономичность в эксплуатации.

На ПС приняты следующие схемы электрических соединений:

- ОРУ 110 кВ схема из двух блоков трансформатор линия с выключателями в цепях трансформатора и неавтоматической перемычкой со стороны линии.

Повреждения, возникающие в сети, отключаются головными выключателями ВЛ 110 кВ установленными на узловой ПС «А». При повреждении трансформатора отключается трансформатор, установленный в блоке трансформатор линия. Неавтоматическая перемычка предназначена для повышения гибкости схемы, состоит из двух разъединителей, один из которых в нормальном режиме должен быть отключен. Если этого не сделать, то при КЗ в любой линии релейной защитой отключаются обе линии, нарушая электроснабжение ПС. Схема проста и достаточно надежна.

- ЗРУ 10 кВ одиночная секционированная система шин из 4 секций с двумя секционным выключателем.

ЗРУ 10 кВ укомплектовано шкафами КРУ. Достоинствами схемы является простота, наглядность, экономичность, достаточно высокая надежность.

Питание потребителей в аварийных режимах и при ремонтных работах не нарушается благодаря наличию двух питающих линий, присоединенных к разным секциям, каждая из которых рассчитана на полную нагрузку, и благодаря тому, что трансформаторы с расщепленной обмоткой присоединены одновременно к двум секциям.  

3. Изоляция, защита от перенапряжений, заземление.

На карте уровней изоляции ПС расположена во 2 зоне СЗА. Согласно «Инструкции по выбору изоляции электроустановок» РД 35.51.101-90, удельная эффективная длина утечки внешней изоляции электрооборудования в ОРУ 110 кВ в районах с 1-2 СЗА должно быть не менее 1,5 см/кВ. Для натяжных и поддерживающих гирлянд изоляторов в соответствии с РД 34.51.101-90 в районах с 2 СЗА удельная эффективная длина утечки изоляции должна быть не менее 1,6 см/кВ или по 8 изоляторов типа ПС12-А.

Защита электрооборудования ОРУ от прямых ударов молнии осуществляется при помощи отдельно стоящих молниеотводах. Защита от грозовых перенапряжений, приходящих с ВЛ 110 кВ, а также от коммутационных перенапряжений осуществляется ограничителями перенапряжения типа ОПН-110У1.

Защита ЗРУ 10 кВ от атмосферных перенапряжений осуществляется установкой на каждой секции РВО-10У1

Грозозащита зданий ПС в соответствии с « Инструкцией по устройству молниезащиты зданий и сооружений» РД 34.21.122-87 должна быть 2 категории и осуществляется путем наложения на кровлю под слой несгораемого утеплителя молниеприемной сетки ( ячейки более 66м ) выполняется из прутковой стали диаметром 8 мм. Узлы сетки должны быть проварены. Токопроводы, соединяющие молниеприемную сетку с заземляющим устройством, прокладываются по наружным стенам не реже, чем через каждые 25 м по периметру здания.

     В ОРУ 110 кВ выполняется заземлитель в виде сетки из полосовой стали 550мм с вертикальными электродами Д 12мм длинной 5м.

Для защиты электрооборудования в здании ПС прокладывается магистрали заземления из полосовой стали сечением 550 мм по стенам на высоте 0,5 м от пола, которые присоединяются к общему контуру заземления.

Защитное заземление всех шкафов, панелей и корпусов устройств РЗА и телемеханики выполняется присоединением их к магистралям заземления.

В качестве естественных заземлителей также используются металлические конструкции и арматура железобетонных конструкций имеющих надежное соприкосновение с землей.

Наружная ограда заземляется вертикальными электродами Д 12 мм длиной 2,5 м с шагом 20-50 м и к заземлителю ПС не присоединяется.

Силовые и контрольные кабели прокладываются в разных металлических коробах, каналах, лотках. Металлические оболочки, броня и экраны вторичных кабелей должны заземлятся в местах концевой разделки кабеля.

4.Расчет токов короткого замыкания для выбора оборудования.

Расчет токов К.З. выполнен для параллельной работы силовых трансформаторов на напряжение 110 кВ и раздельной на стороне 10 кВ.

Исходные данные:

Автотрансформаторы ПС «А» АТ1 и АТ2 типа АТДЦТН-250000/500/110

Sном. обм.,МВА

Uном. обм.,кВ

Uк.,%

Sном.

Sнн

ВН

СН

НН

В-С

В-Н

С-Н

250

100

500

121

10,5

10,5

24

13

Трансформаторы ПС «3» Т1 и Т2 типа ТДН-16000/110

Sном. обм.,МВА

Uном. обм.,кВ

Uк.,%

Sном.

ВН

НН1

В-Н

16

115

11,0

10,5

ВЛ – 110 кВ

Uном.ВЛ.,кВ

Длина, км

Марка провода

Примечание

110

22,25

2хАС-95

Двухцепная с тросами, размещение проводов на опорах «бочка»

Мощность КЗ от системы SКЗ=7380 МВА

Обобщенная (комплексная) мощность ПС-3 SН1=22,11 МВА

 

8.1.Расчет токов короткого замыкания для подстанции.

составим расчетную схему

рис 1.

Расчет токов короткого замыкания в т. К1,К2.

составим схему замещения

рис 2.

Расчет производим в относительных базесных единицах. Принимаем базисное значение мощности, а также базисные значения напряжений и токов различных ступеней расчетной схемы.

Определим параметры схемы замещения, принимаем:

; ; ;

АТ 1,2

ВЛ 1,2

упрощаем схему замещения

рис. 3.

Величина ударного тока в т К1

Наибольшее действующее значение полного тока

упрощаем схему замещения

рис.4.

Величина ударного тока в т К2

Наибольшее действующее значение полного тока

                                                                                                            Таблица 1.

Точка К.З

Iпо, кА

Iу, кА

Iуд, кА

К1 (шины 110кВ п/с «3»)

4,09

10,42

6,26

К2 (шины 10кВ п/с «3»)

7,06

17,3

10,29

5. Выбор оборудования

5.1. Выбор выключателей и разъединителей на стороне 110кВ

Расчетный ток продолжительного режима

Тепловой импульс тока К.З.

, где

-время работы релейной защиты

-полное время отключения выключателя

 Расчетные данные

ВГТ-110

РНДЗ-2-110/2000 У1

5.2. Выбор трансформаторов тока

На стороне 110кВ принимаем измерительные трансформаторы тока            типа АВВ TG-145 1500/5.

Расчетные данные

АВВ TG-145 1500/5

Составим таблицу для нагрузки трансформаторов тока

прибор

Тип прибора

Нагрузка, ВА

ф «А»

ф «В»

Ф «С»

Амперметр

Э-555

0,5

Ваттметр

Д-335

0,5

0,5

Варметр

Д-335

0,5

0,5

итого

1,0

0,5

1,0

применяем контрольный кабель КВВГ 4*2,5 длиной 60м

5.3.    Выбор выключателей на стороне 10кВ

На стороне низшего напряжения предусматриваем установку КРУ-10кВ со встроенными выключателями ВВЭ-М-10

Расчетный ток продолжительного режима

Тепловой импульс тока К.З.

, где

-время работы релейной защиты

-полное время отключения выключателя

 Расчетные данные

ВВЭ-М-10

5.4. Выбор трансформаторов тока

На стороне 10кВ принимаем измерительные трансформаторы тока типа

ТПЛ-10.

Расчетные данные

ТПЛ-10

Составим таблицу для нагрузки трансформаторов тока

прибор

Тип прибора

Нагрузка, ВА

ф «А»

ф «В»

Ф «С»

Амперметр

Э-555

0,5

Ваттметр

Д-335

0,5

0,5

Счетчик акт. энергии

САЗ-И670

2,5

2,5

Счетчик реактив. энергии

СР4-И670

2,5

2,5

2,5

итого

5,5

3,0

5,5

применяем контрольный кабель КВВГ 4*4 длиной 60м

5.5.Выбор трансформаторов напряжения на 110кВ и 10кВ.

трансформаторов напряжения на 110кВ принимаем НКФ-110-58

трансформаторов напряжения на 10кВ принимаем НОМ-10

6.  Компоновка ОРУ

ОРУ – открытое рапределительное устройство, основное оборудование которое расположено на открытом воздухе. При компоновке ОРУ должны соблюдаться минимальные расстояния от токоведущих частей до различных элементов. Как правило, компоновка РУ должна предусматривать наличие ремонтных зон. Все аппараты ОРУ обычно располагаются на высоких железобетонных основаниях. По территории ОРУ предусматриваются проезды для возможности механизации монтажа и ремонта оборудования. Согласно ПУЭ вдоль всех трансформаторов следует предусмотреть проезд шириной 3м или пожарный подъезд к каждому из них.

Для монтажа применяются гибкие шины из многожильного провода. Гибкие шины крепятся с помощью подвесных изоляторов на порталах. Под силовым трансформатором предусматривается маслоприемник, укладывается слой гравия толщиной не менее 25см и масло стекает в аварийных случаях в маслоприемник.

Кабели оперативных цепей, цепей управления, релейной защиты прокладывают в лотках из железобетонных конструкций, без заглубления их в почву или в металлических лотках, подведенных к конструкциям ОРУ. Для ревизии трансформаторов предусматривается площадка около трансформаторов.

7.  Собственные нужды подстанции.

Приемниками электрической энергии системы собственных нужд подстанции являются электродвигатели системы охлаждения трансформаторов; устройств управления и защиты масленых выключателей; электрическое отопление и освещения; системы пожаротушения. Наиболее ответственными приемниками электроэнергии системы собственных нужд являются приемники систем управления, телемеханики и связи, снабжение которых может быть осуществлено от сети переменного тока через стабилизаторы и выпрямители или от независимого источника энергии (аккумуляторной батареи). В последнем случае должны быть предусмотрены преобразователи для заряда батарей.

Для электроснабжения потребителей системы собственных нужд подстанции предусматриваются трансформаторы СН со вторичным напряжением 380/220В. Они подключаются к сборным шинам 10кВ.

Выбираем подстанцию с переменным оперативным током. Устанавливаем два трансформатора собственных нужд и секционированную систему шин 0,4кВ.

Составим таблицу нагрузки собственных нужд.

Вид потребителя

Номинальная мощность

Коли-чество

cos 

tg φ

, кВт

, квар

единицы,

кВт

Электродвигатели систем охлаждения

трансформаторов

4

2,5

0,85

0,6

10

6

Освещение, вентиляция, отопление  

1

7

0,95

0,33

7

2,31

Электрообогрев

аппаратуры и шкафов ВН

1

3

1

0

3

0

Освещение

2

1

1

0

2

0

Оперативные цепи

1,8

1

0,86

0,59

1,8

1,06

Зарядное-подзарядное устройство

6

2

0,8

0,75

12

9

Итого:

35,8

18,57

 

Для нагрузки собственных нужд принимаем к установке два трансформатора ТСКС-25-10(6)/0,4.

Рассчитаем мощность трансформатора собственных нужд подстанции:

Проверяем коэффициент загрузки

.

8.  Защита подстанции и ЛЭП от перенапряжений.

Перенапряжением называют кратковременное повышение напряжения до уровня, опасного для изоляции электрооборудования. Перенапряжения возникают в результате электромагнитных колебательных процессов, вызванных изменением режима работы электрических цепей или разрядом молнии (атмосферными перенапряжениями).

Линии элекропередач могут поражаться молнией десятки раз в год. В результате этих поражений в линии возникают волны перенапряжений, распространяющиеся в обе стороны от места удара и доходящие до подстанции, так называемые атмосферные перенапряжения. Разрядное напряжение изоляции линии должно быть выше амплитуды этих волн. При распространении по линиям волны перенапряжений искажаются и затухают. Но тем не менее они представляют реальную опасность для подстанции. Если перекрытие изоляции на опоре ЛЭП ведет, как правило, только к перекрытию гирлянды изоляторов, устраняемому действием РЗ и АПВ, то перекрытие изоляции на подстанции может вызвать серьезное повреждение аппаратов, отключение подстанции и длительный простой дорогостоящего оборудования. Поэтому на ряду с защитой от прямых ударов молнии на подстанциях необходимо иметь специальную защиту от волн перенапряжений, набегающих с линий. Такая защита может быть осуществлена с помощью вентильных и трубчатых разрядников. При заданных характеристиках изоляции оборудования и разрядников, проектирование схем молниезащиты подстанций сводится к обоснованному выбору длины защищаемых подходов на линиях и подстанциях, определению числа и места установки вентильных разрядников в схеме подстанции. Что может быть сделано только в результате детального анализа волнового процесса, возникающего на подстанциях при набеге с линии волны атмосферного перенапряжения. К молниезащите подстанций предъявляются более жесткие требования, чем к молниезащите линий электропередач и других объектов. Подстанции имеют небольшие размеры и удары молнии в них довольно редки, но необходима гарантированная защита всей территории подстанции от прямых ударов молнии. Защита подстанций от прямых ударов молнии осуществляется стержневыми и тросовыми милниеотводами.

  1.  Релейная защита и автоматика.

Для защиты трансформаторов от междуфазных К.З. в обмотках трансформатора и на их выводах, предусмотрена продольная дифференциальная защита. Для защиты от внутренних повреждений трансформаторов, сопровождающихся выделением газа и понижением уровня масла, предусматривается газовая защита с действием на сигнал при слабом газообразовании и с действием на отключение трансформатора при интенсивном газообразовании. Для защиты трансформатора с заземленной нейтралью, предусматривается максимальная токовая защита нулевой последовательности. Для защиты от междуфазных внешних К.З. применяется максимальная токовая защита с пуском по напряжению. На секционированных выключателях применяем АВР.

  1.   Сигнализация и телемеханика.

На всех подстанциях информация о состоянии выключателей, присоединений, о нагрузках, о работе релейной защите представляется с помощью устройств телемеханики на единый диспетчерский пункт. На каждой подстанции имеется центральная сигнализация. Все сигналы о неисправностях оборудования и релейной защиты передаются на центральную сигнализацию подстанции, а с ней уже на устройство телемеханики и на диспетчерский пульт. Для передачи информации о нагрузках присоединений активной и реактивной мощности устройства телемеханики подключаются непосредственно к трансформаторам тока и напряжения. Через устройство телемеханики эта информация передается на диспетчерский пульт.

  1.  Водоснабжение и канализация.

Согласно ПУЭ на подстанциях с трансформаторами 110-150 кВ и мощностью 63 МВА и более и с трансформаторами 220 кВ и выше мощностью 40 МВА и более, а также на подстанциях с синхронными компенсаторами для тушения пожара следует предусмотреть водопровод с питанием от существующей внешней сети или от самостоятельного источника водоснабжения. На подстанциях с трансформаторами 220 кВ мощностью менее 40 МВА следует предусмотреть водопровод с питанием от существующей внешней сети. Допускается вместо водопровода иметь пожарный водоем, наполненный водой из водопроводной сети другого назначения.

На подстанциях 35-110 кВ мощностью менее 63 МВА противопожарный водоем и водопровод не предусматривается.

Список литературы.

  1.  «Электрическая часть электростанций и подстанций». Справочные материалы. Б.Н. Неклепаев, И.П. Крючков.
    1.  «Электрооборудование станций и подстанций». Л.Д. Рожкова, В.С. Козулин.
    2.  «Электрические сети». В.С. Азаров.
    3.  «Проектирование электрической части станций и подстанций». Ю.Б. Гук, В.В. Кантан, С.С. Петрова.
    4.  Справочник по проектированию электрических сетей. Д.Л. Файбисович.
    5.  Правила устройства электроустановок. (ПУЭ) М., Главгосэнегонадзор России. 1998г.
    6.  СНиП 23-01-99; СНиП 2.01.07-85*; РД 34.20.116-93; РД 34.51.101-90; РД 34.21.122-87; ГОСТ 13109-87.

 

PAGE   \* MERGEFORMAT69


 

А также другие работы, которые могут Вас заинтересовать

73678. Стаціонарні поворотні крани 426 KB
  Верхня опора зміцнюється в стіні будівлі або в колоні іноді встановлюється на гнучких розтяжках при повороті крана на 360 градусів. Противага служить для зменшення перекидаючого моменту отже для полегшення опорних елементів крана зменшення ваги і розмірів фундаменту а також колони крана. Залежно від розташування наполегливого підшипника можливі дві схеми навантаження колони крана мал. Якщо ферма крана спирається на верхню шпильку колони в якій встановлений наполегливий підшипник то верхня опора сприймає не тільки горизонтальні...
73679. Двоопорні крани із змінним вильотом 325 KB
  Кран закріплюється на фундаменті, він звичайно виконується повноповоротним. В цьому випадку верхня опора зміцнюється на чотирьох розтяжках. Кран складається з двох симетричних ферм
73680. Мостові крани 527 KB
  До вантажопідйомних машин з подовжньо-поступальною ходою без поворотної відносяться мостові крани, козлині і консольні крани. У вітчизняній промисловості широко застосовуються вантажопідйомні машини мостового типу
73681. Козлові крани 488.5 KB
  Козлині крани загального призначення застосовуються для обслуговування відкритих складів, електростанцій, монтажу промислових і цивільних споруд.
73682. Обєднання земель навколо Москви і становлення Російської централізованої держави 17.2 KB
  Бояри: У справах князі спиралися на бояр. З бояр скаладалася Боярська дума. В думі було 2 типи бояр «бояри-введєние» (радники князя), «бояри путні» (очолювали різні галузі господарства); Наміснки (кормленщики) збирали мито;
73683. Перевірка стійкості пересувних стріловидних кранів 518 KB
  Стійкість монорельсового стріловидного пересувного крана розглядається при двох положеннях стріли коли вона направлена уздовж рейкового шляху і упоперек шляху. Стійкість монорельсового крана при положенні стріли уздовж рейкового шляху мал. Стійкість монорельсового крана при положенні стріли упоперек рейкового шляху...
73684. Динамічні навантаження ГПМ 311 KB
  Науково-технічний прогрес відбувається у всіх країнах світу настійно вимагає підвищення продуктивності, вантажопідйомності і збільшення робочих швидкостей вантажопідйомних машин., що приводить до скорочення перехідних процесів тобто до зменшення часу розгону і гальмування машин.
73685. Прилади безпеки ГПМ 316 KB
  Кожен механізм крана має свої прилади безпеки що мають своє певне призначення. Підвищене тертя між кільцями створює хороше демпфування коливань що виникають при роботі крана.
73686. Екосистема (1935 г. Тенсли) 17.77 KB
  В отдельном организме работа его органов тканей всегда контролируется единым центром наш головной спинной мозг В сообществах компоненты могут быть заменены без большого ущерба для всей экосистемы. Мезоэкосистемы биогеоценозы. Макроэкосистемы это экосистемы природноклиматических зон. Искусственые экосистемы субсидируемые человеком агроценозы Искусственные экосистемы полностью работающие на топливе.