Реферат.
Метою цієї роботи є вибір найкращої в техніко -економічному сенсі схеми розвитку районної електричної мережі задотримання заданих вимог до надійності схеми електропостачання і доякості електроенергії що відпускається споживачам, безпосереднєпроектування підстанції.
Необхідно провести підключення нового споживача до вжеіснуючої вихідної електричної мережі. Розглянуто три варіантипідключення проектованої підстанції № 10. Проектування проводилося зурахуванням кліматичних умов, в яких знаходиться підстанція.
В роботі наведені розрахунки нормальних і аварійних режимів всіхрозглянутих варіантів. Зроблено вибір перетинів проводів лінійелектропередач для кожного варіанту. Вироблено техніко-економічнепорівняння варіантів. В результаті чого було обрано найбільш оптимальнийваріант приєднання проектованої підстанції до існуючої мережі.
Наступним етапом було проведено проектування знижуючої підстанції 110/10кВ, вибір числа і потужності силових трансформаторів, трансформаторіввласних потреб, вибір устаткування і комутаційної апаратури. У
«Розділі релейна захист» був проведений розрахунок релейного захисту силовоготрансформатора. Розрахунки нормальних і аварійних режимів виконані впрограмі «RASTR». Розрахунки струмів короткого замикання виконані у програмі
«ТКЗ-3000». Вибір числа і потужності силових трансформаторів, їх тепловоїрежим роботи у зимовий та літній періоди виконані у програмі «TRANS».
Дипломний проект містить:
Листів -
Малюнків -
Таблиць -
Додатків -3
Перелік листів графічних документів.
| № п/п | Найменування | Кількість | Формат |
| 1 | Варіанти розвитку електричної мережі | 1 | А1 |
| 2 | Техніко-економічне порівняння варіантів | 1 | А1 |
| 3 | Результати розрахунку сталих режимів | 2 | А1 |
| 4 | Головна схема електричних з'єднань | 1 | А1 |
| | Підстанції | | |
| 5 | Конструктивне виконання підстанції | 1 | А1 |
| 6 | Релейний захист трансформатора | 1 | А1 |
Зміст
Завдання на проектування
Реферат
Перелік листів графічних документів
Введення
1. Мета роботи та характеристика вихідної інформації.
2. Проектування електричної мережі
1. Розробка варіантів розвитку мережі
2. Вибір перерізів ліній електропередач
3. Техніко-економічне зіставлення варіантів розвитку мережі
3. Вибір числа і потужності силових трансформаторів
1. Розрахунок режимів систематичних навантажень і аварійних перевантажень трансформатора ТРДН-25000/110/10 (варіант I)
2. Розрахунок режимів систематичних навантажень і аварійних перевантажень трансформатора ТРДН-16000/110/10 (варіант II).
3. Економічний зіставлення варіантів трансформаторів
4. Аналіз усталених режимів електричної мережі.
5. Розрахунок струмів короткого замикання.
6. Головна схема електричних з'єднань.
1. Основні вимоги, що пред'являються до головних схем розподільних пристроїв.
2. Вибір схеми розподільчого пристрою високої напруги (РУ ВН).
3. Вибір обладнання РУ ВН.
4. Вибір схеми розподільчого пристрою нижчої напруги (РУ НН).
5. Вибір обладнання (РУ НН).
6. Вибір вимірювальних трансформаторів струму і напруги.
7. Вибір струмоведучих частин на РУ НН.
8. Власні потреби і оперативний струм.
9. Вибір обмежувачів перенапруги.
7. Конструктивне виконання підстанції.
8. Релейний захист понижуючого трансформатора.
1. Розрахунок диференціальної струмового захисту понижуючого трансформатора.
2. Розрахунок МТЗ з блокуванням щодо мінімального напруги.
3. Розрахунок МТЗ від перевантаження.
9. Безпека і екологічність проекту.
1. Короткий опис об'єкта, що проектується.
2. Шкідливі та небезпечні фактори.
3. Заходи безпеки при обслуговуванні.
4. Пожежна безпека
5. Проекту Екологічність
6. Надзвичайні ситуації.
7. Грозозахист і заземлення підстанції.
8. Розрахунок заземлюючих пристроїв (ЗП).
10. Кошторис на спорудження підстанції.
Висновок
Програми
1. Розрахунок теплового режиму силових трансформаторів.
2. Розрахунок струмів короткого замикання
3. Розрахунок усталених режимів
Бібліографічний список
Введення.
Розвиток енергетики Росії, посилення зв'язків між енергосистемамивимагає розширення будівництва електроенергетичних об'єктів, у томучислі ліній електропередач та підстанцій напругою 35-110 кВ змінногоструму.
В даний час ЄЕС Росії містять у собі сім паралельнопрацюючих об'єднань енергосистем: Центру, Середньої Волги, Уралу, Північно -заходу, Сходу, Півдня та Сибіру.
Виробництво електроенергії зростає в усьому світі, що супроводжуєтьсязростанням числа електроенергетичних систем, яка йде шляхомцентралізації вироблення електроенергії на великих електростанціях іінтенсивного будівництва ліній електропередач і підстанцій.
Проектування електричної мережі, включаючи розробку конфігураціїмережі і схеми підстанції, є однією з основних завдань розвиткуенергетичних систем, що забезпечують надійне і якіснеелектропостачання споживачів. Якісне проектування є основоюнадійного і економічного функціонування електроенергетичної системи.
Завдання проектування електричної мережі відноситься до класуоптимізаційних задач, однак не може бути строго вирішена оптимізаційнимиметодами в зв'язку з великою складністю завдання, обумовленоїбагатокритеріального, многопараметрічностью і динамічним характеромзавдання, дискретністю і частковою невизначеністю вихідних параметрів.
У цих умовах проектування електричної мережі зводиться дорозробці кінцевого числа раціональних варіантів розвитку електричноїмережі, що забезпечують надійне та якісне електропостачання споживачівелектроенергією в нормальних і після аварійних режимах. Вибір найбільшраціонального варіанта здійснюється за економічним критерієм. При цьомувсі варіанти заздалегідь доводяться до одного рівня якості танадійності електропостачання. Екологічний, соціальний та інші критеріїпри проектуванні мережі враховуються у вигляді обмежень.
1. Мета роботи та характеристика вихідної інформації.
Метою дипломного проекту є розробка раціонального, втехніко-економічному сенсі, варіанти електропостачання споживачів зновуспоруджується підстанції 10 з дотримання вимог ГОСТ до надійності іякості електроенергії, що відпускається споживачам, а також розробкаелектричної схеми та компонування підстанції, вибору основного обладнання,та оцінка роботи підстанції у нормальних, аварійних та після аварійнихрежимах. Карта-схема району електропостачання представлена на рис. 1.1,підстанція споруджується в районі Уралу із середньорічною температуроюнавколишнього середовища +50 С.
Джерелами електроенергії в схемі є ГРЕС, що працює набурому вугіллі і сусідня енергосистема, еквівалентірованная до вузла 1, потужністьякої істотно перевищує потужність розглянутого району розвиткумережі, тому напруга у вузлі 1 можна вважати незмінним при коливаннінавантажень даної мережі (U1 = 115кВ). На ГРЕС встановлені генератори
ТВВ-200 і трансформатори ТДЦ-250000/220. Системоутворююча мережу 220кВвиконана проводом АС-400, розподільна мережа 110кВ виконана проводом
АС-240.
Споживачі електроенергії підключається підстанції № 10 включаютьпромислову та комунальне навантаження загальною потужністю в максимальному режимі
32 МВт при cos? = 0,87. Графік навантаження наведено на малюнку 1.2 і в таблиці
1.1.
Склад споживачів за категоріями надійності електропостачання:
I категорія - 40%
II категорія - 40%
III категорія -- 20%;
Номінальна нижче напруга підстанції 10 кВ;
Число ліній, що відходять - 16
P = 80MBт
Р = 110МВт 4 cos? = 0,9
cos? = 0,9
4
ТДЦН - Р50000/220
2 1000
4ТВВ-200
Uбаз P = 32МВт cos = 0,87
1 10
6 Р = 130МВт
cos? = 0,9
7
9 8 5
P = 16,9 МВт
3 cos? = 0.9
Р = 125МВт cos? = 0,9
Рис.1.1 Карта-схема району електропостачання.
Графік навантаження характерного зимового дня
Графік навантаження характерного літнього дня
Ріс.1.2 Графік навантаження трансформаторів.
Таблиця 1.1
Графік навантаження характерного літнього та зимового дня.
| Годинник | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 |
| діб | | | | | | | | | | | | |
| Зима,% | 40 | 40 | 40 | 40 | 50 | 50 | 40 | 40 | 40 | 40 | 40 | 50 |
| Літо,% | 30 | 30 | 30 | 30 | 40 | 40 | 30 | 30 | 30 | 30 | 30 | 40 |
| Годинники | 13 | 14 | 15 | 16 | 17 | 18 | 19 | 20 | 21 | 22 | 23 | 24 |
| діб | | | | | | | | | | | | |
| Зима,% | 40 | 40 | 80 | 100 | 100 | 100 | 100 | 100 | 40 | 40 | 80 | 80 |
| Літо,% | 30 | 30 | 70 | 70 | 80 | 80 | 80 | 70 | 30 | 30 | 70 | 70 |
2. ПРОЕКТУВАННЯ ЕЛЕКТРИЧНОЇ МЕРЕЖІ.
1. Розробка варіантів розвитку мережі.
На стадії вибору конкурентно здатних варіантів розвиткуелектричної мережі вирішуються дві основні задачі - визначення раціональногокласу напруги мережі і вибір конфігурації мережі.
Визначення раціонального класу напруги залежить від району, вякому ведеться проектування, потужності приєднується вузлів і їхвіддаленості від джерел електроенергії.
Аналіз карти-схеми мережі (рис.1.1), розташування і параметри іпараметри приєднуваної підстанції № 10 однозначно визначають класнапруги мережі 110 кВ, так як це напруга явно вигідніше. Івикористання іншого класу напруги вимагає додаткової ступенітрансформації і є нераціональним.
Розробка варіантів розвитку мережі, пов'язана з приєднаннямпідстанції 10 до мережі 110 кВ, виконана при дотриманні наступних основнихпринципів вибору конфігурації мережі:
- мережа повинна бути якомога коротшим географічно;
- електричний шлях від джерел до споживача повинен бути якомога коротшим;
- існуюча мережа повинна бути коротше;
- кожен варіант розвитку мережі повинен задовольняти вимогам надійності;
- споживачі I і II категорії по надійності електропостачання повинні отримувати живлення від двох незалежних джерел (по двох або більше лініях);
- в після аварійних режимах (відключення лінії, блоку на станції) проектуються і існуючі лінії не повинні перевантажуватися (струм по лінії не повинен бути більше тривало допустимого струму по нагрівання).
З урахуванням зазначених вимог були розроблені варіантиприєднання підстанції № 10 до енергосистеми.
Варіант I (Рис.2.1) передбачає підключення проектованоїпідстанції № 10 по найбільш короткому шляху від вузла № 7 (будівництво двохліній 110 кВ загальною довжиною 20 км).
Варіант II (ріс.2.2) передбачає приєднання підстанції № 10 укільце від вузлів № 7 та № 8 (будівництво двох ліній 110 кВ загальною довжиною 45км).
Варіант III (ріс.2.3) передбачає підключення проектованоїпідстанції № 10 від вузла № 8 (будівництво двох ліній 110 кВ загальною довжиною
50км).
Варіант IV (ріс.2.4) передбачає підключення проектованоїпідстанції № 10 в кільце від вузлів № 5 і № 7 (будівництво двох ліній 110 кВзагальною довжиною 60км)
32/0.87 10
40/0.85
7
20/0.85
9 8 5
60/0.85
16.9/0.9
існуюча мережа
проектована мережа
Рис. 2.1 Розвиток мережі по варіанту I
32/0.87 10
40/0.85
7
20/0.85 < p> 9 8 5
16.9/0.9
60/0,85 існуюча мережа
проектована мережа
Ріс.2.2 Розвиток мережі за варіантом II
32/0.87 10
40/0.85
7
20/0.85
9 8 5
60/0.85
16.9/0.9
існуюча мережа
проектована мережа
Ріс.2.3 Розвиток мережі по варіанту III
32/0.87 10
40/0.85
7
20/0.85
9 8 5
16.9/0.9
60/0.85
існуюча мережа
проектована мережа
Рис . 2.4 Розвиток мережі за варіантом IV
2. Вибір перерізів ліній електропередач.
Вибір перерізів ліній електропередачі виконується з використаннямекономічних струмових інтервалів. При цьому залежно від принципівщо застосовуються при уніфікації опор зони економічних перетинів можутьзсуватися, тому для однозначності проектних рішень при виборі перетинівобумовлюються використовуються опори і таблиці економічних інтервалівперетинів.
Проектована підстанція і будівлі, лінії електропередачізнаходяться в кліматичній зоні Уралу, що відноситься до I району по ожеледиці.
Для будівництва ліній електропередач використовуються сталеві опори.
Значення економічних струмових інтервалів були взяті з таблиці 1.12 [2].
Для вибору перетинів ліній електропередач попередньо підраховані струминавантаження вузлів у максимальному режимі.
Токи навантаження вузлів розраховуються за формулою:
(2.1) де Р - потужність підстанції в максимальному режимі
U-номінальна напруга мережі .
Результати розрахунків струмів вузлів наведені в таблиці 2.1
Таблиця 2.1
Результати розрахунку струмів вузлів.
| № сайту | Потужність, МВт | | Клас | Струм навантаження, |
| | | | Напруги, | А |
| | | | КВ | |
| 2 | 110 | 0,9 | 220 | 321 |
| 3 | 125 | 0,9 | 220 | 364 |
| 4 | 80 | 0,9 | 220 | 233 |
| 6 | 130 | 0,9 | 220 | 379 |
| 7 | 40 | 0,85 | 110 | 247 |
| 8 | 60 | 0,85 | 110 | 370 |
| 9 | 20 | 0,85 | 110 | 123 |
| 10 | 32 | 0.87 | 110 | 193 |
| 5 | 16.9 | 0,9 | 220 | 44 |
Розрахунок токораспределенія в мережі для вибору перерізів проводиться заеквівалентним довжинами.
Потокораспределеніе в системоутворюючою мережі залишається постійним длявсіх варіантах приєднання проектованої підстанції 10 і не залежить відваріанти її приєднання. Тому за системоутворюючою мережіпотокораспределеніе розраховується один раз і надалі аналізівраховуватися не буде.
Токораспределеніе системоутворюючою мережі наведено в таблиці 2.2.
Токораспределеніе розподільної мережі наведено в таблиці 2.3 ... 2.5відповідно для варіантів I-IV. Лінії 5-8, 5-7, 8-9-існуючі,перетин ліній АС-240.
Таблиця 2.2
Токораспределеніе системоутворюючою мережі.
| № лінії | Довжина, км | Кількість ліній | Наведена | Струм в лініях, |
| | | | Довжина, км | А |
| 1-3 | 54 | 1 | 54 | 89 |
| 1-2 | 50 | 2 | 25 | 129 |
| 3-5 | 59 | 1 | 59 | 393 |
| 2-1000 | 70 | 1 | 70 | 575 |
| 4-1000 | 58 | 2 | 29 | 97 |
| 5-1000 | 58 | 2 | 29 | 373 |
| 6-1000 | 62 | 2 | 31 | 242 |
Таблиця 2.3
Токораспределеніе розподільної мережі (Варіант I).
| № лінії | Довжина, км | Кількість ліній | Наведена | Струм в лініях, |
| | | | Довжина, км | загальний, А |
| 5-8 | 40 | 2 | 20 | 512 |
| 5-7 | 46 | 2 | 23 | 262 |
| 8-9 | 20 | 1 | 20 | 143 |
| 7-10 | 40 | 2 | 20 | 206 |
Таблиця 2.4
Токораспределеніе розподільної мережі (Варіант II).
| № лінії | Довжина, км | Кількість ліній | Наведена | Струм в лініях, |
| | | | Довжина, км | А |
| 5-8 | 40 | 2 | 20 | 592 |
| 5-7 | 46 | 2 | 23 | 384 |
| 8-9 | 20 | 1 | 20 | 268 |
| 7-10 | 20 | 1 | 20 | 254 |
| 8-10 | 25 | 1 | 25 | 162 |
Таблиця 2.5
Токораспределеніе розподільної мережі (Варіант III).
| № лінії | Довжина, км | Кількість ліній | Наведена | Струм в лініях, |
| | | | Довжина, км | А |
| 5-8 | 40 | 2 | 20 | 720 |
| 5-7 | 46 | 2 | 23 | 258 |
| 8-9 | 20 | 1 | 20 | 170 |
| 8-10 | 50 | 2 | 25 | 206 |
таблиці 2.6
Токораспределеніе розподільної мережі (Варіант IV)
| № лінії | Довжина, км | Кількість ліній | Наведена | Струм в лініях, |
| | | | Довжина, км | А |
| 5-8 | 40 | 2 | 20 | 512 |
| 5-7 | 46 | 2 | 23 | 318 |
| 8-9 | 20 | 1 | 20 | 134 |
| 5-10 | 40 | 1 | 40 | 143 |
| 7-10 | 20 | 1 | 20 | 132 |
Таблиця 2.7
Вибір перерізів ліній електропередач.
| № варіанту | № лінії | Струм на одну | Кількість | Марка і |
| | | Ланцюг, А | проектованих | перетин |
| | | | Ліній | проводи |
| I | 7-10 | 103 | 2 | АС-120 |
| II | 8-10 | 81 | 1 | АС-120 |
| | 7-10 | 127 | 1 | АС-120 |
| III | 8-10 | 103 | 2 | АС-120 |
| IV | 7-10 | 66 | 1 | АС-120 |
| | 5-10 | 143 | 1 | АС-120 |
Перевірка вибраних перерізів виконується з умов найбільш важкихаварійних режимів, як які використані:
- Обрив однієї з паралельних ланцюгів в радіальної мережі;
- Обрив найбільш навантаженої лінії в кільці.
Результати перевірки обраних перетинів для розподільної мережінаведені в таблицях 2.8 ... 2.11 відповідно для варіантів I-IV.
Таблиця 2.8
Перевірка перетинів ліній розподільчої мережі (Варіант I).
| № | Переріз | Кількість | Вид аварії | Струм на 1 ланцюг, А | Результат |
| лінії | | ланцюгів | | | перевірки |
| | | | | Iавар. | Iдоп. | |
| 5-7 | АС-240 | 2 | обрив 5-7 | 431 | 610 | удовл. |
| 7-10 | АС-120 | 2 | обрив 10-7 | 206 | 390 | удовл. |
Таблиця 2.9
Перевірка перетинів ліній розподільчої мережі (Варіант II).
| № | Переріз | Кількість | Вид аварії | Струм на 1 ланцюг, А | Результат |
| лінії | | ланцюгів | | | перевірки |
| | | | | Iавар. | Iдоп. | |
| 5-7 | АС-240 | 2 | обрив 5-7 | 335 | 610 | удовл. |
| 5-8 | АС-240 | 2 | обрив 5-8 | 532 | 610 | удовл. |
| 7-10 | АС-120 | 1 | обрив 8-10 | 208 | 390 | удовл. |
| 8-10 | АС-120 | 1 | обрив 7-10 | 208 | 390 | удовл. |
Таблиця 2.10
Перевірка перетинів ліній розподільчої мережі (Варіант III).
| № | Переріз | Кількість | Вид аварії | Струм на 1 ланцюг, А | Результат |
| лінії | | ланцюгів | | | перевірки |
| | | | | Iавар. | Iдоп. | |
| 5-8 | АС-240 | 2 | обрив 5-8 | 720 | 610 | неудовл. |
| 8-10 | АС-120 | 2 | обрив 8-10 | 206 | 390 | удовл. |
Таблиця 2.11
Перевірка перетинів ліній розподільчої мережі (Варіант IV).
| № | Переріз | Кількість | Вид аварії | Струм на 1 ланцюг, А | Результат |
| лінії | | ланцюгів | | | перевірки |
| | | | | Iавар. | Iдоп. | |
| 5-10 | АС-120 | 1 | обрив 7-10 | 209 | 390 | удовл. |
| 7-10 | АС-120 | 1 | обрив 5-10 | 209 | 390 | удовл. |
Аналіз результатів перевірки перетинів проектованих ліній показує,що в аварійних режимах за умовою тривало допустимого струму не проходитьлінія 5-8 у варіанті III.
Необхідно додати до існуючих лініях третій.
32/0.87 10
40/0.85
7
20/0.85
9 8 5
60/0.85
16.9/0.9
Існуюча мережа
Проектована мережа
Ріс.2.5 Розвиток мережі по варіанту III з посиленням лінії 5-8
Аналіз результатів перевірки перетинів проектіруемих ліній показує,що необхідність посилення інших ліній відсутній, всі лінії проходятьпо тривало допустимого струму. Розрахунок струмів проектованих ліній буввиконаний у програмі RASTR.
3. Техніко-економічне зіставлення варіантів розвитку мережі.
Задача техніко-економічного зіставлення варіантів розвиткуелектричної мережі в загальному випадку є багатокритеріальним. Призіставленні варіантів необхідний облік таких критеріїв, як економічний,критерій технічного прогресу, критерій надійності і якості, соціальнийта інше. Рішення в загальному випадку є дуже складним, і завдання зводитьсядо економічного зіставлення варіантів, які забезпечують надійне іякісне енергопостачання споживачів з урахуванням обмежень по екологіїі з виконанням соціальних вимог.
Критерій з екології та надійності враховується при розробціваріантів розвитку мережі, критерій якість - при аналізі електричнихрежимів для найбільш економічних варіантів.
Як економічного критерію для порівняння варіантів розвиткувикористані наведені витрати, включаючи витрати на спорудження ліній іпідстанцій.
грн./рік, де
- нормативний коефіцієнт ефективності капітальних вкладень, урозрахунках приймається;
- капітальні вкладення в лінії та підстанції
-відповідно витрати на амортизацію і обслуговування ліній
і підстанцій, - витрати на відшкодування втрат енергії велектричних мережах;
- математичне очікування народногосподарського збитку відпорушення електропостачання.
Визначення капітальних вкладень здійснюється зазвичай по укрупненихвартісним показниками для всього обладнання підстанцій і ЛЕП.
Щорічні витрати і визначаються сумою відрахувань відкапітальних вкладень і, де, - відповіднокоефіцієнти відрахувань на амортизацію та обслуговування для ліній іпідстанцій (табл. 2.12).
- визначається на основі вартості спорудження 1 км лінії
певних класів напруги, перетину, марки дроти, довжини лінії
, Кількість ліній
- включає вартість підстанції без обліку устаткуванняоднакового для всіх варіантах. Для попередніх розрахунків можнаприйняти як
, де
- кількість осередків вимикачів 110 кВ
- вартість однієї комірки (табл.2.12).
, де
-сумарні втрати потужності в мережі в максимальному режимі,визначені для кожної лінії
по всіх лініях мережі
- число годин максимальних втрат на рік
- питома вартість втрат електроенергії врозглянутому режимі ()
Для річного числа використання максимуму навантаження
ч.
- сумарні втрати х.х. трансформатора.
З огляду на істотну частку в наведених витратах капіталовкладень івитрат на підстанції, а також той факт, що у всіх варіантах число,потужність і типи трансформаторів, число і типи вимикачів не залежать відсхеми мережі, облік підстанційної витрат не виконується.
Всі розрахунки виконані в цінах 1985 року і зведені в табл.2.13
Таблиця 2.12
Економічне порівняння варіантів розвитку мережі .
| № варіанту | ВаріантI | ВаріантII | ВаріантIII | ВаріантIV |
| Кількість вимикачів | 8 | 9 | 6 | 9 |
| додаються до схеми. | | | | |
| Кількість вимикачів | 2 | 3 | 0 | 3 |
| враховуються у порівнянні | | | | |
| Капітальні вкладення в | 11.4x | 11.4x20 + | 14x20 + | 11,4 х20 + |
| лінії (тис. крб.) | x20x2 = 524. | 11.4x25 = | + (11.4x25) x | 11,4 х40 = |
| | 4 | = 547.2 | x2 = 850 | = 718,2 |
| Капітальні вкладення в | 70 | 105 | 0 | 105 |
| підстанцію (тис. крб.) | | | | |
| Сума капітальних вкладень | 524,4 +70 = 5 | 547,2 +105 = | 850 +0 = 850 | 718,2 +105 = |
| (Тис. крб.) | 94,4 | 652,2 | | = 823,2 |
| Втрати потужності з | 3,04 | 3,05 | 2,338 | 2,307 |
| програми «RASTR», (мВт) | | | | |
| Витрати на амортизацію і | 0,094 х70 = | 0,094 х105 = | 0 | 0,094 х105 = 9, |
| обслуговування ПС | 6,58 | 9,87 | | 87 |
| (Тис. крб.) | | | | |
| Витрати на амортизацію і | 0,028 х | 0,028 х | 0,028 х | 0,028 х |
| обслуговування ВЛ | х524, 4 = | 547,2 = | 850 = | 718,2 = |
| (Тис. крб.) | = 14,68 | = 15,32 | = 23,8 | = 20,1 |
| Витрати на втрати | 153,54 | 154,04 | 118 | 116,5 |
| електроенергії | | | | |
| | | | | |
| (тис. крб.) | | | | |
| Кількість годин max втрат | 2886 | 2886 | 2886 | 2886 |
| (год./рік) | | | | |
| Наведені витрати | 249,14 | 260,23 | 283,5 | 286,42 |
| | | | | |
| (тис. крб.) | | | | |
| Співвідношення варіантів,% | 1 | 1,04 | 1,13 | 1,14 |
Аналіз результатів зіставлення варіантів розвитку мережі показує,що найбільш економічним є варіант № 1. Цей варіант приймається доподальшого розгляду за критеріями якості електроенергії.
3. Вибір числа і потужності силових трансформаторів.
1. Розрахунок режимів систематичних і аварійних перевантажень трансформатора
ТРДН-25000/110 на підстанції № 10 (варіант I).
Розрахунок зроблений із застосуванням програми TRANS.
Отримані наступні результати розрахунку, в залежності від режиму.
Зимовий графік навантаження.
Режим систематичних перевантажень
- знос ізоляції - 0.0003 О.Е.;
- недоотпуск електроенергії - 0.00 МВт * год/добу.;
Режим аварійних перевантажень
- знос ізоляції - 1,7827 О.Е.; < p> - недоотпуск електроенергії - 0,00 МВт * год/добу.;
Розрахунок даного режиму показує, що умови допустимості аварійнихперевантажень не виконується. З метою введення теплового режиму в допустимуобласть проведена корекція графіка навантаження (відключення частиниспоживачів) таким чином, щоб недоотпуск електроенергії споживачамбув мінімальним.
Скоригований зимовий графік навантаження показано на рис. 3.1.
Графік навантаження характерного зимового дня
мал.3.1 Скоригований зимовий графік навантаження із зазначенням номінальної потужності трансформатора.
Графік навантаження характерного літнього дня
Ріс.3.2 Літній графік навантаження із зазначенням номінальної потужності трансформатора.
Літній графік навантаження.
Режим систематичних перевантажень
- знос ізоляції - 0,0007 О.Е.;
- недоотпуск електроенергії - 0,00 МВт * год/добу.;
Режим аварійних перевантажень
- знос ізоляції - 0,1385 О.Е.;
- недоотпуск електроенергії - 0,00 МВт * год/добу.;
Капіталовкладення - 131 тис. руб.;
Річні втрати електроенергії - 850549 кВт * год/рік;
Вартість річних втрат - 13 тис. руб.;
Наведені витрати ( без шкоди) становлять - 41 тис. руб.
Розрахунок показав, що при встановленні на проектованої підстанціїтрансформатора типу ТРДН-25000/110 умови допустимості систематичних іаварійних перевантажень у всіх режимах дотримується, недоотпускаелектроенергії немає. Загальні витрати на варіант I будуть рівні наведеним.
З (I) = 41тис. руб.
2. Розрахунок режимів систематичних і аварійних перевантажень трансформатора
ТРДН-16000/110 на підстанції № 10 (варіант II).
Розрахунок зроблений із застосуванням програми TRANS.
Отримані наступні результати розрахунку, в залежності від режиму.
Зимовий графік навантаження.
Режим систематичних перевантажень
- знос ізоляції - 0,0189 О.Е.;
- недоотпуск електроенергії - 0,00 МВт * год/добу.;
Режим аварійних перевантажень
- знос ізоляції - 212.1621 О.Е.;
- недоотпуск електроенергії - 50.02 МВт * год/добу.;
Літній графік навантаження.
Режим систематичних перевантажень
- знос ізоляції - 0, 0087 О.Е.;
- недоотпуск електроенергії - 0,00 МВт * год/добу.;
Режим аварійних перевантажень
- знос ізоляції - 170.4378 про . е.;
- недоотпуск електроенергії - 17.29 МВт * год/добу.;
Капіталовкладення - 96 тис. руб.;
Річні втрати електроенергії - 1028792 кВт * год/рік;
Вартість річних втрат - 15 тис. руб.;
Наведені витрати (без шкоди) становлять - 36 тис. руб.
Розрахунок показав, що при встановленні на проектованої підстанціїтрансформатора типу ТРДН-16000/110 є недоотпуск електроенергіїспоживачам. Збиток від недоотпуска електроенергії визначимо по наступнійформулою:
= 0,6 руб/кВт * г - питома збиток від недоотпуска електроенергіїспоживачам
- ймовірна тривалість простою трансформатора
= 0,02 отк/рік - вірогідність відмови трансформатора;
= 720 ч/відмову - час відновлення трансформатора;
- кількість трансформаторів.
Так як відмови в зимовий та літній періоди мають різні недоотпускіелектроенергії споживачам, розділимо ймовірну тривалість простоюпропорційно числу зимових та літніх днів.
год/рік
год/рік
год/рік
= 26,20 тис.руб/год.
Визначимо наведені витрати по варіанту II з урахуванням збитку віднедоотпуска електроенергії споживачам.
З (II) = З + У = 36 + 26,20 = 62,20 тис.руб.
3. Економічний зіставлення варіантів трансформаторів.
Остаточний вибір варіанту виконується по мінімуму приведених витрат з урахуванням збитку від недоотпуска електроенергії споживачам.
Визначимо (у відносних одиницях) витрати варіанту I, прийнявши витрати варіанти II за одиницю:
Розрахунок показує, що варіант I дешевше варіанта II. Виходячи з цього для подальшого розгляду вибираємо варіант установки на підстанції двох трансформаторів типу ТРДН-25000/110. Результати економічного зіставлення варіантів вибору трансформаторів зведені в табл. 3.1.
Таблиця 3.1
Результати техніко-економічного порівняння варіантів.
| Варіант | I | II |
| Трансформатор | 2 ТРДН-25000/110 | 2 ТРДН-16000/110 |
| Капітальні вкладення, | 131 | 96 |
| тис.руб. | | |
| Вартість річних втрат, | 13 | 15 |
| тис.руб. | | |
| Річні втрати | 850549 | 1028792 |
| електроенергії, кВт * год/рік | | |
| Недоотпуск | | |
| електроенергії, МВт * год/добу. | | |
| взимку | 0 | 50,02 |
| влітку | 0 | 17,29 |
| Збиток від недоотпуска | 0 | 26,20 |
| електроенергії | | |
| Наведені витрати, | 41 | 62,20 |
| тис.руб. | | |
|% | 100 | 151,7 |
3. Аналіз встановив РЕЖИМІВ ЕЛЕКТРИЧНОЇ МЕРЕЖІ.
Розрахунок і аналіз усталених режимів електричної мережівиконується з метою перевірки якості електроенергії, що відпускаєтьсяспоживачам. Результати розрахунків використовуються для вироблення рішень звведення режимів у допустиму область за рівнями напруги у вузлах мережі таперетоках по лініях.
Розрахунок і аналіз усталених режимів виконані для кращоговаріанти розвитку електричної мережі, показаного на малюнку 2.2 звстановленої на підстанції 10 двох трансформаторів ТРДН-25000/110-У1.
Розрахунки усталених режимів електричної мережі виконується набазі обчислювального комплексу RASTR. Алгоритм RASTRа заснований навикористанні рівняння вузлових напруг для розрахунку сталихрежимів електричної мережі. Система рівнянь вузлових напруг вирішуєтьсяприскореним методом Зейделя.
Згідно ГОСТ на якість електроенергії допустимі відхиленнянапруги на шинах від номінального становить:
- В нормальних режимах - 5%
- В аварійних - 10%
- В нормальних режимах - (9,5-10,5) кВ;
- В аврійних режимах - (9-11) кВ.
У проектованої електричної мережі передбачені коштирегулювання напруги. На електростанції за допомогою зміни струмузбудження може бути змінена видача реактивної потужності ГРЕС. Допустиміколивання реактивної потужності при видачі номінальної активної відповідаютьприпустимим значенням на ГРЕС і наведено в табл. 4.1
Таблиця 4.1
Допустимі значення реактивної потужності ГРЕС.
| Активна потужність ГРЕС, | | Реактивна потужність |
| МВт | | ГРЕС, МВар |
| 800 | 0,95 | 262 |
| 800 | 0,8 | 600 |
Регулювання напруги на підстанції може бути виконано здопомогою РПН трансформаторів, що дозволяють змінювати коефіцієнт трансформаціїпід навантаженням. На трансформаторах ТРДН-25000/110 межі регулюваннястановлять у нейтральний обмотки високої напруги. При розрахунку здопомогою обчислювального комплексу RASTR коефіцієнти трансформаціїобчислюються як відношення нижчої напруги обмотки до напруги вищої татому завжди менше одиниці. Значення коефіцієнтів трансформації ТРДН-
25000/110 наведені в табл.4.2.
Таблиця 4.2
Значення коефіцієнта трансформації трансформатора ТРДН-25000/110.
| Номер отпайкі | Коефіцієнт | Номер отпайкі | Коефіцієнт |
| | Трансформації | | трансформації |
| 0 | 0,091 | 1 | 0,09 |
| -9 | 0,109 | 2 | 0,088 |
| -8 | 0,106 | 3 | 0,087 |
| -7 | 0,104 | 4 | 0,085 |
| -6 | 0,102 | 5 | 0,084 |
| -5 | 0,1 | 6 | 0,082 |
| -4 | 0,098 | 7 | 0,081 |
| -3 | 0,097 | 8 | 0,08 |
| -2 | 0,095 | 9 | 0,079 |
| -1 | 0,093 | | |
Розрахунки параметрів усталених режимів наведено для наступних нижче варіантах.
Нормальний режим максимальних навантажень (ріс.4.1, додаток I-3)
При проведенні аналізу виявлено, що у всіх вузлах навантаження
напругу в допустимих межах. Напруга на підстанції 10 в
нормі - 10,1 кВ. Коефіцієнти трансформації на трансформаторах ГРЕС і у вузлі
5 - номінальні, у вузлах розподільної мережі коефіцієнти трансформаціїрівні:
- Вузол 8 - 0,093 (№ отпайкі -0);
- Вузол 7 - 0,095 (№ отпайкі -1);
- Вузол 9 - 0,095 (№ отпайкі -1);
- Вузол 10 - 0,098 (№ отпайкі -1).
Аварійний режим максимальних навантажень - відключення одного з автотрансформаторів. Для введення режиму в допустиму область потрібно встановити коефіцієнт трансформації:
- Вузол 8 - 0,1 (№ отпайкі -2);
- Вузол 7 - 0,1 (№ отпайкі -4);
- Вузол 9 - 0,1 (№ отпайкі -5);
- Вузол 10 - 0,106 (№ отпайкі -4).
Напруга на шинах 10кВ споживача відповідає вимогам ГОСТі дорівнює 10,0 кВ. Результати розрахунку наведені на Ріс.4.2 та додатку I-3.
Аварійний режим максимальних навантажень - відключення лінії 5-1000. Длявведення режиму в допустиму область потрібно встановити коефіцієнттрансформації:
- Вузол 8 - 0,1 (№ отпайкі -5);
- Вузол 7 - 0,1 (№ отпайкі -4);
- Вузол 9 - 0,1 (№ отпайкі -4);
- Вузол 10 - 0,106 (№ отпайкі -4).
Напруга на шинах 10кВ споживача відповідає вимогам ГОСТ і дорівнює 10,0 кВ. Результати розрахунку наведені на Ріс.4.3 та додатку I-3.
Аварійний режим максимальних навантажень - відключення одного зтрансформаторів вузла 10. Для введення режиму в допустиму областьпотрібно встановити коефіцієнт трансформації:
- Вузол 8 - 0,095 (№ отпайкі -2);
- Вузол 7 - 0,095 (№ отпайкі -2);
- Вузол 9 - 0,095 (№ отпайкі -2);
- Вузол 10 - 0,109 (№ отпайкі -9).
Напруга на шинах 10кВ споживача відповідає вимогам ГОСТі дорівнює 9,8 кВ. Результати розрахунку наведені на Ріс.4.5 та додатку I-3.
Таким чином, аналіз усталених режимів найкращого варіантурозвитку мережі дозволяє зробити висновок про те, що якість електроенергії ввибраному варіанті відповідає ДСТУ і додаткових коштіврегулювання напруги не потрібно.
4. РОЗРАХУНОК струмів короткого замикання.
Розрахунок струмів короткого замикання (ТКЗ) виконується для обгрунтуваннявибору обладнання підстанцій і засобів релейного захисту та автоматики.
При розрахунку ТКЗ зазвичай використовуються наступні допущення:
- Не враховуються струми навантажень, струми намагнічування трансформаторів, ємнісні струми ліній електропередач;
- Не враховуються активні опори генераторів;
- трифазний мережа розглядається, як строго симетрична.
Схема заміщення для розрахунку ТКЗ складається за розрахунковою схемоюелектричної мережі. Всі елементи мережі заміщаються відповіднимопором і вказуються ЕРС джерел живлення. Потім схема мережізгортається щодо точки КЗ, джерела живлення об'єднуються ізнаходиться еквівалентна ЕРС схеми Еекв і результуючий опір мережівід джерел живлення до точки КЗ Zекв. За знайденими результуючим ЕРС іопору знаходиться періодична складова сумарного струмукороткого замикання:
(5.1)
Ударний струм короткого замикання визначається як
(5.2), де - ударний коефіцієнт, який становить (табл.5.1).
Розрахунок ТКЗ виконується для найбільш економічного варіанту розвиткуелектричної мережі (варіантI Рис.2.1) з установкою на підстанції 10 двохтрансформаторів ТРДН-25000/110. Схема заміщення мережі для розрахунку ТКЗнаведена на рис. 5.1. Синхронні генератори в схемі представленісверхпереходнимі ЕРС і опором (для блоків 200МВт рівним
0,19 О.Е. і приведеними до номінального генераторному напругою 15,75 кВ).
Параметри трансформаторів в розрахунковій схемі приведені до номінальноговищої напруги, параметри ліній електропередач визначені за питомимиопорам відповідних мереж.
Визначення періодичної складової сумарного струму КЗвиконується з використанням комплексу програми «TKZ3000». Основнірезультати розрахунку струмів наведені в таблиці 5.1 та в додатку I-2.
Таблиця 5.1
Токи трифазного короткого замикання.
| Режим | Точка КЗ | Uном, кВ | Jmax, кА | Jуд, кА |
| Паралельна | 10 | 110 | 4.152 | 10.082 |
| робота | | | | |
| трансформаторів з | 15 | 10 | 16.349 | 39.698 |
| високої та низької | | | | |
| боку. | | | | |
| Роздільна робота | 10 | 110 | 4.152 | 10.082 |
| трансформаторів. | | | | |
| | 15 | 10 | 9.957 | 24.177 |
| Паралельна | 10 | 110 | 3.377 | 8.200 |
| робота | | | | |
| трансформаторів з | 15 | 10 | 15.119 | 36.712 |
| високої та низької | | | | |
| боку, харчування | | | | |
| за однієї ЛЕП. | | | | |
| Роздільна робота | 10 | 110 | 3.377 | 8.200 |
| трансформаторів | | | | |
| за низькою стороні | 15 | 10 | 9.489 | 23.041 |
| і паралельна | | | | |
| робота | | | | |
| трансформаторів | | | | |
| за високою | | | | |
| стороні, харчування | | | | |
| за однієї ЛЕП. | | | | |
5. ГОЛОВНА СХЕМА ЕЛЕКТРИЧНИХ СПОЛУК.
1. Основні вимоги до головних схем розподільних пристроїв.
Головна схема (ГС) електричних з'єднань енергооб'єкту - цесукупність основного електротехнічна?? ського обладнання, комутаційноїапаратури і струмоведучих частин, що відображає порядок з'єднання їх міжсобою.
У загальному випадку елементи головної схеми електричних з'єднань можнарозділити на дві частини:
- Зовнішні приєднання (далі приєднання);
- Генератори, блоки генератор-трансформатор, лінія електропередач, шунтуючі реактори;
- Внутрішні елементи, які в свою чергу можна розділити на:
Схемообразующіе - елементи, що утворюють структуру схеми
(комутаційна апаратура - вимикачі, роз'єднувачі, віддільники і т.д.,і струмоведучі частини - збірні шини, ділянки струмопроводів,струмообмежуючі реактори);
- Допоміжні - елементи, призначені для забезпечення нормальної роботи ГС (трансформатори струму, напруги, розрядники і т.д.).
Тенденція концентрації потужності на енергетичних об'єктах гостроставить завдання проблеми надійності і економічності електричних систем
(ЕЕС) в цілому і зокрема, проблему створення надійних і економічнихголовних схем електричних з'єднань енергооб'єктів та їх розподільнихпристроїв (РУ).
Завдяки унікальності об'єктів і значної невизначеностівихідних даних процес вибору головної схеми - завжди результат техніко -економічного порівняння конкурентно здатних варіантів, мета якого --виявити найбільш кращий з них з точки зору задоволеннязаданого набору якісних і кількісних умов. Облік економічних,технічних і соціальних наслідків, пов'язаних з різним ступенемнадійності ГС, представляє в даний час найбільшу складність етапутехніко-економічного порівняння схем. Це пов'язано, в першу чергу, знедостатністю вихідних даних (особливо статистичних характеристикнадійності), складністю формулювання та визначення показників надійності
ГС в цілому і збитків від недоотпуска електроенергії і від порушеньстійкості паралельної роботи ЕЕС.
Основні призначення схем електричних з'єднань енергооб'єктівполягає в забезпеченні зв'язку приєднань між собою в різнихрежимах роботи. Саме це визначає наступні основні вимоги до ЦС:
- Надійність - пошкодження в будь-якому приєднання або внутрішньому елементі, по можливості, не повинні приводити до втрати харчування справних приєднань;
- Ремонтопридатність - виведення в ремонт, будь-якого Приєднання або внутрішнього елемента не повинні, по можливості, приводить до втрати харчування справних приєднань і зниження надійності їх харчування;
- Гнучкість - можливість швидкого відновлення харчування справних приєднань;
- Можливість розширення - можливість підключення до схеми нових приєднань без істотних змін існуючої частини;
- Простота і наочність - для зниження можливих помилок експлуатаційного персоналу;
- Економічність - мінімальна вартість , за умови виконання вище перелічених вимог.
Аналіз надійності схем електричних з'єднань здійснюється шляхом
