Расчёт ДЭП СВН и РЭС 110/10 кВ с выбором оборудования на ТП №1 мощностью 25 МВА

Рассчитан самый целесообразный, как с технической, так и с экономической точки зрения вариант районной электрической сети, подтверждения расчётов на 5 чертежах А1. Защитился 29 июня 2015 года в Казанском Государственном Энергетическом Университете на оценку "Отлично". ...

Аннотация
Введение
Раздел 1. РАСЧЕТ РЕЖИМА ДЭП СВН
1.1.Исходные данные для расчёта
1.2. Выбор генераторов
1.3.Выбор мощности блочных трансформаторов
1.4. Определение числа ЛЭП и сечения проводников
1.5. Волновые параметры электропередачи
1.6. Определение реактивных мощностей по концам электропередачи в
максимальном и минимальных режимах
1.7. Расчет напряжения в середине линии
1.8. Определение запаса по предельной передаваемой мощности
1.9. Проверка допустимости загрузки генераторов реактивной мощности
1.10. Выбор мощности автотрансформаторов связи
1.11. Определение мощности компенсирующих устройств
Раздел 2. РАЙОННАЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ СЕТЬ
2.1. Задание на проектирование
2.2. Исходные данные
2.3. Выбор номинального напряжения электрической сети
2.4. Баланс реактивной мощности и определение мощности компенсирующих
устройств
2.5. Выбор силовых трансформаторов понизительных подстанций
2.6. Выбор сечения проводников воздушных линий электропередачи
2.7. Выбор схем электрических подстанций
2.7.1. Применение схем РУ 10 кВ
2.8. Технико-экономический расчет
2.8.1. Расчет капиталовложений в строительство РЭС
2.8.2. Расчет годовых эксплуатационных расходов и себестоимости передачи
электроэнергии проектируемой РЭС
2.8.3. Расчет прибыли и срока окупаемости капиталовложений в строительство
РЭС
2.9. Максимальный режим
2.9.1. Определение расчётной нагрузки ПС и расчёт потерь в трансформаторах
2.9.2. Расчёт перетоков мощностей с учётом потерь в линии
2.9.3. Определение значения напряжения в узловых точках (на стороне ВН) в
максимальном режиме
2.9.4. Регулирование напряжения в электрической сети в максимальном режиме
2.10. Послеаварийный режим
2.10.1. Расчёт перетоков мощностей с учётом потерь в линии
2.10.2. Определение значения напряжения в узловых точках (на стороне ВН) в
послеаварийном режиме
2.10.3. Регулирование напряжения в электрической сети в послеаварийном
режиме
2.11. Выбор оборудования
2.11.1. Исходные данные
2.11.2. Расчёт токов короткого замыкания
2.11.3. Выбор электрических аппаратов, токоведущих частей и измерительных
приборов на стороне 110 кВ
2.11.4. Выбор оборудования на стороне НН
Раздел 3. БЕЗОПАСТНОСТЬ ЖИЗНИДЕЯТЕЛЬНОСТИ
Заключение
Список литератур

Уровень развития энергетики и электрификации в наиболее обобщенном виде отражает достигнутого технико-экономического потенциала любой страны. Энерге-тика обеспечивает электроэнергией и теплом промышленные предприятия, сельское хозяйство, транспорт, коммунально-бытовые нужды городов, рабочих и сельских посёлков. Электрификация оказывает определяющее влияние на развитие всех от-раслей народного хозяйства, она является стержнем развития экономики страны.
Основными поставщиками электроэнергии и тепла для народного хозяйства являются энергетические системы. Энергосистема – это совокупность электростан-ций, электрических и тепловых сетей, а также установок потребителей электроэнер-гии и тепла, связанных общностью режимов производства, распределения и потреб-ления энергии и тепла. Большое количе ство энергосистем нашей страны объедине-ны в семь объединенных энергосистем, которые в свою очередь объединены в еди-ную энергетическую систему – РАОЕЭС «Россия». Но процесс не завершён, про-должается присоединение изолированно работающих электростанций и районов, объединения раздельно работающих энергосистем и энергообъединений в более сложные и крупные формирования. Энергосистемы охватывают всё большие пло-щади и в связи с этим как бы рассредоточиваются по территории. Также современ-ная тенденция развития энергосистем – это увеличение единичной мощности энер-гоблоков и укрупнение подстанций, рост номинальных напряжений и повышение пропускной способности электросетей. Существенное влияние на современное раз-витие энергосистем оказывают всё возрастающие требования к ограничению небла-гоприятных воздействий энергетических объектов на окружающую среду.

Так, для всех линий выбираем провода АС-120/19.Выбранные провода проверяем на работу в послеаварийном режиме. Наибольшая токовая нагрузка в послеаварийном режиме будет иметь место при отключении одной цепи линии. Определим мощность линии в аварийном режиме , МВА и расчетный аварийный ток , А.Исходя из напряжений, расчётной токовой нагрузки, района по гололёду, материала опор, количества цепей в линии и экономически выгодных сечений подбираем сечения сталеалюминевых проводов, с учётом допустимых токов, определённых в аварийном режиме (используя данные табл. 7.8 [1] и текста §4.9 [1]). Все полученные данные сводим в следующую таблицу:Таблица 2.4. Выбор проводов для схемы №2ЛинияA-1А-31-3А-4А-2’2'-22’-5112,34133,465,7373,4110445,4257,42Марка проводаАС – 120/19АС – 120/19АС – 120/19АС – 120/19АС – 120/19АС – 120/19АС – 120/19224,68266,9211,46146,8220890,84115,163903903903903903903902.7 Выбор схем электрических подстанцийВыбор тех или иных схем подстанций зависит от конструктивного выполнения линий и подстанций, протяженности линии и передаваемой по ним мощности нагрузки, характера питаемых по сети потребителей и требований, предъявляемых ими в отношении надежности электроснабжения. Электрические подстанции являются одним из наиболее массовых элементов энергосистем; их часто значительно больше числа электростанций. Отсюда следует необходимость упрощения главных схем и удешевления, соответствующих РУ подстанций. Подстанции делятся на тупиковые, ответвительные и узловые: - тупиковые подстанции это подстанции, питаемые по одной или двум радиальным линиям;- ответвительные подстанции это подстанции, присоединяемые к одной или двум проходящим линиям на ответвлениях;- проходные подстанции это подстанции, присоединяемые к сети путем захода одной линии с двусторонним питанием;- узловые подстанции это подстанции, присоединяемые к сети не менее чем по трем питающим линиям.Основные требования к главным схемам электрических соединений: Схема должна обеспечивать надежное питание присоединенных потребителей в нормальном, ремонтном, послеаварийном режимах в соответствии с категориями нагрузки с учетом наличия или отсутствия независимых резервных источников питания; Схема должна обеспечивать надежность транзита мощности через подстанцию в нормальном, ремонтном и послеаварийном режимах в соответствии с его значением для рассматриваемого участка сети; Схема должна быть по возможности простой, наглядной, экономичной и обеспечивать средствами автоматики восстановление питания потребителей в послеаварийной ситуации без вмешательства персонала;Схема должна допускать поэтапное развитие РУ с переходом от одного этапа к другому без значительных работ по реконструкции и перерывов в питании потребителей;Число одновременно срабатывающих выключателей в пределах одного РУ должно быть не более 2 при повреждении линии и не более четырех при повреждении трансформатора.На основании этих требований произведем выбор схем подстанций для рассматриваемых вариантов.Вариант IДля центра питания «A» выбираем типовую схему 13Н «Две несекционированные системы шин с обходной с отдельными секционным и обходным выключателем» (рис. 2.9).Рис. 2.9 Типовая схема 13Н.Для тупиковых подстанций 1, 2, 3, 4, 5, выбираем типовую схему 4Н «Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий», (рис. 2.10).Рис. 2.10. Типовая схема 4Н.Вариант IIДля центра питания «A» выбираем типовую схему 13Н «Две несекционированные системы шин с обходной с отдельными секционным и обходным выключателем» (рис. 2.9).Для тупиковых подстанций 2, 4, 5, выбираем типовую схему 4Н «Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий», (рис. 2.10).Для проходных подстанций 1 и 3 выбираем типовую схему 5Н «Мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линий», (рис. 2.11).Рис. 2.11. Типовая схема 5Н.2.7.1. Применение схем РУ 10 кВНа подстанциях № 1, 2, 3, 4, 5, (для обоих вариантов) для стороны низшего напряжения применяем схему: 10 - 2 - две секционированные выключателями системы шин, применяются при двух трансформаторах с расщепленными обмотками НН присоединенных каждый к двум секциям [схема 10 - 2, рис. 2.12].Рис. 2.12. Схема 10–1.2.8. Технико-экономический расчет2.8.1. Расчет капиталовложений в строительство РЭСПриближенно, с использованием аппроксимирующих функций, стоимость строительства районной электрической сети можно определить из выражения:где , – соответственно капиталовложения в линию электропередачи и подстанции, тыс. руб.Капиталовложения в строительство линии электропередачи состоят из суммы базисных стоимостей строительства ВЛ. Вышеперечисленные затраты суммируются и к полученной сумме добавляются затраты:- 2.5–3.0 % – благоустройство, строительство временных зданий и сооружений -;- 7.0–8.0 % – проектно-изыскательские работы и авторский надзор -;- 3.0–3.5 % – прочие работы и затраты -.Вариант схемы №1: Вариант схемы №2: Капиталовложения в строительство подстанции ПС состоят из следующих затрат.Вариант схемы №1:Стоимость трансформаторов.Стоимость компенсирующих устройств.Стоимость ОРУ 110 с учетом постоянной части затрат.Две несекционированные системы сборных шин (13Н):Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линии (4Н):Вариант схемы №2:Стоимость трансформаторов.Стоимость компенсирующих устройств.Стоимость ОРУ 110 с учетом постоянной части затрат.Две несекционированные системы сборных шин (13Н):Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линии (4Н):Мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линии (5Н):Итоговые капитальные затраты на строительство электрической сети 110/10 кВ.Вариант схемы №1:Вариант схемы №2:Из расчетов видно, что первый вариант проектируемой сети по капитальным вложениям наиболее выгодный.2.8.2 Расчет годовых эксплуатационных расходов и себестоимости передачи электроэнергии проектируемой РЭСГодовые эксплуатационные расходы - ежегодные издержки, необходимые для эксплуатации сооружений и устройств системы передачи и распределения электроэнергии, состоят из следующих затрат:1) – отчисления на амортизацию объектов электрической сети;2) – расходы на эксплуатацию (текущий ремонт и обслуживание);3) – стоимость потерянной электроэнергии в элементах сети.Сущность амортизационных отчислений основывается на том, что каждый объект электрической сети рассчитан на определенный срок службы. Нормы на амортизацию выбирают в долях от первоначальных капитальных затрат.Определим издержки на амортизацию, ремонт и обслуживание воздушных линий, электрооборудования и распределительных устройств для обоих вариантов по формулам: - норма на амортизацию в долях от капитальных затрат; - норма на текущий ремонт и обслуживание в долях от капитальных затрат.Вариант схемы №1:Вариант схемы №2:Годовые потери энергии в линиях и трансформаторах. - время потерьВариант схемы №1:Суммарные годовые потери энергии:Вариант схемы №2:Суммарные годовые потери энергии:Определим суммарные эксплуатационные расходы для обоих вариантов:Вариант схемы №1:Вариант схемы №2:В состав себестоимости электроэнергии включается следующее:1) - заработная плата обслуживающего персонала;2) стоимость затрат электроэнергии на собственные нужды;3) налоговые отчисления. - численность эксплуатационного персонала; - среднегодовая заработанная плата работника; - коэффициент, учитывающий отчисления в фонды социального страхования,(3-5% от зарплаты за месяц); - коэффициент, учитывающий дополнительную заработанную плату,(12% от заработанной платы за месяц); - объем передаваемой РЭС электроэнергии; -число часов работы сети в нормальном режиме за год. Стоимость затрат на собственные нужды составляет 2÷3 % от объема передаваемой РЭС электроэнергии:НДС принимаем 3%:Налоговые отчисления в пенсионный фонд:Налоговые отчисления в фонд медицинского страхования: Налоговые отчисления в фонд социального страхования:Вариант схемы №1:Налог на имущество: Годовые эксплуатационные затраты РЭС составят: Себестоимость передачи 1 квт/ч электроэнергии при этом составит:Вариант схемы №2:Налог на имущество: Годовые эксплуатационные затраты РЭС составят: Себестоимость передачи 1 квт/ч электроэнергии при этом составит:2.8.3. Расчет прибыли и срока окупаемости капиталовложенийв строительство РЭСТариф за передачу электроэнергии РЭС составит :Вариант схемы №1:где: – норма прибыли к себестоимости передачи электроэнергии.Вариант схемы №2:Прибыль РЭС за передачу электроэнергии при этом составит ПР, тыс. руб.:Вариант схемы №1:Вариант схемы №2:Следует учесть, что в сложившейся практике сетевые энергокомпании, помимо оплаты за транзит электроэнергии, взимают разовую оплату с потребителей за подключение к энергоснабжению. Плата при этом составляет 22 тыс. руб./кВт для юридических лиц, и 550 руб./кВт для физических лиц. Следует учесть, что РЭС проектируется с определенным запасом по мощности с учетом перспектив развития района. Поэтому 40–60 % присоединяемой мощности будет оплачено потребителями в первый год начала работы РЭС. Эта сумма ∆К может быть рассмотрена как разовая оплата, частично компенсирующая сумму капитальных вложений Крэс. А оставшаяся мощность подключается к потребителю равными долями в течение 6-7 лет и может быть рассмотрена как ежегодная дополнительная прибыль ∆Пр. функционирования РЭС. Необходимые средства для строительства обеспечиваются за счет привлечения заемных средств. Сумма кредита при этом составит тыс. руб:Вариант схемы №1: Вариант схемы №2:Расчет срока окупаемости осуществим методом составления графика платежей кредита. При этом ставку кредитаСт - 8%:Вариант схемы №1:Вариант схемы №2:Основные показатели исследований.Схема №1:ПоказательЗначениеЗатраты на строительство линий электропередачи – КЛЭП753439,5 тыс. руб.Затраты на строительство подстанций – КПС1092843,8 тыс. руб.Итоговые капитальные затраты на строительство РЭС1846283,3 тыс. руб.Себестоимость передачи электроэнергии0,921 руб./кВт*чТариф передачи электроэнергии1,4736 руб./кВт*чСрок окупаемости проекта5 летСхема №2:ПоказательЗначениеЗатраты на строительство линий электропередачи – КЛЭП760394,25 тыс. руб.Затраты на строительство подстанций – КПС1234180,8 тыс. руб.Итоговые капитальные затраты на строительство РЭС1994575,05 тыс. рубСебестоимость передачи электроэнергии0,935 руб./кВт*чТариф передачи электроэнергии1,496 руб./кВт*чСрок окупаемости проекта9 летНа основании технико-экономического сравнения для дальнейших расчетов принимаем схему №1.2.9. Максимальный режим2.9.1. Определение расчётной нагрузки ПС и расчёт потерь в трансформаторах.Определим потери активной, реактивной и полной мощности в трансформаторе ΔP, МВт, ΔQ, МВар, ΔS, МВА соответственно.Для ПС № 1:Для ПС № 2:Для ПС № 3:Для ПС № 4:Для ПС № 5:Полные мощности соответствующих подстанций S, МВА:Зарядные мощности линийQ, МВАp:Расчетные мощности подстанций , МВА:2.9.2. Расчёт перетоков мощностей с учётом потерь в линииОпределим полные сопротивления линий Zл, Ом:Определим потокораспределение мощности в линии А–1 S, МВА:Определим потокораспределение мощности в линии А–3 S, МВА:Определим потокораспределение мощности в линии А–4 S, МВА:Определим потокораспределение мощности в линии 2’–2 S, МВА:Определим потокораспределение мощности в линии 2’–5 S, МВА:Определим потокораспределение мощности в линии А–2’ S, МВА:2.9.3. Определение значения напряжения в узловых точках (на стороне ВН) в максимальном режимеНапряжение в узловых точках в максимальном режиме , кВ:Для ПС № 1:Для ПС № 2:Для ПС № 3:Для ПС № 4:Для ПС № 5:2.9.4. Регулирование напряжения в электрической сети в максимальном режиме Для подстанций определим:Потери активной мощности , МВт: Потери реактивной мощности , МВАр:Активное сопротивление , Ом:Активное сопротивление , Ом:Индуктивное сопротивление , Ом:Индуктивное сопротивление , Ом:Напряжение , кВ в трансформаторе: Определим напряжение на стороне НН , кВ и отклонение напряжения от номинального , % для ПС №1:, Определим напряжение на стороне НН , кВ и отклонение напряжения от номинального , % для ПС №2:, Определим напряжение на стороне НН , кВ и отклонение напряжения от номинального , % для ПС №3:, Определим напряжение на стороне НН , кВ и отклонение напряжения от номинального , % для ПС №4:, Определим напряжение на стороне НН , кВ и отклонение напряжения от номинального , % для ПС №5:, Результаты расчета записаны в таблице 2.5:Таблица 2.5. Расчет ответвлений РПН в максимальном режиме.№ ПС1113,143-0,907-110,5180,1712112,8-1,075-110,486-0,1333113,249-0,855-110,5270,2574113,428-0,768-110,5440,425112,303-1,317-110,44-0,572.10. Послеаварийный режимВ качестве расчетного случая возьмём обрыв одной цепи двуцепных линий. Таким образом, схема исследуемой сети преобразуется к следующему виду:Рис. 2.13. Аварийный режим2.10.1. Расчёт перетоков мощностей с учётом потерь в линииРасчетные мощности в послеаварийном режиме , МВА на каждой подстанции:Потокораспределение мощности в линии А–1 S, МВА:Потокораспределение мощности в линии А–3 S, МВА:Потокораспределение мощности в линии А–4 S, МВА:Потокораспределение мощности в линии 2’–2 S, МВА:Потокораспределение мощности в линии 2’–5 S, МВА:Потокораспределение мощности в линии А–2’ S, МВА: 2.10.2. Определение значения напряжения в узловых точках (на стороне ВН) в послеаварийном режимеНапряжение в узловых точках в послеаварийном режиме , кВ:Для ПС № 1:Для ПС № 2:Для ПС № 3:Для ПС № 4:Для ПС № 5:2.10.3. Регулирование напряжения в электрической сети в послеаварийном режимеОпределим напряжения на стороне НН в послеаварийном режиме , кВ Определим напряжение на стороне НН , кВ и отклонение напряжения от номинального , % для ПС №1:, Определим напряжение на стороне НН , кВ и отклонение напряжения от номинального , % для ПС №2:, Определим напряжение на стороне НН , кВ и отклонение напряжения от номинального , % для ПС №3:, Определим напряжение на стороне НН , кВ и отклонение напряжения от номинального , % для ПС №4:, Определим напряжение на стороне НН , кВ и отклонение напряжения от номинального , % для ПС №5:, Результаты расчета записаны в таблице 2.6:Таблица 2.6. Расчет ответвлений РПН в послеаварийном режиме.№ ПС1100,567-7,051-710,489-0,105299,797-7,427-710,409-0,8673100,912-6,882-710,5250,2384101,017-6,831-710,5360,343598,614-8,005-810,499-0,0092.11. Выбор оборудования2.11.1. Исходные данныеВыбор оборудования для исследуемой электрической сети покажем на примере тупиковой подстанции №1. Подстанция состоит из следующих основных элементов: открытого распределительного устройства 110 кВ; силовых трансформаторов; комплектного распределительного устройства 10 кВ с ячейками КРУ 10 кВ; общеподстанционного пункта управления; комплекта жестких ошиновок; кабельных конструкций; устройств молниезащиты; заземления.На данной подстанции установлены два трансформатора типа ТРДН– 25000/110 со следующими параметрами:Таблица 2.7. SНОМ, МВАНапряжение обмотки, кВПотери, кВтВННН2511510,52712010,50,7Подстанция соединена с источником питания «A» двухцепной радиальной линии А–1 длиной 35,2 км, выполненной проводами марки АС–120/19 (). Число присоединений: ВН=2, НН=16. Ток короткого замыкания на шинах энергосистемы Выбор оборудования ПС производится по токам короткого замыкания. Значения токов короткого замыкания необходимо знать для выбора коммутационного и измерительного оборудования, а также для подбора ошиновки. Так как подстанция имеет два уровня напряжения, то необходимо рассмотреть две точки короткого замыкания ( и на схеме замещения (рис. 2.14.)). В каждой из этих точек будет рассмотрен наиболее тяжёлый случай КЗ – трехфазное короткое замыкание.2.11.2. Расчёт токов короткого замыканияРасчет токов короткого замыкания (КЗ) необходим для выбора и проверки электрических аппаратов и проводников. Расчет токов КЗ можно произвести в именованных единицах по методике, изложенной в [12]. Сопротивление системы определяется по формуле: где базисное напряжение; ток короткого замыкания на шинах энергосистемы.Активное и индуктивное сопротивления линии электропередачи находятся по выражениям: , где , - удельные активное и индуктивное сопротивления линии; - длина линии, Ом.Ток короткого замыкания находится по выражению: , где результирующее сопротивление, которое находится по формуле:, где , .Индуктивные сопротивления обмоток высшего (ВН) и низшего напряжений (НН) для двухобмоточного трансформатора с расщепленной обмоткой НН находятся по выражениям:, , где – напряжение короткого замыкания обмоток ВН и НН, %; – номинальная мощность трансформатора, МВ·А; – коэффициент расщепления обмоток НН трансформатора. Активные сопротивления обмоток высшего (ВН) и низшего (НН) напряжений двухобмоточного трансформатора с расщепленной обмоткой НН определяются по выражениям:, За базисное напряжение принимаем . Составим схему замещения (рис. 2.1):Рис. 2.14. Схема замещенияОпределим параметры элементов схемы замещения.Сопротивление системы по выражению:.Определим сопротивления линии А–1: активное сопротивление линии: индуктивное сопротивление линии: Определим результирующее сопротивление , Ом: Определим ток короткого замыкания в точке К1 по выражению:.Для определения тока короткого замыкания в точке К2 найдем сопротивления трансформатора.Найдем индуктивные сопротивления обмоток высшего (ВН) и низшего напряжений (НН) для двухобмоточного трансформатора с расщепленной обмоткой НН типа ТРДН –25000/110:Найдем активные сопротивления обмоток высшего (ВН) и низшего (НН) напряжений двухобмоточного трансформатора с расщепленной обмоткой НН:Определим результирующее сопротивление , Ом:, Определим ток короткого замыкания в точке К2:где - ток, приведенный к напряжению 115 кВ.,где - коэффициент трансформации.2.11.3. Выбор электрических аппаратов, токоведущих частей и измерительных приборов на стороне 110 кВДля выбора выключателей и разъединителей на стороне ВН расчетной точкой является точка КЗ «К1» и ток .Максимальный ток цепи находится по выражению:. Ударный ток короткого замыкания определяется как:, где ударный коэффициент, вычисляемый по выражению: , зависящий от постоянной времени затухания апериодической составляющей тока КЗ, которая определяется:. Выбор выключателей производится по следующим параметрам: по напряжению установки: ; по длительному току: .Проверка выключателей производится по следующим условиям: На симметричный ток отключения: , где . На возможность отключения апериодической составляющей тока КЗ:если условие соблюдается, а , то допускается проверку по отключающей способности производить по полному току КЗ: ( · Iп. τ + ia. τ) ≤ · Iоткл. ном (1 + βнорм). На электродинамическую стойкость: где наибольший пик (ток электродинамической стойкости), находится по каталогу.4. На термическую стойкость:. Если , то условие проверки: Апериодическая составляющая тока КЗ в момент расхождения контактов находится: где – наименьшее время от начала КЗ до момента расхождения дугогасительных контактов коммутационного аппарата, определяется по выражению:, – минимальное время действия релейной защиты; – собственное время отключения выключателя.