Помощь студентам в учебе
ПРОЕКТ ПОДСТАНЦИИ 110 КВ С АНАЛИЗОМ ПРИЛЕГАЮЩЕГО УЧАСТКА СЕТИ
|
Введение 4
1.Выбор эскиза сети на базе натуральных показателей 5
1.1 Составление баланса активной и реактивной мощности 5
1.2 Определение суммарной мощности компенсирующих устройств и
величины расчётных нагрузок подстанций 6
1.3 Составление вариантов схем соединений сети 7
1.4 Расчёт эскиза №1 9
1.5 Расчёт эскиза №2 12
1.6 Расчёт эскиза №3 1 5
1.7 Составление принципиальных схем электрических соединений 18
1.8 Сравнение вариантов по натуральным показателям 2 1
2 Выбор основного оборудования районной электрической сети 110 кВ 22
2.1 Выбор сечения проводников ЛЭП методом экономической плотности тока 22
2.2 Выбор силовых трансформаторов на подстанциях 2 5
3 Электрическая часть 29
3.1 Составление эквивалентной схемы замещения 29
3.2 Расчёт потокораспределения и напряжений 30
3.3 Расчёт режимов на ЭВМ 37
3.4 Определение действительного уровня напряжения на шинах НН
подстанций 38
4 Расчёт токов коротких замыканий 40
4.1 Выбор базисных условий 40
4.2 Расчёт симметричного КЗ в точке К4 44
4.3 Расчёт симметричного КЗ в точке К1 47
4.4 Расчёт периодической составляющей токов КЗ в точке К2 50
5 Проектирование подстанции 110/10 кВ 5 1
5.1 Выбор числа и мощности трансформаторов на подстанции 5 1
5.2 Расчет токов нормального и максимального режимов цепей
подстанции 52
5.3 Выбор типа РУ 53
5.4 Выбор оборудования подстанции 57,5 МВА 53
5.5 Выбор схем распределительных устройств 63
5.6 Защита от перегрузки и аварийных режимов 65
5.7 Расчёт молниезащиты подстанции 68
5.8 Проектирование и расчёт заземляющих устройств 7 1
6 Технико-экономический расчёт схемы сети 76
6.1 Расчёт потерь мощности и ЭЭ 76
6.2 Расчёт величины капвложений и издержек 79
6.3 Определение удельных капвложений в ЭС 82
6.4 Определение себестоимости передачи ЭЭ и рентабельности 84
7 Мероприятия по снижению потерь напряжения 86
Заключение 89
Список сокращений 90
Список использованных источников 91
Приложение Б 95
Приложение В 96
Приложение Г 97
Приложение Д 98
1.Выбор эскиза сети на базе натуральных показателей 5
1.1 Составление баланса активной и реактивной мощности 5
1.2 Определение суммарной мощности компенсирующих устройств и
величины расчётных нагрузок подстанций 6
1.3 Составление вариантов схем соединений сети 7
1.4 Расчёт эскиза №1 9
1.5 Расчёт эскиза №2 12
1.6 Расчёт эскиза №3 1 5
1.7 Составление принципиальных схем электрических соединений 18
1.8 Сравнение вариантов по натуральным показателям 2 1
2 Выбор основного оборудования районной электрической сети 110 кВ 22
2.1 Выбор сечения проводников ЛЭП методом экономической плотности тока 22
2.2 Выбор силовых трансформаторов на подстанциях 2 5
3 Электрическая часть 29
3.1 Составление эквивалентной схемы замещения 29
3.2 Расчёт потокораспределения и напряжений 30
3.3 Расчёт режимов на ЭВМ 37
3.4 Определение действительного уровня напряжения на шинах НН
подстанций 38
4 Расчёт токов коротких замыканий 40
4.1 Выбор базисных условий 40
4.2 Расчёт симметричного КЗ в точке К4 44
4.3 Расчёт симметричного КЗ в точке К1 47
4.4 Расчёт периодической составляющей токов КЗ в точке К2 50
5 Проектирование подстанции 110/10 кВ 5 1
5.1 Выбор числа и мощности трансформаторов на подстанции 5 1
5.2 Расчет токов нормального и максимального режимов цепей
подстанции 52
5.3 Выбор типа РУ 53
5.4 Выбор оборудования подстанции 57,5 МВА 53
5.5 Выбор схем распределительных устройств 63
5.6 Защита от перегрузки и аварийных режимов 65
5.7 Расчёт молниезащиты подстанции 68
5.8 Проектирование и расчёт заземляющих устройств 7 1
6 Технико-экономический расчёт схемы сети 76
6.1 Расчёт потерь мощности и ЭЭ 76
6.2 Расчёт величины капвложений и издержек 79
6.3 Определение удельных капвложений в ЭС 82
6.4 Определение себестоимости передачи ЭЭ и рентабельности 84
7 Мероприятия по снижению потерь напряжения 86
Заключение 89
Список сокращений 90
Список использованных источников 91
Приложение Б 95
Приложение В 96
Приложение Г 97
Приложение Д 98
Районная электрическая сеть (РЭС) - значимая составляющая энергосистемы. Поэтому к ней предъявляются многочисленные требования, чтобы обеспечить нормальный режим работы электропотребителей и энергоблоков на станциях.
В данной работе разработана РЭС класса напряжения 110 кВ с расчётом нормального максимального и послеаварийного режимов вручную и на ЭВМ, рассчитаны токи КЗ на п/ст №1, № 2 и № 4 данной сети, спроектирована п/ст №2 мощностью 57,5 МВА, проведены технико-экономические расчёты схемы сети и рассмотрены возможные способы улучшения условий передачи ЭЭ и снижения потерь мощности в РЭС.
Важно разработать наиболее эффективную сеть в п. 2 с использованием традиционных средств и методов. Характерным показателем эффективности использования РЭС являются технико-экономические показатели, а также оптимальный режим работы сети. Оптимизировать работу существующей сети достаточно сложно, а на стадии проектирования существенно проще предложить мероприятия, направленные на улучшение работы сети, ввиду лёгкости применения технических решений. Также необходимо применять современные решения ввиду долгой эксплуатации РЭС, чтобы поддерживать высокие показатели эффективности работы. Одним из простых решений является использование оптимального номинального напряжения, которое позволяет существенно повысить передаваемую мощность, снижает потери мощности и напряжения и т.д.
Расчёт и анализ работы проектируемой РЭС в п. 3 позволяет определить наиболее нагруженные и уязвимые места, которые необходимо проработать для обеспечения нормального режима работы сети. Расчёт токов КЗ в п.4 в данной РЭС необходимо для ясного представления причин возникновения нарушений, методов их представления и качественной оценки с целью предвидеть и предотвратить опасные последствия переходных процессов.
На пути электроэнергии от источника питания к потребителю есть важный элемент - подстанции. Также, как и к РЭС, к ПС предъявляются многочисленные требования, поэтому важно правильно спроектировать подстанцию, чтобы обеспечить её устойчивую и надёжную работу даже при тяжёлой аварии. Основываемся при выборе в. п. 5 на НТП ПС.
Технико-экономический расчёт в п.6 показывает эффективность принятых решений с помощью определения рыночных и удельных индикаторов, покажет слабые и сильные стороны РЭС, на основе которых предложены мероприятия по повышению эффективности РЭС в п.7.
При принятии решений делалась опора на теоретические сведения, нормативные документы и знания, полученные в процессе обучения. Учтена важность соответствия принятых решения соответствовали нормативно-технической документации и стандартам ПАО «Россети».
В данной работе разработана РЭС класса напряжения 110 кВ с расчётом нормального максимального и послеаварийного режимов вручную и на ЭВМ, рассчитаны токи КЗ на п/ст №1, № 2 и № 4 данной сети, спроектирована п/ст №2 мощностью 57,5 МВА, проведены технико-экономические расчёты схемы сети и рассмотрены возможные способы улучшения условий передачи ЭЭ и снижения потерь мощности в РЭС.
Важно разработать наиболее эффективную сеть в п. 2 с использованием традиционных средств и методов. Характерным показателем эффективности использования РЭС являются технико-экономические показатели, а также оптимальный режим работы сети. Оптимизировать работу существующей сети достаточно сложно, а на стадии проектирования существенно проще предложить мероприятия, направленные на улучшение работы сети, ввиду лёгкости применения технических решений. Также необходимо применять современные решения ввиду долгой эксплуатации РЭС, чтобы поддерживать высокие показатели эффективности работы. Одним из простых решений является использование оптимального номинального напряжения, которое позволяет существенно повысить передаваемую мощность, снижает потери мощности и напряжения и т.д.
Расчёт и анализ работы проектируемой РЭС в п. 3 позволяет определить наиболее нагруженные и уязвимые места, которые необходимо проработать для обеспечения нормального режима работы сети. Расчёт токов КЗ в п.4 в данной РЭС необходимо для ясного представления причин возникновения нарушений, методов их представления и качественной оценки с целью предвидеть и предотвратить опасные последствия переходных процессов.
На пути электроэнергии от источника питания к потребителю есть важный элемент - подстанции. Также, как и к РЭС, к ПС предъявляются многочисленные требования, поэтому важно правильно спроектировать подстанцию, чтобы обеспечить её устойчивую и надёжную работу даже при тяжёлой аварии. Основываемся при выборе в. п. 5 на НТП ПС.
Технико-экономический расчёт в п.6 показывает эффективность принятых решений с помощью определения рыночных и удельных индикаторов, покажет слабые и сильные стороны РЭС, на основе которых предложены мероприятия по повышению эффективности РЭС в п.7.
При принятии решений делалась опора на теоретические сведения, нормативные документы и знания, полученные в процессе обучения. Учтена важность соответствия принятых решения соответствовали нормативно-технической документации и стандартам ПАО «Россети».
Для расчёта и анализа работы РЭС мною были обработаны исходные данные для проектирования, использованы инженерные методы расчёта установившихся режимов работы электрических сетей. Наилучшим оказалось напряжение 110 кВ для всей РЭС. Было рассмотрено 3 различных конфигурации схем. Выбран 3 вариант на основе натуральных показателей с одной ответвительной, од-ной тупиковой и одной узловой подстанцией (без учёта РУ ВН станции и БУ).
Двухцепные линии СТ-1, 1-4, 1-2 и Б-2 оснащены проводами АС 240/32, АС 70/11, АС 120/19, АС 70/11 соответственно. Подстанции № 1, 2 и 4 оснащены трансформаторами ТДН-25000/110, ТДН-40000/110 и ТДН-16000/110 соответственно.
Для проверки правильности и определения точности инженерного расчёта выполнен расчёт нормального режима в максимальных нагрузках на ЭВМ с помощью программно-вычислительного комплекса «REGIM». Для определения оптимального режима работы и анализа РЭС дополнительно произвёл расчёты наиболее тяжёлого послеаварийного режима на ЭВМ, а также произведён выбор и расчёт режима регулирования напряжения на подстанциях.
При проектировании ПС №2 использованы современные типовые компоновки схем РУ - КМБ ОРУ производства ЗАО «ЗЭТО», современное высоковольтное оборудование от одного производителя, что упрощает оплату, до-ставку, логистику, монтаж и эксплуатацию оборудования. Схема РУ ВН п/ст №2 выбрана «Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий».
Капиталовложения на 2017 г. в п/ст РЭС оцениваются в 1678 млн.руб, а в линии РЭС - 1740 млн.руб. Технико-экономические показатели, которых получилось достичь, свидетельствуют о высокой прибыльности РЭС, а значит её о высокой эффективности: среднегодовая себестоимость передачи 1 кВт ч электроэнергии по ЭС равна 0,444 -ру6-, общая прибыль электросетевого предприятия т0 равна 344 МЛг^руб, коэффициент рентабельности крен равен 124%.
Используя методы регулирования напряжения и компенсации реактивной мощности получилось добиться сокращения потерь в линии СТ-1 на 31%.
Двухцепные линии СТ-1, 1-4, 1-2 и Б-2 оснащены проводами АС 240/32, АС 70/11, АС 120/19, АС 70/11 соответственно. Подстанции № 1, 2 и 4 оснащены трансформаторами ТДН-25000/110, ТДН-40000/110 и ТДН-16000/110 соответственно.
Для проверки правильности и определения точности инженерного расчёта выполнен расчёт нормального режима в максимальных нагрузках на ЭВМ с помощью программно-вычислительного комплекса «REGIM». Для определения оптимального режима работы и анализа РЭС дополнительно произвёл расчёты наиболее тяжёлого послеаварийного режима на ЭВМ, а также произведён выбор и расчёт режима регулирования напряжения на подстанциях.
При проектировании ПС №2 использованы современные типовые компоновки схем РУ - КМБ ОРУ производства ЗАО «ЗЭТО», современное высоковольтное оборудование от одного производителя, что упрощает оплату, до-ставку, логистику, монтаж и эксплуатацию оборудования. Схема РУ ВН п/ст №2 выбрана «Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий».
Капиталовложения на 2017 г. в п/ст РЭС оцениваются в 1678 млн.руб, а в линии РЭС - 1740 млн.руб. Технико-экономические показатели, которых получилось достичь, свидетельствуют о высокой прибыльности РЭС, а значит её о высокой эффективности: среднегодовая себестоимость передачи 1 кВт ч электроэнергии по ЭС равна 0,444 -ру6-, общая прибыль электросетевого предприятия т0 равна 344 МЛг^руб, коэффициент рентабельности крен равен 124%.
Используя методы регулирования напряжения и компенсации реактивной мощности получилось добиться сокращения потерь в линии СТ-1 на 31%.
Подобные работы
- ПРОЕКТ ПОДСТАНЦИИ 500 КВ С АНАЛИЗОМ ПРИЛЕГАЮЩЕГО УЧАСТКА СЕТИ
Бакалаврская работа, электроэнергетика. Язык работы: Русский. Цена: 5750 р. Год сдачи: 2017 - ПРОЕКТ ПОДСТАНЦИИ 110 КВ С АНАЛИЗОМ ПРИЛЕГАЮЩЕГО УЧАСТКА СЕТИ
Дипломные работы, ВКР, таможенное дело. Язык работы: Русский. Цена: 6100 р. Год сдачи: 2017 - Реконструкция электрической части понизительной подстанции 110/10 кВ «Прудки» энергосистемы Кировской области
Бакалаврская работа, электротехника. Язык работы: Русский. Цена: 4700 р. Год сдачи: 2022 - Реконструкция электрической части понизительной подстанции 110/10 кВ «Помары»
Бакалаврская работа, электроэнергетика. Язык работы: Русский. Цена: 4340 р. Год сдачи: 2022 - Учет потерь на корону на базе синхронизированных векторных измерений
Дипломные работы, ВКР, электроэнергетика. Язык работы: Русский. Цена: 4235 р. Год сдачи: 2018 - Автоматизация процессов управления микроклиматом тепличного блока СПК "Агрофирма Культура" Брянского р-на
Дипломные работы, ВКР, автоматика и управление. Язык работы: Русский. Цена: 7900 р. Год сдачи: 2012