Помощь студентам в учебе
Расчёт и анализ ремонтных режимов работы РЭС 110 кВ
|
РЕФЕРАТ 2
СОДЕРЖАНИЕ 3
ВВЕДЕНИЕ 5
Исходные данные 6
1 Проектирование РЭС 110 кВ 7
1.1 Составление баланса активной и реактивной мощностей 7
1.2 Определение мощности компенсирующих устройств и расчётной
нагрузки на подстанции 8
1.3 Составление вариантов эскизов районной электрической сети 9
1.4 Расчёт эскиза №1 11
1.4.1 Расчёт приближённого потокораспределения 11
1.4.2 Выбор номинального напряжения 12
1.4.3 Расчёт суммарных потерь напряжения 13
1.4.3.1 Расчёт потерь напряжения в нормальном максимальном режиме 13
1.4.3.2 Расчёт потерь напряжения в послеаварийном режиме 14
1.5 Составление принципиальных схем электрических соединений 16
1.6 Сравнение вариантов схем по натуральным показателям и выбор
наилучшего варианта 19
2 Выбор основного оборудования районной электрической сети 20
2.1 Выбор сечения проводов ЛЭП методом экономической плотности тока .... 20
2.2 Выбор силовых трансформаторов на подстанциях 23
2.3 Выбор основного оборудования п/ст 3 24
2.3.1 Расчёт токов для выбора токоведущих частей подстанции 24
2.3.1.1 Расчёт токов цепей трансформатора 24
2.3.1.2 Расчёт токов в цепях линии 25
2.3.2 Выбор токоведущих частей 26
2.3.2.1 Выбор сборных шин и ошиновок на стороне ВН 110 кВ 26
2.3.2.2 Выбор сборных шин и ошиновок на стороне НН 10 кВ 26
2.3.3 Выбор выключателей 27
2.3.3.1 Выбор выключателей на стороне ВН 110 кВ 27
2.3.3.2 Выбор выключателя на стороне НН 10 кВ 29
2.3.3.3 Выбор выключателей на отходящих линиях на стороне НН 10 кВ 30
2.3.4 Выбор разъединителей 31
2.3.4.1 Выбор разъединителей на стороне ВН 110 кВ 31
2.3.4.2 Выбор разъединителя на стороне НН 10 кВ 32
2.3.5 Выбор трансформаторов тока 33
2.3.5.1 Выбор трансформаторов тока на стороне ВН 110 кВ 33
2.3.5.2 Выбор трансформаторов тока на стороне НН 10 кВ 35
2.3.6 Выбор трансформаторов напряжения
2.3.6.2 Выбор трансформатора напряжения на стороне НН 10 кВ 40
2.3.7 Выбор трансформаторов собственных нужд 42
3 Технико-экономический расчёт 45
3.1 Расчёт капиталовложений в строительство ЛЭП 46
3.2 Расчёт капиталовложения в подстанцию 46
3.3 Расчёт эксплуатационных издержек 48
3.4 Определение приведённых затрат 50
3.5 Расчёт удельных технико-экономических показателей 50
4 Расчёт и анализ характерных установившихся режимов 52
4.1 Анализ установившихся режимов 55
4.2 Оценка перспективы развития подстанции №3 55
4.2.1 Расчёт допустимой мощности подстанции 55
4.2.2 Допустимая мощность по условию регулирования напряжения 56
4.2.3 Допустимая мощность ЛЭП по нагреву проводов 58
5 Расчёт и анализ ремонтных режимов работы 59
6 Выбор устройств регулирования напряжения 62
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 67
СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ 68
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 69
Приложение А 72
Приложение Б 73
Приложение В 74
Приложение Е 75
Приложение Д 76
Приложение Е 77
Приложение Ж 78
Приложение 3 79
Приложение И 80
СОДЕРЖАНИЕ 3
ВВЕДЕНИЕ 5
Исходные данные 6
1 Проектирование РЭС 110 кВ 7
1.1 Составление баланса активной и реактивной мощностей 7
1.2 Определение мощности компенсирующих устройств и расчётной
нагрузки на подстанции 8
1.3 Составление вариантов эскизов районной электрической сети 9
1.4 Расчёт эскиза №1 11
1.4.1 Расчёт приближённого потокораспределения 11
1.4.2 Выбор номинального напряжения 12
1.4.3 Расчёт суммарных потерь напряжения 13
1.4.3.1 Расчёт потерь напряжения в нормальном максимальном режиме 13
1.4.3.2 Расчёт потерь напряжения в послеаварийном режиме 14
1.5 Составление принципиальных схем электрических соединений 16
1.6 Сравнение вариантов схем по натуральным показателям и выбор
наилучшего варианта 19
2 Выбор основного оборудования районной электрической сети 20
2.1 Выбор сечения проводов ЛЭП методом экономической плотности тока .... 20
2.2 Выбор силовых трансформаторов на подстанциях 23
2.3 Выбор основного оборудования п/ст 3 24
2.3.1 Расчёт токов для выбора токоведущих частей подстанции 24
2.3.1.1 Расчёт токов цепей трансформатора 24
2.3.1.2 Расчёт токов в цепях линии 25
2.3.2 Выбор токоведущих частей 26
2.3.2.1 Выбор сборных шин и ошиновок на стороне ВН 110 кВ 26
2.3.2.2 Выбор сборных шин и ошиновок на стороне НН 10 кВ 26
2.3.3 Выбор выключателей 27
2.3.3.1 Выбор выключателей на стороне ВН 110 кВ 27
2.3.3.2 Выбор выключателя на стороне НН 10 кВ 29
2.3.3.3 Выбор выключателей на отходящих линиях на стороне НН 10 кВ 30
2.3.4 Выбор разъединителей 31
2.3.4.1 Выбор разъединителей на стороне ВН 110 кВ 31
2.3.4.2 Выбор разъединителя на стороне НН 10 кВ 32
2.3.5 Выбор трансформаторов тока 33
2.3.5.1 Выбор трансформаторов тока на стороне ВН 110 кВ 33
2.3.5.2 Выбор трансформаторов тока на стороне НН 10 кВ 35
2.3.6 Выбор трансформаторов напряжения
2.3.6.2 Выбор трансформатора напряжения на стороне НН 10 кВ 40
2.3.7 Выбор трансформаторов собственных нужд 42
3 Технико-экономический расчёт 45
3.1 Расчёт капиталовложений в строительство ЛЭП 46
3.2 Расчёт капиталовложения в подстанцию 46
3.3 Расчёт эксплуатационных издержек 48
3.4 Определение приведённых затрат 50
3.5 Расчёт удельных технико-экономических показателей 50
4 Расчёт и анализ характерных установившихся режимов 52
4.1 Анализ установившихся режимов 55
4.2 Оценка перспективы развития подстанции №3 55
4.2.1 Расчёт допустимой мощности подстанции 55
4.2.2 Допустимая мощность по условию регулирования напряжения 56
4.2.3 Допустимая мощность ЛЭП по нагреву проводов 58
5 Расчёт и анализ ремонтных режимов работы 59
6 Выбор устройств регулирования напряжения 62
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 67
СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ 68
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 69
Приложение А 72
Приложение Б 73
Приложение В 74
Приложение Е 75
Приложение Д 76
Приложение Е 77
Приложение Ж 78
Приложение 3 79
Приложение И 80
Производство электрической энергии осуществляется преимущественно на крупных электростанциях, работающих совместно. Однако центры потребления удалены от этих источников на дальние расстояния и распределены на значительной территории. Районная электрическая сеть (РЭС) помогает осуществить связь между генерирующими источниками и электропотребителями, поэтому она является важным компонентом электроэнергетической системы. В связи с этим к РЭС предъявляются серьезные требования, чтобы обеспечить нормальное функционирование электропотребителей.
Эффективность эксплуатации РЭС оценивается по характерным режимам работы сети и по технико-экономическим показателям. Необходимо применять современные технические решения ввиду долгой эксплуатации РЭС, чтобы поддерживать высокие показатели эффективности работы.
Расчёт и анализ характерных режимов работы проектируемой РЭС необходим для определения возможности её работы с режимными показателями, которые должны входить в соответствующие допустимые значения. Также расчёт установившихся режимов позволяет определить самые нагруженные и уязвимые участки, которые необходимо устранить или укрепить посредством схемных или технических решений.
При передаче электроэнергии потребителю встречается важный элемент си¬стемы - подстанция, которая также должна выполнять многочисленные требования. Поэтому еще одной важной задачей является грамотное проектирование под¬станции с целью обеспечения функционирования её даже после серьезных аварий.
Для решения всех перечисленных проблем необходимо оперировать нормативно-технической документацией и стандартами ОАО «Россети», применять знания, полученные на протяжении длительного обучения в рамках кафедры «Электрические станции электроэнергетические системы», и использовать научную, техническую литературу и справочники, ПУЭ, руководящие указания и прочие источники.
Эффективность эксплуатации РЭС оценивается по характерным режимам работы сети и по технико-экономическим показателям. Необходимо применять современные технические решения ввиду долгой эксплуатации РЭС, чтобы поддерживать высокие показатели эффективности работы.
Расчёт и анализ характерных режимов работы проектируемой РЭС необходим для определения возможности её работы с режимными показателями, которые должны входить в соответствующие допустимые значения. Также расчёт установившихся режимов позволяет определить самые нагруженные и уязвимые участки, которые необходимо устранить или укрепить посредством схемных или технических решений.
При передаче электроэнергии потребителю встречается важный элемент си¬стемы - подстанция, которая также должна выполнять многочисленные требования. Поэтому еще одной важной задачей является грамотное проектирование под¬станции с целью обеспечения функционирования её даже после серьезных аварий.
Для решения всех перечисленных проблем необходимо оперировать нормативно-технической документацией и стандартами ОАО «Россети», применять знания, полученные на протяжении длительного обучения в рамках кафедры «Электрические станции электроэнергетические системы», и использовать научную, техническую литературу и справочники, ПУЭ, руководящие указания и прочие источники.
В данной работе были проанализированы исходные данные для проектирования, использованы инженерные методы расчёта установившихся режимов работы электрических сетей.
По заданным значениям мощности электропотребителей, их взаимному расположению и категорийности были составлены 2 варианта схем сети, которые удовлетворяли требования надёжности электроснабжения по ПУЭ. Из них был выбран наилучший вариант по натуральным показателям. Затем был произведен выбор основного оборудования - силовых трансформаторов и компенсирующих устройств, токоведущих частей и схемы распределительных устройств на стороне ВН и НН, технико-экономический расчёт и определены его показатели. Кроме то¬го, была спроектирована тупиковая подстанция, для которой были выбраны токоведущие части и современное оборудование такое как: выключатели, разъединители, трансформаторы тока, трансформаторы напряжения, трансформаторы собственных нужд. Решения, принятые при проектировании, соответствуют нормам технологического проектирования подстанций, утвержденные ОАО «ФСК ЕЭС».
Были рассчитаны 3 характерных режима работы: нормальный максимальный, нормальный минимальный и послеаварийный. Для точного расчёта режимов работы был использован программно-вычислительный комплекс «REGIM» на ЭВМ. По результатам расчётов для обеспечения требуемых значений напряжения на шинах НН подстанций были рассчитаны ответвления устройств РПН трансформаторов, которых достаточно для приемлемого выполнения рассматриваемых режимов.
Помимо характерных режимов были дополнительно рассчитаны ремонтные режимы: отключение одного трансформатора на подстанции №3, добавление дополнительной нагрузки 10 МВ •А на подстанции №3, отключение одной цепи линии на участке 4-Б. Проанализировав полученные параметры для всех режимов можно сделать вывод, что они находятся в пределах допустимых значений, и дополнительных мероприятий по улучшению режима напряжений не требуется.
Проектирование выполнено со всеми соответствиями нормативно- технической документации и требованиям стандартов ОАО «Россети».
По заданным значениям мощности электропотребителей, их взаимному расположению и категорийности были составлены 2 варианта схем сети, которые удовлетворяли требования надёжности электроснабжения по ПУЭ. Из них был выбран наилучший вариант по натуральным показателям. Затем был произведен выбор основного оборудования - силовых трансформаторов и компенсирующих устройств, токоведущих частей и схемы распределительных устройств на стороне ВН и НН, технико-экономический расчёт и определены его показатели. Кроме то¬го, была спроектирована тупиковая подстанция, для которой были выбраны токоведущие части и современное оборудование такое как: выключатели, разъединители, трансформаторы тока, трансформаторы напряжения, трансформаторы собственных нужд. Решения, принятые при проектировании, соответствуют нормам технологического проектирования подстанций, утвержденные ОАО «ФСК ЕЭС».
Были рассчитаны 3 характерных режима работы: нормальный максимальный, нормальный минимальный и послеаварийный. Для точного расчёта режимов работы был использован программно-вычислительный комплекс «REGIM» на ЭВМ. По результатам расчётов для обеспечения требуемых значений напряжения на шинах НН подстанций были рассчитаны ответвления устройств РПН трансформаторов, которых достаточно для приемлемого выполнения рассматриваемых режимов.
Помимо характерных режимов были дополнительно рассчитаны ремонтные режимы: отключение одного трансформатора на подстанции №3, добавление дополнительной нагрузки 10 МВ •А на подстанции №3, отключение одной цепи линии на участке 4-Б. Проанализировав полученные параметры для всех режимов можно сделать вывод, что они находятся в пределах допустимых значений, и дополнительных мероприятий по улучшению режима напряжений не требуется.
Проектирование выполнено со всеми соответствиями нормативно- технической документации и требованиям стандартов ОАО «Россети».