АННОТАЦИЯ 2
ВВЕДЕНИЕ 4
1 ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О РАССМАТРИВАЕМОМ РАЙОНЕ 5
1.1 Характеристики схем выдачи мощности, состояние
оборудования и ЛЭП 5
1.2 Анализ работы электроэнергетической сети 9
1.3 Исходные данные для проектирования 13
1.4. Баланс активных и реактивных мощностей 16
1.4.1. Баланс активных мощностей 16
1.4.2. Баланс реактивной мощности 16
1.5 Параметры схемы замещения 20
2. ПРОЕКТИРОВАНИЕ ЭНЕРГОРАЙОНА 15
2.1 Расчет баланса реактивной мощности и выбор батарей
конденсаторов в сети 10 кВ 15
2.2 Определение перетоков мощности 16
2.3 Разработка схем электросетей района 18
2.4 Выбор номинальных напряжений линий 18
2.5. Выбор сечений и марки проводов 24
2.6. Выбор трансформаторов на подстанциях 27
2.7. Выбор лучшего варианта сети по технико-экономическим параметрам..30
2.8. Моделирование основных режимов сети 33
3 РАЗРАБОТКА ПОДСТАНЦИИ 110/10 КВ 50
3.1 Выбор и обоснование электрической схемы подстанции 50
3.2 Расчет токов аварийных режимов 50
3.2.1 Расчет сопротивлений схем замещения системы, линии высокого
напряжения, трансформаторов 50
3.2.2 Расчет токов трехфазного короткого замыкания 52
3.2.3 Расчет ударного тока трехфазного короткого замыкания 53
3.3 Выбор токоведущих частей и электрического оборудования
подстанции 54
3.3.1 Выбор и проверка ошиновки распределительного устройства
высокого напряжения 54
3.3.2 Выбор и проверка ошиновки распределительного устройства
низкого напряжения 56
3.3.3 Выбор и проверка электрических аппаратов 57
3.3.4 Контрольно-измерительная аппаратура 59
3.4 Противоаварийная автоматика и РЗ 69
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 71
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК 71
Объектом исследования являются электроэнергетические сети юга Челябинской области.
Цель работы - разработка проекта развития электрической сети юга Челябинской области.
Задачи работы:
1. Проанализировать состояние энергорайона
2. Определение параметров линий
3. Выбор оборудования подстанций
4. Определение технико-экономических параметров проекта
Практическая значимость работы состоит в возможности применения результатов работы для разработки проекта электроэнергетической сети, объединяющей несколько районных подстанций.
Основными нормативными документами, которые применяются при написании данной ВКР являются СТО 56947007-29.240.10.028-2009 «Нормы технологического проектирования подстанций переменного тока с высшим напряжением 35-750 кВ», Правила устройства электроустановок, СО 00.03.03-2007 «Укрупненные стоимостные показатели электрических сетей».
Основными авторами, труды которых были использованы при написании данной ВКР, являются Файбисович Д.Л., Карапетян И.Г., Шапиро И.М., Рожкова Л.Д., Козулин В.С.
В выпускной квалификационной работе разработан проект электроэнергетической сети, объединяющей несколько районных подстанций.
В первой главе выпускной квалификационной работы описаны предпосылки для проектирования нового энергетического района. Описано текущее состояние существующего участка сети и приведены технические характеристики потребителей рассматриваемого энергетического района.
Во второй главе выпускной квалификационной работы произведено проектирование энергорайона. Разработаны 4 варианта возможных схем сети, после анализа которых приходим к выводу, что наименее удачными являются варианты 3 и 4. Таким образом, к дальнейшему рассмотрению оставлены варианты 1 и 2 схем районной электрической сети. Для данных вариантов определены перетоки мощности по линиям сети, выбраны номинальные напряжения линий. Для первого варианта для линии РЭС-ПС3 и ПС3-ПС1 выбирается напряжение 220 кВ, для остальных линий напряжение 110 кВ. Для второго варианта для линий РЭС-ПС3, ПС3-ПС1 выбирается напряжение 220 кВ, для линий кольца напряжение 110 кВ. Выбраны сечения и марки проводов по экономической плотности тока. Выполнена проверка рассчитанных сечений по механической прочности, по условию нагрева токами послеаварийном режиме. Проверке по потерям напряжения воздушные линии 35 кВ и выше не подлежат, так как повышение уровня напряжения путём увеличения сечения проводов по сравнению с применением на понижающих подстанциях трансформаторов с РПН экономически не оправдано. Рассчитаны потери мощности в линиях. Выбраны трансформаторы на подстанциях сети и рассчитаны потери мощности в них. Рассчитан баланс реактивной мощности и выбраны батареи конденсаторов в сети 10 кВ. К установке принимаются конденсаторные установки УКМ-58-10,5 У3 различных мощностей. Проведен выбор лучшего варианта сети по технико-экономическим параметрам. Приведенные затратыпо первому варианту составляют 184900 тыс.руб. Приведенные затраты по второму варианту 195000 тыс.руб. Так как затраты по второму варианту превосходят затраты по первому варианту на 5,154 %, то считаем варианты равноэкономичными и выбираем для дальнейшей разработки первый вариант электрической сети района. Рассчитаны основные режимы сети - максимальный, минимальный и послеаварийный. Выбраны средства регулирования напряжения. Все выбранные нами трансформаторы снабжены устройством для регулирования напряжения под нагрузкой (РПН) с диапазоном регулирования ±9х1,78 %. Поскольку отклонения напряжения невелики, то работа трансформаторов с выбранными стандартными ответвлениями обеспечит потребителей качественным напряжением во всех возможных режимах.
В третьей главе выпускной квалификационной работы разработана подстанция 110/10 кВ. Рассчитаны токи КЗ на сборных шинах ПС, выбрано электрооборудование подстанции.
В заключительной главе ВКР определены технико-экономические параметры электрической сети. Капитальные вложения в линии для первого варианта составляют 337700 тыс.руб. Капитальные вложения в трансформаторы составляют 40680 тыс.руб. Стоимость ячеек с
выключателями и отделителями составляет 27600 тыс.руб. Постоянную часть затрат составляют 28800 тыс.руб. Капитальные вложения в конденсаторные установки составляют 9900 тыс.руб. Суммарные капитальные вложения в сооружения сети по первому варианту составляют 444600 тыс.руб.
Отчисления на амортизацию и обслуживание линий составляют 9454 тыс.руб. Отчисления на амортизацию и обслуживание силового оборудования составляют 7349 тыс. руб. Стоимость потерянной за год электроэнергии составляет 101400 тыс.руб. Годовые эксплуатационные издержки составляют 118200 тыс.руб
Потери активной мощности в силовых трансформаторах составляют 0,245 МВт; потери реактивной мощности в силовых трансформаторахсоставляют 7,289 МВАр. Потери активной мощности в воздушных линиях составляют 1,847 МВт; потери реактивной мощности в воздушных линиях составляют 5,862 МВАр. Потери электроэнергии в проектируемой ЭС составляют 67600 кВт-ч.
Удельные капитальные вложения в электропередачи, отнесенные или к 1 кВт расчетной передаваемой мощности нагрузки линии составляют 1,9 тыс. руб. /кВт. Удельные капитальные вложения в подстанции, отнесенные к 1 кВ- А установленной мощности подстанции составляют 0,477 тыс. руб. / кВА. Среднегодовая себестоимость передачи 1 кВт-ч электроэнергии по ЭС составляет 0,133 руб./ кВт-ч.
В заключении работы приведен объем противоаварийной автоматики и РЗ, применяемой в проектируемой электрической сети.
