Развитие сетевого района с присоединением новой подстанции

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 ±9x1,78 %. 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.
Для молниезащиты подстанции устанавливаются 4 молниеотвода СМ- 20, высота которых составляет h = 20 м по на территории подстанции на расстоянии 3 м от ограждения.
С целью защиты персонала от напряжения прикосновения выполняется защитное заземление. Заземление нейтралей электрических установок является рабочим. Для защиты от молний применяют грозозащитное заземление. Заземление подстанции выполняется в виде сетки. В качестве вертикальных электродов принята сталь угловая 50х50х5 длиной 5 м.



Купить