Реконструкция электроснабжения сельских поселений Бураевского района РБ с внедрением нового электрооборудования
|
Введение
Раздел 1. Аналитический обзор
1.1 Характеристика электрических сетей сельской местности
1.2 Характеристика Бураевского района
Раздел 2. Конструкторская часть
2.1 Расчет электрических нагрузок
2.2 Выбор номинального напряжения
2.3 Баланс активной и реактивной мощности в электрической сети
2.4 Выбор компенсирующих устройств
2.5 Выбор сечений проводов ВЛ 35 и 110 кВ
2.6 Определение потерь мощности в линиях
2.7 Выбор силовых трансформаторов
2.8 Расчет потерь в трансформаторах
2.9 Технико-экономический расчет
2.10 Определение расчетной нагрузки ПС
2.11 Расчет перетоков мощностей с учетом потерь в линии
2.12 Определение падения напряжения в узловых точках в максимальном
режиме
2.13 Регулирование напряжения в электросети в максимальном режиме
2.14 Расчет послеаварийного режима. Определение значения напряжения в
узловых точках
2.15 Регулирование напряжения в электросети в послеаварийном режиме
2.16 Описание схемы после реконструкции
Раздел 3. Технологическая часть
3.1 Расчет токов короткого замыкания
3.2 Выбор электрических аппаратов и проводников
3.2.1 Выбор аппаратов РУ ВН и НН
3.2.2 Выбор ячеек КРУ-10 кВ
3.3 Выбор питающих и отходящих линий
3.3.1 Ошиновка РУ-110 кВ
3.3.2 Выбор отходящих линий 10 кВ
3.3.3 Ошиновка РУ-10 кВ
3.4 Схема собственных нужд подстанции
3.5 Определение видов учета электроэнергии и электрических измерений
3.6 Расчёт релейной защиты СВ и ВВ
Раздел 4. Спецвопрос. Технико-экономическое обоснование реконструкции сети
4.1 Расчет эффективности инвестиций в развитие электрических сетей
4.2 Определение стоимости разработки проекта
4.3 Определение стоимости реализации проекта
4.4 Затраты на эксплуатацию сети
4.5 Результаты строительства сети 110 кВ
4.6 Расчет показателей эффективности
Заключение
Список литературы
Спецификация
Раздел 1. Аналитический обзор
1.1 Характеристика электрических сетей сельской местности
1.2 Характеристика Бураевского района
Раздел 2. Конструкторская часть
2.1 Расчет электрических нагрузок
2.2 Выбор номинального напряжения
2.3 Баланс активной и реактивной мощности в электрической сети
2.4 Выбор компенсирующих устройств
2.5 Выбор сечений проводов ВЛ 35 и 110 кВ
2.6 Определение потерь мощности в линиях
2.7 Выбор силовых трансформаторов
2.8 Расчет потерь в трансформаторах
2.9 Технико-экономический расчет
2.10 Определение расчетной нагрузки ПС
2.11 Расчет перетоков мощностей с учетом потерь в линии
2.12 Определение падения напряжения в узловых точках в максимальном
режиме
2.13 Регулирование напряжения в электросети в максимальном режиме
2.14 Расчет послеаварийного режима. Определение значения напряжения в
узловых точках
2.15 Регулирование напряжения в электросети в послеаварийном режиме
2.16 Описание схемы после реконструкции
Раздел 3. Технологическая часть
3.1 Расчет токов короткого замыкания
3.2 Выбор электрических аппаратов и проводников
3.2.1 Выбор аппаратов РУ ВН и НН
3.2.2 Выбор ячеек КРУ-10 кВ
3.3 Выбор питающих и отходящих линий
3.3.1 Ошиновка РУ-110 кВ
3.3.2 Выбор отходящих линий 10 кВ
3.3.3 Ошиновка РУ-10 кВ
3.4 Схема собственных нужд подстанции
3.5 Определение видов учета электроэнергии и электрических измерений
3.6 Расчёт релейной защиты СВ и ВВ
Раздел 4. Спецвопрос. Технико-экономическое обоснование реконструкции сети
4.1 Расчет эффективности инвестиций в развитие электрических сетей
4.2 Определение стоимости разработки проекта
4.3 Определение стоимости реализации проекта
4.4 Затраты на эксплуатацию сети
4.5 Результаты строительства сети 110 кВ
4.6 Расчет показателей эффективности
Заключение
Список литературы
Спецификация
Широкое развитие электрических сетей в нашей стране началось в 60-х
годах. В период развития электрических сетей применялись некоторые упрощенные решения, что вполне объяснимо при необходимости в короткие сроки и при ограниченных капиталовложениях и материальных ресурсах охватить централизованным электроснабжением максимум территории страны. Значительная часть ПС 35-110 кВ сельскохозяйственного назначения являются одно-трансформаторными, такое же количество имеют одностороннее питание. Более 10 % эксплуатируемых ВЛ 35-110 кВ сооружены на деревянных опорах, значительное количество ВЛ имеют низкую механическую прочность из-за несоответствия их характеристик фактическим гололедно-ветровым нагрузкам.
Электрические сети 110 кВ и ниже не всегда приспособлены к автоматическому включению резервного питания, ненадежны некоторые средства РЗ и автоматики (РЗА), недостаточен уровень автоматизации средств диспетчерского и технологического управления. Работы по замене и модернизации оборудования, техническому перевооружению и реконструкции линий и ПС в этот период были ограничены, т. к. основная часть капиталовложений направлялась на охват территории страны электрическими сетями.
Новый этап электросетевого строительства, этап интенсивного развития или «электрификации вглубь» заключается - наряду с увеличением пропускной способности сети для присоединения новых потребителей и выдачи мощности новых электростанций - в повышении надежности электроснабжения существующих потребителей, совершенствовании схем электрических сетей, повышении технико-экономических показателей и обновлении основных фондов.
Старение основных фондов в электроэнергетике является серьезной проблемой. За последние 10-15 лет объем реновации основных фондов снизился в 5 раз, На конец 90-х годов полной замене подлежало 5 тыс. км ВЛ 110 -220 кВ и оборудование ПС общей мощностью 8,5 млн. кВА. Эти объемы продолжают расти.
Необходимость обновления основных фондов электрических сетей вызывается их физическим и моральным износом.
Под физическим износом понимается материальное старение основных фондов в результате воздействия эксплуатационных факторов и влияния внеш¬них неблагоприятных условий. Сроки физического износа отдельных элементов объектов электрических сетей - оборудования, строительных конструкций, зданий и сооружений - существенно различаются между собой. Срок службы объекта в целом определяется наиболее долговечными элементами: опорами - для линий электропередачи, зданиями - для ПС.
Сущность морального износа состоит в том, что в результате научно-технического прогресса основные фонды технически стареют и становятся экономически все менее эффективными. Различают две формы морального износа: первая - утрата стоимости существующих объектов из -за роста производительности труда; вторая - обесценивание основных фондов вследствие появления более совершенного оборудования аналогичного назначения. Поскольку первая форма не связана со снижением потребительной стоимости электросетевых объектов, в условиях ускоряющегося научно-технического прогресса следует считаться только со второй формой морального износа. Экономическим сроком службы оборудования является период, в течение которого целесообразно его эксплуатировать по условиям морального износа. Проблема техперевооружения и реконструкции электрических сетей в связи со старением основных фондов и моральным износом является в современных условиях решающей для обеспечения живучести и надежности электроэнергетики всех регионов страны. Необходимы программа и соответствующий уровень инвестиций, направленные па совершенствование схем электрической сети и улучшение технического состояния ее элементов для повышения надежности и экономичности электроснабжения потребителей [1].
годах. В период развития электрических сетей применялись некоторые упрощенные решения, что вполне объяснимо при необходимости в короткие сроки и при ограниченных капиталовложениях и материальных ресурсах охватить централизованным электроснабжением максимум территории страны. Значительная часть ПС 35-110 кВ сельскохозяйственного назначения являются одно-трансформаторными, такое же количество имеют одностороннее питание. Более 10 % эксплуатируемых ВЛ 35-110 кВ сооружены на деревянных опорах, значительное количество ВЛ имеют низкую механическую прочность из-за несоответствия их характеристик фактическим гололедно-ветровым нагрузкам.
Электрические сети 110 кВ и ниже не всегда приспособлены к автоматическому включению резервного питания, ненадежны некоторые средства РЗ и автоматики (РЗА), недостаточен уровень автоматизации средств диспетчерского и технологического управления. Работы по замене и модернизации оборудования, техническому перевооружению и реконструкции линий и ПС в этот период были ограничены, т. к. основная часть капиталовложений направлялась на охват территории страны электрическими сетями.
Новый этап электросетевого строительства, этап интенсивного развития или «электрификации вглубь» заключается - наряду с увеличением пропускной способности сети для присоединения новых потребителей и выдачи мощности новых электростанций - в повышении надежности электроснабжения существующих потребителей, совершенствовании схем электрических сетей, повышении технико-экономических показателей и обновлении основных фондов.
Старение основных фондов в электроэнергетике является серьезной проблемой. За последние 10-15 лет объем реновации основных фондов снизился в 5 раз, На конец 90-х годов полной замене подлежало 5 тыс. км ВЛ 110 -220 кВ и оборудование ПС общей мощностью 8,5 млн. кВА. Эти объемы продолжают расти.
Необходимость обновления основных фондов электрических сетей вызывается их физическим и моральным износом.
Под физическим износом понимается материальное старение основных фондов в результате воздействия эксплуатационных факторов и влияния внеш¬них неблагоприятных условий. Сроки физического износа отдельных элементов объектов электрических сетей - оборудования, строительных конструкций, зданий и сооружений - существенно различаются между собой. Срок службы объекта в целом определяется наиболее долговечными элементами: опорами - для линий электропередачи, зданиями - для ПС.
Сущность морального износа состоит в том, что в результате научно-технического прогресса основные фонды технически стареют и становятся экономически все менее эффективными. Различают две формы морального износа: первая - утрата стоимости существующих объектов из -за роста производительности труда; вторая - обесценивание основных фондов вследствие появления более совершенного оборудования аналогичного назначения. Поскольку первая форма не связана со снижением потребительной стоимости электросетевых объектов, в условиях ускоряющегося научно-технического прогресса следует считаться только со второй формой морального износа. Экономическим сроком службы оборудования является период, в течение которого целесообразно его эксплуатировать по условиям морального износа. Проблема техперевооружения и реконструкции электрических сетей в связи со старением основных фондов и моральным износом является в современных условиях решающей для обеспечения живучести и надежности электроэнергетики всех регионов страны. Необходимы программа и соответствующий уровень инвестиций, направленные па совершенствование схем электрической сети и улучшение технического состояния ее элементов для повышения надежности и экономичности электроснабжения потребителей [1].
В ВКР рассматривается замена электрической сети 35 кВ на 110 кВ с целью улучшения надежности электроснабжения сельскохозяйственных потребителей Бураевского района РБ.
В конструкторской части для сети 110 кВ рассчитаны перетоки мощности, токи для нормального и аварийного режима. Выбраны провода АС-70/11, соединяющие районную подстанцию с тупиковыми подстанциями. Произведен расчет электрических нагрузок района, выбраны трансформаторы серии ТМН. Для под-станции 1-3 выбран трансформатор ТМН - 2500/110, для 4-5 трансформатор ТМН - 6300/110. Проведен баланс реактивной мощности, на основе которого выбраны компенсирующие устройства типа УКЛ. Для подстанции 1 и 2 УКЛ - 10,5-450 У3, для подстанции 5 УКЛ-10,5-2250 У3. Выбраны схемы ВН и НН для пяти подстанций - схема два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий. Рассчитаны потери мощности в линиях и в трансформаторе для сети 110 и 35 кВ. Произведен технико - экономический анализ вариантов, развитие сетей 110 кВ оказалось оптимальным по потере напряжения и надежности.
В технологической части для подстанции 110/10 кВ рассчитаны токи КЗ, выбрано оборудование ВН и НН. Для ВН выбраны элегазовые выключатели ВГТ-110 II 40/2500 У1, трансформаторы тока ТФЗМ-110 Б-1 У1, разъединители РДЗ-1-110/1000 УХЛ 1, ограничитель перенапряжений ОПН-110. Для НН выбраны шкафы КРУ К-104, вакуумные выключатели ВВ/TEL -10-20 630У2, трансформаторы тока ТПЛ-10 М, трансформатор напряжения ЗНОЛ 06 -10 У3, трансформатор собственных нужд ТСЗ -160/10. Рассчитаны токи нагрузок шин 10 кВ, выбраны марки проводов отходящих линий 10 кВ, а именно провод АС- 16/2,7. Рассчитана релейная защита секционного и вводного выключателей на базе блочной микропроцессорной защиты.
В разделе спецвопрос рассчитан экономический эффект от замены сети 35 кВ на 110 кВ и составляет 36009 тыс.руб. Простой срок окупаемости 4,67 лет, динамический срок окупаемости 7,8 лет.
В конструкторской части для сети 110 кВ рассчитаны перетоки мощности, токи для нормального и аварийного режима. Выбраны провода АС-70/11, соединяющие районную подстанцию с тупиковыми подстанциями. Произведен расчет электрических нагрузок района, выбраны трансформаторы серии ТМН. Для под-станции 1-3 выбран трансформатор ТМН - 2500/110, для 4-5 трансформатор ТМН - 6300/110. Проведен баланс реактивной мощности, на основе которого выбраны компенсирующие устройства типа УКЛ. Для подстанции 1 и 2 УКЛ - 10,5-450 У3, для подстанции 5 УКЛ-10,5-2250 У3. Выбраны схемы ВН и НН для пяти подстанций - схема два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий. Рассчитаны потери мощности в линиях и в трансформаторе для сети 110 и 35 кВ. Произведен технико - экономический анализ вариантов, развитие сетей 110 кВ оказалось оптимальным по потере напряжения и надежности.
В технологической части для подстанции 110/10 кВ рассчитаны токи КЗ, выбрано оборудование ВН и НН. Для ВН выбраны элегазовые выключатели ВГТ-110 II 40/2500 У1, трансформаторы тока ТФЗМ-110 Б-1 У1, разъединители РДЗ-1-110/1000 УХЛ 1, ограничитель перенапряжений ОПН-110. Для НН выбраны шкафы КРУ К-104, вакуумные выключатели ВВ/TEL -10-20 630У2, трансформаторы тока ТПЛ-10 М, трансформатор напряжения ЗНОЛ 06 -10 У3, трансформатор собственных нужд ТСЗ -160/10. Рассчитаны токи нагрузок шин 10 кВ, выбраны марки проводов отходящих линий 10 кВ, а именно провод АС- 16/2,7. Рассчитана релейная защита секционного и вводного выключателей на базе блочной микропроцессорной защиты.
В разделе спецвопрос рассчитан экономический эффект от замены сети 35 кВ на 110 кВ и составляет 36009 тыс.руб. Простой срок окупаемости 4,67 лет, динамический срок окупаемости 7,8 лет.