Расчет системы электроснабжения

Содержание

	Введение	6
1	Краткая характеристика объекта проектирования	8
2	Исходные данные для  проектирования	9
3	Выбор числа и мощности силовых трансформаторов	11
4	Расчет вариантов системы  электроснабжения подстанции  Песчанка	14
4.1	Выбор и анализ схем внешнего электроснабжения	14
4.2	Выбор схем распределительных  устройств для рассматриваемых  вариантов	17
4.3	Выбор сечений проводов питающих линий	18
4.4	Расчет электрических  режимов вариантов схем электроснабжения	20
4.5	Технико-экономическое сравнение вариантов схем внешнего электроснабжения	27
4.6	Выбор типа опор и линейной изоляции	29
5	Расчет  токов короткого  замыкания	31
6	Выбор основного электрооборудования  и токоведущих частей	37
6.1	Выбор оборудования РУ ВН	37
6.1.1	Выбор гибких шин	37
6.1.2	Выбор выключателей	39
6.1.3	Выбор разъединителей	44
6.1.4	Выбор трансформаторов тока	44
6.1.5	Выбор трансформаторов  напряжения	47
6.1.6	Выбор ограничителей  перенапряжений и заземлителей	48
6.2	Выбор оборудования РУ НН	49
6.2.1	Выбор шин	49
6.2.2	Выбор выключателей	51
6.2.3	Выбор предохранителей	53
6.2.4	Выбор трансформаторов  тока	53
6.2.5	Выбор трансформаторов  напряжения	55
7	Релейная защита	56
7.1	Расчет дифференциальной защиты	56
7.2	Расчет токовой отсечки  и максимальной токовой защиты трансформатора	62
7.3	Расчет максимальной токовой защиты от перегрузки	64
7.4	Защита ввода, секционного  выключателя и отходящих линий 10кВ	64
7.5	Газовая защита	66
7.6	Автоматическое включение  резерва (АВР) и автоматическое повторное  включение (АПВ)	67
8	Измерение и учет электроэнергии	68
9	Собственные нужды подстанции	69
10	Безопасность жизнедеятельности	72
10.1	Экологическая безопасность	72
10.2	Безопасность труда	72
10.3	Безопасность жизнедеятельности  в чрезвычайных ситуациях	79
10.4	Вывод по разделу	84
11	Организационно-экономическая  часть проекта	85
11.1	Общие положения	85
11.2	Функционально-стоимостной  анализ разработки	85
11.3	Оценка экономической  эффективности вариантов	91
11.4	Вывод по разделу	95
	ЗАКЛЮЧЕНИЕ	96
	Список использованных источников	97
	Приложение А	100
	Приложение Б	101

 

 

Введение

 

Развитие энергетики России, усиление связей между энергосистемами  требует расширение строительства  электроэнергетических объектов. Мощности подстанций непрерывно растут на всех ступенях системы электроснабжения, повышаются требования к их надежности, удобству и безопасности обслуживания. При этом основная роль распределительной сети принадлежит сетям напряжением 110 и 220 кВ.

В условиях необходимости  обеспечения роста объемов производств, как в промышленных так и сельскохозяйственных сферах экономики страны, а так же бурного развития электроники и новейших технологий неизбежен рост потребления электроэнергии, не только имеющимися в настоящее время крупными промышленными центрами и предприятиями практически любых отраслей, но прогнозируемыми и организующимися мелкими фирмами, организациями, а так же бытовыми потребителями, возникает ряд задач, непосредственно связанных с энергоснабжением потребителей. Одной из таких задач является качественное и бесперебойное снабжение электроэнергией. В данной дипломной работе эта задача решается для существующей системы электроснабжения подстанции 35/10 кВ Песчанка.

В последние годы система  электроснабжения подстанции 35/10 кВ Песчанка не удовлетворяет требованиям по надежности электроснабжения. Значительный  физический износ электрооборудования, моральное устаревание систем защиты от токов КЗ стали причиной  частых аварийных ситуаций, сопровождающихся нарушением нормальной  работы подстанции и отключением потребителей. К тому же пропускная способность данной системы электроснабжения не в состоянии обеспечить в полной мере нужды в электроэнергии строящихся  в районах сел Песчанка,  Николаевка и М.Рига агрокомплексов и молочного комбината.  

Решение данной задачи возможно только за счет перевода подстанции с 35 на 110 кВ и повышения установленной мощности трансформаторов. Также в целях повышения надежности электроснабжения необходимо произвести замену коммутационного оборудования и устройств релейной защиты и автоматики. 

При проектировании данной системы электроснабжения будут использоваться типовые решения, схемы и элементы, что приведет к унификации оборудования и как следствие к удешевлению обслуживания и проектировочной стоимости. Основными критериями  при выборе оборудования станут высокая надежность, значительный ресурс работы и минимальная стоимость.   Также особое внимание будет уделено разработке мероприятий по снижению влияния вредных производственных факторов на обслуживающий персонал и окружающую среду.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1 КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА  ОБЪЕКТА

ПРОЕКТИРОВАНИЯ

 

           Объектом дипломного проекта  является система электроснабжения подстанции «Песчанка». На данный момент подстанция питается по двум линиям 35 кВ от ПС 110/35/10 кВ Галкино и ПС 35 кВ В. Теча.  Распределительное устройство (далее РУ) 35 кВ подстанции выполнено по схеме – мостика с предохранителями (марки ПСН–35) в цепях трансформаторов. К шинам РУ подключены два трансформатора  марки ТМ–1600/35/10. Распределительное устройство 10 кВ выполнено по схеме секционированная система шин с масляными выключателями типа  ВМП – 10.

  При существующей схеме питания данная система электроснабжения не в состоянии обеспечить необходимого уровня надежности в связи с моральным и физическим износом ее оборудования. К тому же из-за строительства неподалеку от села Песчанка крупного агрокомплекса и непрерывного роста электропотребления уже имеющихся потребителей возникает необходимость в увеличении мощности подстанции и повышении  пропускной способности питающих линии.

В данном проекте рассматриваются вопросы строительства новой линии 110 кВ и новой подстанции с заменой существующей схемы питания. В связи, с чем предполагается:

 а)  рассмотреть варианты  подключения подстанции к сети  110 кВ;

          б)  выбрать  схемы  распределительных устройств подстанции;

 в) произвести выбор трансформаторов и оборудования  

     распределительных устройств;

 г) произвести расчет  питающих линии подстанции.

Это позволит повысить надежность и пропускную способность СЭС ПС Песчанка.

 

2 ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ ДЛЯ ПРОЕКТИРОВАНИЯ

 

Для сети 10 кВ известны следующие параметры.

Среднестатистический суточный график нагрузки потребителей:

Рисунок 2.1 - Суточный график нагрузок

Все отходящие линии 10 кВ являются воздушными. Характеристики потребителей и отходящих линий следующие:

Линия №1 «Хоз. нужды»:

Протяженность линии 1,5 км выполнена проводом марки АС-50; суммарная мощность подключенных потребителей кВ∙А.

Линия №2 «Гладское»:

Протяженность линии 3,7 км выполнена проводом марки АС-70; суммарная мощность подключенных потребителей кВ∙А.

Линия №3 «Песчанка»:

Протяженность линии 2,5 км выполнена проводом марки АС-70; суммарная мощность подключенных потребителей кВ∙А.

Линия №4 «М. Рига»:

Протяженность линии 4,3 км выполнена проводом марки АС-70; суммарная мощность подключенных потребителей кВ∙А.

Линия №5 «Чудняково»:

Протяженность линии 2,7 км выполнена проводом марки АС-70; суммарная  мощность подключенных потребителей кВ∙А.

Линия №6 «Николаевка»:

Протяженность линии 3,1 км выполнена проводом марки АС-70; суммарная  мощность подключенных потребителей кВ∙А.

Дополнительно планируется  строительство двух воздушных линий  суммарной мощностью потребления  кВ∙А.

Число часов использования  максимума нагрузки равно 4800 часов, .

Категория по надежности электроснабжения потребителей – вторая.

Характеристика сетевого района 110 кВ 

Конфигурация сетевого района с расположением ПС Песчанка показана на рисунке 4.1. Нагрузки подстанции района представлены в таблице  4.1. Сечения и длины линий на рис. 4.5.  

         Характеристика окружающей среды.

Среднегодовая температура  С. Среднегодовая продолжительность гроз 55 ч.

Характеристика грунта. Толщина слоя сезонных изменений (глубина промерзания грунта) 1,95 м. Удельное сопротивление: верхнего слоя грунта Ом∙м; нижнего слоя Ом∙м.

 

 

 

 

 

 

 

3 Выбор числа и мощности силовых трансформаторов

 

Силовые трансформаторы являются основными элементами систем электроснабжения и используются во всех отраслях экономики, включая промышленность, жилищно-коммунальное и сельское хозяйство, отдельные учреждения, организации, фирмы. Надежность электроснабжения различных потребителей и экономичность работы электрооборудования во многом определяются правильным выбором вида и мощности трансформаторов.

В соответствии с НТП и ГОСТом 14209-97 на подстанциях 35-750 кВ всегда следует выбирать трехфазные трансформаторы (автотрансформаторы) и только в исключительных случаях возможно использование группы из однофазных или группы из двух трехфазных трансформаторов половинной мощности.

Необходимость обеспечения требуемого качества напряжения у потребителей при изменяющейся нагрузке (ГОСТ 13109-87) требует применения на подстанциях 35кВ и выше трансформаторов со встроенными устройствами для автоматического регулирования напряжения под нагрузкой (РПН).

На подстанциях 35-750 кВ всех категорий, как правило, предусматривают установку двух трансформаторов, мощность каждого из них выбирается, как правило, не более 70% максимальной нагрузки подстанции.

Для правильного выбора номинальной мощности трансформатора (автотрансформатора) необходимо располагать суточным графиком, отражающим как максимальную, так и среднесуточную активную нагрузки данной подстанции, а также продолжительность максимума нагрузки. В нашем случае мы пользуемся среднестатистическим графиком нагрузок. Максимальная нагрузка при этом составляет .

Рассчитываем ориентировочную  мощность одного трансформатора по формуле:

; кВ∙А.   (3.1)

Намечаем к установке  два трансформатора ТМН-6300/110, .

При рассмотрении графика нагрузок, очевидно, что данные трансформаторы по систематической нагрузке проходят. И не требуется производить проверочный расчет по систематическим перегрузкам.

Проверяем трансформатор  на аварийную перегрузку.

Коэффициент начальной  нагрузки К₁ определяется по формуле:

,     (3.2)

где S₁, S₂,...,S_m - значения нагрузки в интервалах ∆t₁, ∆t₂,..., ∆t_m.

.

Коэффициент перегрузки К₂ определяется по формуле:

,    (3.3)

где S^/_1, S^/₂,..., S^/_м - значения перегрузки в интервалах ∆h₁, ∆h₂,..., ∆h_m.

.

Пользуясь таблицами, приведенными в ГОСТе 14209-97, определяем допустимую норму аварийных перегрузок K₂ и ее продолжительность h. Для трансформаторов с системой охлаждения М и среднегодовой температуры t^o=10^o C, h^/= 24 ч.

Так как ; ,    (3.4)

и ; ; , то примем .

При этом необходимо скорректировать продолжительность аварийной перегрузки:

;    (3.5)

.

Окончательно , , ч.

Следовательно, данные трансформаторы ТМН – 6300/110 проходят как по систематическим, так и по аварийным перегрузкам, и именно их мы установим на подстанции.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4 РАСЧЕТ ВАРИАНТОВ  СИСТЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ  ПОДСТАНЦИИ  ПЕСЧАНКА

 

4.1 ВЫБОР И АНАЛИЗ ВАРИАНТОВ СХЕМ ВНЕШНЕГО ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

 

В районе проектируемой подстанции существует несколько источников питания  напряжением 110 кВ (рисунок 4.1). Прежде всего, это подстанции и воздушные линии транзита 110 кВ Уксянка–Кузнецовская, а также тупиковая подстанция 110 кВ Пуктыш. Так как потребители подстанция Песчанка относится ко второй категории по надежности, то, в соответствии с ПУЭ, необходимо обеспечить питание подстанции от двух независимых взаиморезервирующих источников питания.  Поэтому рассмотрим ниже наиболее приемлемые варианты схемы подключения.

Рисунок 4.1 – Схема существующей  сети и расстояния между подстанциями.

Вариант 1. Строительство двухцепной ВЛ 110 кВ Песчанка-Галкино (рисунок 4.2 а). Длина данной линии электропередачи составит 15,2 км.

                   

           а                                                               б       

Рисунок 4.2– Схемы подключения подстанции Песчанка к сети 110 кВ согласно вариантам

1 (а) и 2 (б)

Вариант 2. Подключение подстанции Песчанка шлейфовым заходом в ВЛ 110 кВ Галкино–КС-13 . Длина вновь строящегося участка воздушной линии составит 6,5 км (рисунок. 4.2 б). 

                                 а                                                                 б

Рисунок 4.3.– Схемы подключения подстанции Песчанка к сети 110 кВ согласно вариантам

3 (а) и 4 (б)

Вариант 3. Строительство двух ВЛ 110 кВ КС-13–Песчанка  и Песчанка–Пуктыш (рисунок 4.3 а). Длины линий 27,5 км и 21 км соответственно.

Вариант 4. Строительство двух ВЛ  110 кВ: отпайка от ВЛ Галкино КС-13 длиной 6,5 км и строительство отпайки от ВЛ Пуктыш-Кузнецовская, длиной 21 км (рисунок 4.3 б).

Рисунок 4.4 – Схема подключения подстанции Песчанка к сети 110 кВ согласно варианту 5

 

Вариант 5. Строительство 2-х ВЛ 110 кВ КС-13–Песчанка (длиной 27,7 км) и Песчанка–Галкино длиной 15 км (рисунок. 4) . 

   В вариантах 1, 3, 4, 5 замыкание транзита не предполагается.

Все рассматриваемые  варианты обеспечивают необходимую  надежность электроснабжения потребителей подстанции Песчанка, соответствующей второй категории.  Но  варианты 3 и 5 наименее целесообразны ввиду значительной протяженности строящихся линии, а также значительных затрат, вызванных необходимой реконструкцией существующих подстанций. Так в варианте 3 суммарная длина строящихся линии составляет 49,3 км, а для его реализации необходимо осуществить полную реконструкцию  схем РУ 110 кВ на  подстанциях КС-13 и Пуктыш. Аналогичная ситуация наблюдается и в случае с вариантом  5: суммарная длина строящихся ЛЭП – 39,9 км, и также необходима реконструкция подстанций КС-13 и Пуктыш. 

Вариант 4 по сравнению  с вариантами 3 и 5 имеет несколько  меньшую  протяженность, строящихся ЛЭП (28,1 км), и не требует реконструкции  подстанций, так как предполагается вблизи ПС Пуктыш выполнить  отпайку до ПС Песчанка.

Вариант 1 отличается незначительной протяженностью строящейся  2-х цепной ВЛ (длина 15,2 км). Но он требует реконструкции  РУ 110 кВ ПС Галкино. Еще одним негативным моментом данного варианта является возможность полного обесточивания подстанции в случае аварийных ситуаций на ПС Галкино.

Вариант 2 обладает самой  минимальной протяженностью строящейся ВЛ  6,5 км, не требует реконструкции  других подстанций . Но ввиду того, что  в данном случае подстанция работает в транзите, то сечение провода ВЛ должно быть  несколько больше, чем в остальных вариантах. К тому же дороже становится схема самой ПС Песчанка за счет установки секционного выключателя и оборудования с большим номиналом токов. Но из всех вариантов этот является наиболее экономичным. Докажем это проведя технико-экономическое сравнение вариантов. Для дальнейшего рассмотрения возьмем варианты 2 и 4, как наиболее целесообразные.

 

4.2 ВЫБОР СХЕМ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ  УСТРОЙСТВ ПОДСТАЦИИ ДЛЯ РАССМАТРИВАЕМЫХ ВАРИАНТОВ

 

На стороне низкого напряжения для двух принятых вариантов РУ выполняем по схеме секционированная система шин. Данная схема наиболее дешевая, простая, и при этом обеспечивает достаточную надежность электроснабжения для потребителей второй категории.

Для распределительных устройств напряжением 110 кВ и при четырех присоединениях существующие нормативно-технические документы рекомендуют использовать мостиковые схемы. Поэтому для варианта 2 выбираем схему мостика с выключателями в цепях трансформаторов и ремонтной перемычкой со стороны трансформаторов.  Выбор обусловлен тем, что на стороне высокого напряжения  подстанция работает в транзите, и для сохранения питания потребителей и быстрой ликвидации коротких замыканий на линии необходима установка выключателя в цепи мостика. Наличие же выключателей в цепи трансформаторов необходимо для того, чтобы в случае аварийного отключения трансформатора обеспечить непрерывность транзита мощности по линиям 110 кВ.

Для варианта 4 необходимость в выключателе в цепи мостика отсутствует, ввиду того, что в данном варианте подстанция является отпайчной. Поэтому выбираем схему два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой. Наличие выключателей в цепях трансформатора необходимо для    предотвращения отключения ВЛ КС-13–Галкино и Кузнецовская – Пуктыш в случае повреждения трансформаторов.

 

 

4.3 ВЫБОР СЕЧЕНИЙ ПРОВОДОВ ПИТАЮЩИХ ЛИНИЙ

 

Выбираем сечение провода  линии для варианта 4. При этом в качестве основного метода используем метод экономической плотности тока. [28]. Для определения сечения провода находим ток линии на пятый год ее эксплуатации в нормальном режиме. Для распределительных сетей он определяется расчетом потокораспределения при прохождении системой максимума нагрузки в нормальном  режиме. В данном варианте максимальный поток мощности по линии определяется нагрузкой подстанции Песчанка. Поэтому ток в линии равен

             

= ,                                            (4.1)

где - максимальная мощность нагрузки ПС Песчанка, МВА; – номинальное напряжение ВЛ, кВ.

                                    = А.

Вычисляем расчетный  ток линии Ip:

                  

,                                            (4.2)

где –коэффициент, учитывающий изменение нагрузки по годам эксплуатации линии; – коэффициент, учитывающий число часов использования максимальной нагрузки Тмах и коэффициент ее попадания в максимум энергосистемы kм.

Коэффициент – для ВЛ 110-220 кВ может быть принят равным 1,05. Коэффициент для Тмах =4800 часов и kм =0,9 по таблице 3.13 [28] равен 1,2.

Тогда расчетный ток равен

                                 А.

Определяем расчетное  сечение линии:

                          

,                                                (4.3)

где  – экономическая плотность тока, .

Экономическая плотность  тока выбирается согласно таблице 1.3.36 [16], исходя из значения  Тмах .  В данном случае она равна  1,1 .

  .

Сечение округляем до ближайшего стандартного. Но если также учесть, что для ВЛ 110 кВ по условиям короны минимальное сечение провода ВЛ должно составлять 70 , Исходя их этого принимаем в качестве провода ВЛ провод марки АС-70/11 с длительным допустимым током, равным 265 А.

Проверим провод по допустимой токовой  нагрузке.  Для этого определим  максимальный нагрузочный ток по линии.  Он равен удвоенному значению тока в нормальном режиме (при отказе одной параллельной ветви).

                                       Imax=2∙Iр=2∙31,5=63 А.

Как видно, значение данного  тока не превышает длительно допустимый ток провода.

Выбор сечения  провода для варианта 2. В данном варианте линия работает в транзите,  поэтому максимальный нагрузочный ток по строящимся ВЛ определяется не только мощностью нагрузки  самой ПС, но и величиной транзитного перетока мощности. Поскольку, использование провода меньшего сечения для данной ЛЭП нецелесообразно, так как возможны ситуации при которых транзитный переток будет значительным, и это может привести к перегрузке проектируемого участка ЛЭП. Наиболее лучшим вариантом в данном случае будет принять сечение данного участка ЛЭП таким же, как и у существующей ЛЭП КС-13–Галкино, т.е. АС-120/19. Проверку провода по нагреву выполним в ходе расчета электрических режимов вариантов.

 

4.4 РАСЧЕТ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ  РЕЖИМОВ ВАРИАНТОВ СХЕМ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

 

Расчеты электрических режимов позволяют оценить условия, в которых будут работать потребители и оборудование электрической сети. Также с их помощью можно оценить допустимость  анализируемого режима при передаче мощностей по сети, при подключении новых и отключении действующих элементов сети. Кроме того, они позволяют при их анализе наметить мероприятия для обеспечения требуемого качества электрической энергии, оптимизации работы энергосистем, а также для выработки мер по предотвращению возможных аварийных ситуаций.

Расчет электрического режима ведем для сетевого района, лежащего между ПС 110 кВ Уксянка и ПС 220/110 кВ Щучанская. Схемы сети для двух вариантов приведены в графической части дипломного проекта. При этом нагрузка ПС Рудная разнесена между   ПС Уксянка и ПС КС-13 нагрузка ПС Белоярская незначительна, и ею можно пренебречь.

Ввиду отсутствия расчетных  эквивалентов внешней сети, примем шины 110 кВ ПС Щучанской и шины ПС Уксянка за два источника питания бесконечной мощности, и расчет ведем относительно двух этих ПС.  Расчет режимов проводим в программном комплексе RastrWin. Нагрузки для подстанций рассматриваемого  сетевого района приведены в таблице 4.1.

Таблица 4.1– Нагрузки подстанции рассматриваемого сетевого района

№ п/п	Подстанция	Р, МВт	Q, Мвар
1	КС-13	4,4	3,9
2	Галкино	1,5	0,9
3	Свердловская	0,7	0,2
4	Кузнецовская	3	0,9
5	Объектовая	4	1
6	Пуктыш	0,4	0,2
7	Песчанка	8,8	3,5

Для расчета электрического режима необходимо составить схему  замещения, определив при этом электрические  параметры основного оборудования. В расчетную модель ПК RastrWin для линий вводятся параметры П-образной схемы замещения ЛЭП: продольные активные и индуктивные сопротивления – в Омах, емкостную проводимость линии – в микросименсах. Они определены ниже.

Отметим также, что при  расчете электрического режима рассматриваем  только систему внешнего электроснабжения подстанции, т.е. сеть 110 кВ.

Расчет электрических режимов для варианта 4. Расчетная схема сети для данного варианта  приведена на рисунке 4.5.

Рисунок 4.5 – Расчетная схема электрической сети для варианта 4

Определяем параметры  линии 110 кВ Песчанка–отп. Песчанка. Активное погонное сопротивление для провода АС-70/11 равно Ом/км, реактивное погонное сопротивление Ом/км, емкостная проводимость мкСм/км [13, таблица 7.38]. Тогда:

     

,                                               (4.4)

                           ,                                              (4.5)

     

                                                  (4.6)

где - длина отпайки от ВЛ КС-13–Галкино до ПС Песчанка.

            Ом.

        Ом.

        мкСм.

Параметры остальных  ВЛ определяются аналогично. Результаты расчета параметров ВЛ сводим в таблицу 4.2. 

     Таблица 4.2 – Параметры схемы замещения ВЛ 110 кВ в рассматриваемом варианте № 4

№ п/п	Наименование ВЛ	Марка провода	Допустимый ток, А	Длина ВЛ, км	R, Ом	Х, Ом	В, мкСм
1	Уксянка–КС13	АС-120	390	21,6	6,4	9,4	54,2
2	КС-13–отп. Песчанка	АС-120	390	23,6	6,8	10,0	57,9
3	Галкино–Свердловская	АС-120	390	16,0	4,7	6,9	40,2
4	Свердловская–Кузнецовская	АС-95	330	29,6	9,1	12,5	77,3
5	отп.Пуктыш–Кузнецовская	АС-70	265	10	4,2	4,4	25,5
6	Отп.Пуктыш–Пуктыш	АС-70	265	9,7	4,2	4,2	24,7
7	Отп.Пуктыш–Объектовая	АС-120	390	1,3	0,3	0,5	3,5
8	Щучанская-Кузнецовская	АС-120	390	8,46	2,5	3,7	21,2
9	Галкино–отп. Песчанка	АС-120	390	9,4	2,7	3,9	22,7
10	отп. Песчанка-Песчанка	АС-70	265	6,5	2,73	2,9	16,6
11	Пуктыш-Песчанка	АС-70	265	21	8,82	9,3	53,6