Размещено на http://www.allbest.ru/

СОДЕРЖАНИЕ

Содержание

ВВЕДЕНИЕ

1. Общая характеристика РАЙОНА электрических сетей

2. Особенности режимов работы электрических сетей

3. ОБОСНОВАНИЕ ВАРИАНТОВ развития РАЙОНА ВОСТОЧНЫХ электрических сетей ОАО «МОЭСК»

4. РАЗРАБОТКА ВАРИАНТОВ РАЗВИТЯ РАЙОНА электрически сетей

5. Технико-экономическое сравнение вариантов развития восточных электрических сетей оао «МОЭСК»

5.1 Варианты развития электрических сетей

5.2 Технико-экономическое сравнение вариантов

6. ВЫЯВЛЕНИЕ перспективных расчетных режимов работы электрических сетей

7. РАСЧЕТ И АНАЛИЗ ПЕРСПЕКТИВНЫХ РЕЖИМОВ РАБОТЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ

7.1 Режим максимальных нагрузок

7.2 Режим минимальных нагрузок

7.3 Послеаварийные режимы

7.3.1 Отключение одного трансформатора ТДН - 16000/110 на п/ст. Соколовская

7.3.2 Отключение ЛЭП 110 кВ Трубино - Жегалово

7.3.3 Отключение ЛЭП 220 кВ Трубино -Восточная

7.3.4 Отключение одного автотрансформатора АТДЦТН - 250000/220/110 на п/ст. Трубино

7.3.5 Отключение группы однофазных автотрансформаторов АОДЦТН - 167000/500/220 на п/ст. Трубино

8. Разработка проекта подстанции 110/10

8.1 Характеристика подстанции и ее нагрузок

8.2 Расчет токов короткого замыкания

8.3 Выбор электрической схемы распределительного устройства подстанции

8.4 Выбор типов релейной защиты, автоматики, измерений

8.5 Выбор аппаратов и токоведущих частей

8.5.1 Выбор элегазовой ячейки ПАСС МО-145

8.5.2 Выбор высоковольтных выключателей и их приводов

8.5.3 Выбор ограничителей перенапряжений

8.5.4 Выбор аппаратов в цепи трансформатора собственных нужд

8.5.5 Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения

8.5.6 Выбор сборных шин высшего напряжения

8.5.7 Выбор ошиновки силового трансформатора

8.5.8 Выбор кабельных линий к потребителю

8.5.9 Выбор и обоснование конструкций распределительных устройств67

9. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЧИСЛЕННОСТИ ПЕРСОНАЛА ОПЕРАТИВНО-ДИСПЕТЧЕРСКОЙ СЛУЖБЫ

10.БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА

10.1 Установка заземлений на ВЛ

10.2 Работы на опорах и с опорами

10.3 Работа без снятия напряжения

10.4 Работа без снятия напряжения

10.5 Работы на ВЛ под наведенным напряжением; на одной отключенной цепи многоцепной ВЛ

10.6 Пофазный ремонт ВЛ

10.7 Работы на пересечениях и сближениях ВЛ с дорогами

11. МАТЕМАТИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ РЕГУЛИРОВАНИЯ НАПРЯЖЕНИЯ С ПОМОЩЬЮ ТРАНСФОРМАТОРОВ

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

Приложение1.

Введение

ОАО «МОЭСК» - самая крупная из 74 региональных энергоснабжающих компаний Российской Федерации. Энергетическая система компании является технологически неотъемлемой частью Единой энергетической системы России. Основные виды деятельности ОАО «МОЭСК» - производство, распределение и сбыт электрической и тепловой энергии.

Миссия ОАО «МОЭСК» заключается в обеспечении потребителей экологически чистой энергией, произведенной с применением ресурсосберегающих передовых технологий на современном оборудовании.

ОАО «МОЭСК» видит свою цель в достижении максимальной экономической эффективности, прибыльности, инвестиционной привлекательности и интегрированности в мировую экономику.

Стремясь к максимальной открытости и информационной прозрачности своего бизнеса, ОАО «МОЭСК» строго придерживается в своей деятельности основных принципов корпоративной политики, принятых в цивилизованном бизнесе. ОАО «МОЭСК» соблюдает права и защищает интересы акционеров, дорожит своей репутацией, неуклонно следует этическим нормам и правилам честного ведения бизнеса.

В своей деятельности ОАО «МОЭСК» руководствуется не только экономическими факторами, но и соображениями социальной ответственности: обеспечивая Москву и Московскую область теплом и светом, ОАО «МОЭСК» регулярно реализует благотворительные программы, оказывая поддержку культуре, спорту, образованию.

ОАО «МОЭСК» дорожит своими сотрудниками и создает условия, при которых каждый работающий в компании может полностью реализовать свои способности.

ОАО «МОЭСК» гордится своей историей, которая тесно переплетена с историей всей страны.

В данном дипломном проекте рассматривается развитие участка электрической сети ОАО «МОЭСК» Восточных Электрических Сетей.

Задачей проектирования является разработка и технико-экономическое обоснование решений, определяющих развитие электрических сетей и средств их эксплуатации и управления, при которых будет обеспечена оптимальная надежность снабжения потребителей электроэнергией необходимого объема и требуемого качества с наименьшими затратами на развитие.

Целью данного дипломного проекта является:

1. анализ состояния электрических сетей на текущий период;

2. расчет и анализ установившихся режимов работы электрической сети;

3. поиск, разработка и обоснование возможных вариантов развития электрических сетей с учетом перспективы на десятилетний период;

4. анализ технико-экономических показателей, оценка необходимых капвложений;

5. повышение надежности электроснабжения потребителей района;

Кроме того, разрабатываются организационно-экономические вопросы.

В разделе охраны труда рассматриваются основные вопросы по безопасности при работах под напряжением на воздушных линиях электропередачи

1. Общая характеристика района электрических сетей

Восточные электросети - одно из старейших предприятий в системе ОАО «МОЭСК»

История Восточных электрических сетей ОАО «МОЭСК» началась в 1914 году, когда в Измайлове была построена приемная подстанция и первая в России высоковольтная линия напряжением 70 кВ для передачи электроэнергии от электростанции «Электропередача» в Москву.

Основные производственные показатели Восточных электросетей на 01.01.2011 г.

Таблица 1.1

Приведенная мощность, МВт (средняя)	166
Протяженность линий электропередач, км	397
Подстанции с первичным напряжением 35-500 кВ, шт.	42
Численность персонала, чел.	377

Восточные электросети расположены в восточной части г. Москвы. Предприятие обеспечивает электроснабжение Восточного, Северо-Восточного, Юго-Восточного административных округов столицы, а также трех районов Московской области: Балашихинского, Щелковского и Пушкинского. В состав электросетей входят 42 подстанции напряжением 30 кВ - 500 кВ и связывающие их линии электропередач, общая протяженность которых составляет 397 км.

Предприятие занимается эксплуатацией распределительных сетей Щелковского и Балашихинского районов, линий 0,4 - 10 кВ общей протяженностью 1 379 км, 307 трансформаторных и распределительных подстанции, а также местных тепловых пунктов.

Сегодня Восточные сети оснащены современным оборудованием. Все подстанции, находящиеся в ведении филиала ОАО «МОЭСК», телемеханизированы, что обеспечивает высокий уровень надежности электроснабжения потребителей. На предприятии эксплуатируется большое количество средств релейной защиты, устройств телемеханики и связи, компьютерной техники и оргтехники.

Коллектив Восточных электросетей состоит из высококвалифицированных специалистов, обеспечивающих высокую степень надежности работы электросетей. Сегодня на предприятии трудятся 377 сотрудников. Администрация и профсоюзный комитет Восточных электрических сетей ОАО «МОЭСК» прилагают максимум усилий для решения социальных вопросов, связанных с нуждами работников электросетей. На предприятии успешно решаются вопросы по обеспечению персонала жилплощадью, а также организации отдыха сотрудников и их детей. С 1993 года неработающие пенсионеры получают доплаты из негосударственного пенсионного фонда ОАО «МОЭСК».

Основным промышленными потребителеми электроэнергии Восточных электросетей являются предприятия машиностроения и легкой промышленности. Также объекты ВПК и Министерства обороны Российской Федерации.



Рис. 1.1 Карта-схема восточных электросетей

Для выявления особенностей режимов работы рассмотрен режим зимнего максимума (19.12.2010 г.) нагрузок.

Исходные данные района нагрузок:

- данные по воздушным линиям (длина и марки проводов - в табл.1.2.);

- данные по мощности трансформаторов, напряжениям на их обмотках (табл. 1.3);

Таблица 1.2.

№	Название ЛЭП	Марка провода	Длина, км
	ВЛ 220 кВ
1	Трубино - Восточная	АС - 400/51	28,2
2	Баскаково - Восточная	АС - 500/26	4
	ВЛ 110 кВ
3	Баскаково - Восточная	АС - 150/24	7
8	Восточная - Кучино	АС - 150/24	15
9	Восточная - Горенки	АС - 180/24	6
10	Кучино - Минеральная	АС - 150/24	10,1
11	Горенки - Алмазово	АС - 150/24	8,3
12	Трубино - Алмазово	АС - 150/24	24,9
13	Горенки - Кислородная	АС - 150/24	5
14	Кислородная - Жегалово	АС - 150/24	10
15	Трубино - Жегалово	АС - 150/24	12
16	Трубино - Гребнево	АС - 150/24	11,1
17	Гребнево - Райки	АС - 150/24	4,7
18	Райки - Орбита	АС - 150/24	4
19	Гребнево - Орбита	АС - 150/24	8,7
20	Гребнево - Щелково	АС - 120/27	1,5
21	Трубино - Щелково	АС - 120/27	11
22	Трубино - Фрязино	АС - 150/24	5
23	Фрязино - Гранит	АС - 150/24	20
24	Баскаково-Косино	АС - 150/24	4
25	Косино-Восточная	АС - 150/24	3
	ВЛ 35 кВ
24	Минеральная - Черная	АС - 120/27	4
25	Жегалово - Соколовская	АС - 50/8	8
26	Щелково - Чкалово	АС - 120/27	7
27	Чкалово - Городищи	АС - 120/27	6
28	Кучино - Черная	АС - 95/16	10

Таблица 1.3

N подстанции	Типы трансформаторов
	Трансформатор	Sном, кВ*А	U ВН, кВ	U СН, кВ	U НН, кВ
514 Трубино	6хАОДЦТН-167000	167000	500	220	10
	2хАТДЦТН-250000	250000	220	110	10
	2хТРДН-25000	25000	110	-	10
212 Восточная	3хАТДЦТН-200000	200000	220	110	10
692 Баскаково	2хАТДЦТН-200000	200000	220	110	10
22 Кучино	2хТДТН-25000	25000	110	35	10
419 Минеральная	2хТРДЦН-63000	63000	110	-	10
	ТДТН-40000	40000	110	35	10
157 Горенки	2хТРДЦН-63000	63000	110	-	10
681 АЛМАЗОВО	2хТРДН-25000	25000	110	-	10
194 Кислородная	2хТРДЦН-63000	63000	110	-	10
705 Жегалово	2хТДТН-25000	25000	110	35	10
261 Соколовская	2хТМН-5600	5600	35	-	6
	ТМН-6300	6300	35	-	10
27 Черная	3хТМН-6300	6300	110	-	6
730 Гребнево	2хТРДН-40000	40000	110	-	10
83 Райки	2хТРДН-25000	25000	110	-	10
742 Орбита	2хТРДН-40000	40000	110	-	10
47 Щелково	2хТДТН-25000	25000	110	35	6
115 Чкалово	ТМН-5600	5600	35	-	6
8 Городищи	2хТМН-4000	4000	35	-	6
206 Фрязино	2хТРДН-40000	40000	110	-	10
	ТДТН-40000	40000	110	35	10
641 Гранит	ТДТН-40000	40000	110	35	10
549 Косино	2хТРДЦН-63000	63000	110	-	10

2. Особенности режимов работы электрических сетей

Для выявления особенностей режимов работы рассмотрен режим зимнего максимума (19.12.2010 г.) нагрузок.

Исходными данными для расчета данного режима являются:

- данные по воздушным линиям (длина и марки проводов - в табл.1.2.);

- данные по межсистемным связям (название линий, перетоки мощностей, напряжения на шинах подстанций смежных энергосистем - табл. 1.3);

- данные по коэффициентам трансформации трансформаторов;

- мощности генерации и нагрузок (P и Q табл 2.1);

- данные по номинальным напряжениям электрической сети и расположению балансирующего узла.

Все расчеты выполнены в программном комплексе «Energy300».

Исходные данные для расчета установившегося режима приведены в табл.1.2 - 1.3.

Таблица 2.1

N подстанции	U ВН кВ	U СН кВ	U НН кВ	Нагрузка СН (МВ*А)	Нагрузка НН (МВ*А)
514 Трубино	220	110	10	-	12.3+j7.8
212 Восточная	220	110	10	-	107+j66.1
692 Баскаково	220	110	10	-	91+j65.5
22 Кучино	110	35	10	-	16.5+j10.2
419 Минеральная	110	35	10	-	42.7+j26.5
157 Горенки	110	-	10	-	51.8+j32.1
681 Алмазово	110	-	10	-	18.3+j11.5
194 Кислородная	110	-	10	-	35.5+j22
705 Жегалово	110	35	10	-	21.5+j13.3
261 Соколовская	35	10	6	4+j2.5	8.9+j5.5
27 Черная	35	-	6	-	12.8+j7.9
730 Гребнево	110	-	10	-	25.5+j15.8
83 Райки	110	-	10	-	11+j6.8
742 Орбита	110	-	10	-	14.7+j9
47 Щелково	110	35	6	-	12.4+j7.7
115 Чкалово	35	-	6	-	0.8+j0.5
8 Городищи	35	-	6	-	3.9+j2.4
206 Фрязино	110	35	10	-	35.4+j22
641 Гранит	110	35	10	-	11.8+j7.4
549 Косино	110	-	10	-	34.7+j21.5

Связь «Восточных Электрических сетей» в системе «МОЭСК» с соседними сетевыми предприятиями и энергосистемами осуществляется по ЛЭП 500 кВ, 220 кВ, 110 кВ и 35 кВ связи с энергосистемами и сетевыми предприятиями эквивалентированы. По результатам расчета зимнего контрольного дня нагрузок перетоки: по ВЛ Трубино - Н.Софрино составил S=-145.8-j90.3(МВ*А), по ВЛ Трубино - ТЭЦ-23 составил S=125.1+j78(МВ*А),по ВЛ Трубино - Речная составил S=-40-j24.7(МВ*А), по ВЛ Восточная - ЦАГИ составил S=111+j68.8 (МВ*А), по ВЛ Восточная - Жулебино составил S=101.8+j63.2 (МВ*А), по ВЛ Восточная - ТЭЦ-22 составил S=187,2+j116 (МВ*А), по ВЛ Восточная - Измайлово составил S=-50-j31(МВ*А), по ВЛ Баскаково - ТЭЦ-23 составил S=117.2+j72.6(МВ*А), по ВЛ Баскаково - БОР составил S=82.8+j51.3, по ВЛ Баскаково - ТЭЦ-11 составил S=42.1+j26.1(МВ*А), по ВЛ Баскаково - Фрезер составил S=-72.1-j44.6(МВ*А), по ВЛ Минеральная - Кудиново составил S=25+j15.5(МВ*А), по ВЛ Горенки - Дроздово составил S=-35-j21.7(МВ*А), по ВЛ Косино -Ясная составил S=-12.5-j7.75(МВ*А), по ВЛ Орбита - Монино составил S=-13.4-j8.3(МВ*А), по ВЛ Фрязино - Софрино составил S=-18.7-j11.5(МВ*А), по ВЛ Городищи - Монино составил S=15.4+j9.5(МВ*А), по ВЛ Кучино - Сатыковская составил S=-9.6-j4.9(МВ*А), по ВЛ Софрино - Горелово составил S=-6.1-j3.8(МВ*А), по ВЛ Гранит - Краф составил S=-5-j3.1(МВ*А), по ВЛ Гранит - Софрино составил S=-3.2+j1.9(МВ*А).

Результаты расчета установившегося режима представлены в табл. 2.2, 2.3, 2.4.

Таблица 2.2

N подстанции	U ВН кВ	U СН кВ	U НН кВ
514 Трубино	228	115	10.5
212 Восточная	230	115	10.6
692 Баскаково	230	116	10.5
22 Кучино	113	36.4	10.5
419 Минеральная	112	36.2	10.5
157 Горенки	114	-	10.5
681 Алмазово	114	-	10.5
194 Кислородная	113	-	10.5
705 Жегалово	114	36.3	10.4
261 Соколовская	35	10.4	6.22
27 Черная	35.7	-	6.27
730 Гребнево	114	-	10.5
83 Райки	113	-	10.6
742 Орбита	113	-	10.6
47 Щелково	114	35.5	6.34
115 Чкалово	35.9	-	6.31
8 Городищи	36.2	-	6.25
206 Фрязино	114	36.4	10.6
641 Гранит	113	36.4	10.6
549 Косино	115	-	10.5

Таблица 2.3

№	Название ЛЭП	Марка провода	Коэффициент загрузки, Кз
	ВЛ 220 кВ
1	Трубино - Восточная	АС - 400/51	0.23
2	Баскаково - Восточная	АС - 500/26	0.1
	ВЛ 110 кВ
3	Восточная - Кучино	АС - 150/24	0.3
4	Восточная - Горенки	АС - 185/24	0.6
5	Кучино - Минеральная	АС - 150/24	0.19
6	Горенки - отп. Алмазово	АС - 150/24	0.14
7	Трубино - отп. Алмазово	АС - 150/24	0.15
8	отп. Алмазово	АС - 150/24	0.12
9	Горенки - Кислородная	АС - 150/24	0.45
10	Кислородная - Жегалово	АС - 150/24	0.2
11	Трубино - Жегалово	АС - 150/24	0.3
12	Трубино - Гребнево	АС - 150/24	0.35
13	Гребнево - Райки	АС - 150/24	0.3
14	Райки - Орбита	АС - 150/24	0.15
15	Гребнево - Орбита	АС - 150/24	0.23
16	Гребнево - Щелково	АС - 120/27	0.2
17	Трубино - Щелково	АС - 120/27	0.36
18	Трубино - Фрязино	АС - 150/24	0.51
19	Фрязино - Гранит	АС - 150/24	0.12
20	Баскаково-Косино	АС - 150/24	0.56
21	Косино-Восточная	АС - 150/24	0.24
	ВЛ 35 кВ
22	Минеральная - Черная	АС - 120/27	0.5
23	Щелково - Чкалово	АС - 120/27	0.12
24	Чкалово - Городищи	АС - 120/27	0.2
25	Кучино - Черная	АС - 95/16	0.27
26	Жегалово - Соколовская	АС - 50/8	0.624

Таблица 2.4

N п./ст.	Трансформатор	Коэффициент загрузки, Кз
514 Трубино	6хАОДЦТН-167000	0.32
	2хАТДЦТН-250000	0.7
	2хТРДН-25000	0.29
212 Восточная	3хАТДЦТН-200000	0.62
692 Баскаково	2хАТДЦТН-200000	0.63
22 Кучино	2хТДТН-25000	0.7
419 Минеральная	2хТРДЦН-63000	0.41
	ТДТН-40000	0.32
157 Горенки	2хТРДЦН-63000	0.5
681 АЛМАЗОВО	2хТРДН-25000	0.45
194 Кислородная	2хТРДЦН-63000	0.35
705 Жегалово	2хТДТН-25000	0.9
261 Соколовская	2хТДН-5600 ТМН-6300	0.97 0.78
27 Черная	3хТМН-6300	0.69
730 Гребнево	2хТРДН-40000	0.38
83 Райки	2хТРДН-25000	0.26
742 Орбита	2хТРДН-40000	0.22
47 Щелково	2хТДТН-25000	0.29
115 Чкалово	ТМН-5600	0.16
8 Городищи	2хТМН-4000	0.56
206 Фрязино	2хТРДН-40000	0.44
	ТДТН-40000	0.35
641 Гранит	ТДТН-40000	0.28
549 Косино	2хТРДЦН-63000	0.31

Анализ результатов расчета, показывает, что напряжения в большинстве узлов сети не превышает 1,05 от Uном. Балансирующий узел выбран на подстанции Трубино на шинах 500 кВ, т.к. эти шины во всех режимах электроснабжения принимают на себя основной переток электроэнергии. Наиболее загруженной линией является ВЛ 35 кВ Жегалово - Соколовская Кз=0,624. Определим отношение реальной плотности тока к экономической и по этому отношению оценим режим работы ЛЭП [2].

jэ=1 А/ мм2

,

где

j - плотность тока,

jэ - экономическая плотность тока.

Из выше приведенных вычислений видно, что действующие значение

для ЛЭП Жегалово - Соколовская не выполняется [2], в соответствии с п.1.3.7. [2] возникает необходимость в сооружении дополнительной ЛЭП Жегалово - Соколовская.

На п/ст. Жегалово трансформаторы ТДТН-25000/110 загружены (Кз=0.9) на 90%. На подстанции Соколовская трансформаторы ТМН-5600 загружены (Кз=0.97) на 97.4%, а трансформатор ТМН-6300 загружен (Кз=0.78) на 78%.

Из анализа режима видно, что с перспективным ростом нагрузок действующие трансформаторы на п/ст. Жегалово и п/ст. Соколовская потребуется замена. Воздушные линии Жегалово - Соколовская будут перегружаться.

3. Обоснование вариантов развития района Восточных электрических сетей ОАО «МОЭСК»

Целью дипломного проекта является выявление перспективных вариантов развития района электрических сетей. Расчет и анализ режимов работы Восточных электрических сетей энергосистемы в перспективе. В период с 2010 - 2015 гг. прогнозируем рост нагрузки на 10%-20% от уровня нагрузок зимнего максимума 2010 г.

На основании расчетов изложенных выше в разделе 2. Возможны 2 варианта развития района сети:

1. Строительство дополнительной ЛЭП 35 кВ Жегалово - Соколовская, замена трехобмоточных трансформаторов на п./ст. Жегалово, замена двухобмоточных трансформаторов на п./ст. Соколовская.

2. Перевод подстанции Соколовская на более высокое напряжение с 35 кВ на 110 кВ с заменой двухобмоточных трансформаторов и реконструкцией ОРУ. Замена трансформаторов на подстанции Жегалово не потребуется.

Результаты расчетов перспективных максимальных электрических нагрузок приведены в таблице 3.1.

Таблица 3.1

N подстанции	U ВН кВ	U СН кВ	U НН кВ	Нагрузка НН (МВ*А)
514 Трубино	220	110	10	13.9+j8.8
212 Восточная	220	110	10	121+j74.7
692 Баскаково	220	110	10	103+j64
22 Кучино	110	35	10	18.6+j11.6
419 Минеральная	110	35	10	48.3+j30
157 Горенки	110	-	10	58.6+j36.3
681 Алмазово	110	-	10	18.7+j11.7
194 Кислородная	110	-	10	35.7+j22.2
705 Жегалово	110	35	10	25.8+j16
261 Соколовская	35	10	6	15.5+j9.6
27 Черная	35	-	6	14.5+j9
730 Гребнево	110	-	10	25.45+j15.8
83 Райки	110	-	10	12.5+j9.6
742 Орбита	110	-	10	15.2+j9.4
47 Щелково	110	35	6	14.1+j6.7
115 Чкалово	35	-	6	1+j0.6
8 Городищи	35	-	6	4.6+j2.7
206 Фрязино	110	35	10	40.1+j24.9
641 Гранит	110	35	10	12.1+j8.1
549 Косино	110	-	10	38.7+j24

Рис. 3.1 Первый вариант.



Рис. 3.2 Второй вариант.

4. Разработка вариантов развития района электрической сети

Первый вариант развития:

сооружение линии 35 кВ Жегалово - Соколовская, замена трехобмоточных трансформаторов на подстанции Жегалово и двухобмоточных на подстанции Соколовская.

Произведем выбор трансформаторов. Максимальная мощность протекающая через трехобмоточные трансформаторы на п./ст Жегалово составляет Smax=41.8+j30,6=51.8 МВ*А. для определения мощности трансформаторов воспользуемся формулой

Sном > (0,65 - 0,7)* Smax (4.1);

Sном > (33,67 -36,3).

выбираем два трансформатора марки ТДТН - 40000/110. Произведем проверку по загруженности трансформаторов в нормальном режиме

Кз.ном= Smax / 2*Sном (4.2);

Кз.ном= 51.8 / 2*40 = 0,64.

Произведем проверку по загруженности трансформаторов в аварийном режиме

Кз.п/ав= Smax / Sном (4.3);

Кз.п/ав= 51.8 / 40 = 1,29.

загрузка трансформатора в послеаварийном режиме не превышает до-

пустимой Кп.ав=1,4.

Максимальная мощность протекающая через двухобмоточные трансформаторы на п./ст Соколовская составляет Smax=15.5+j9,6=18.2 МВ*А. для определения мощности трансформаторов воспользуемся формулой

Sном > (0,65 - 0,7)* Smax (4.4);

Sном > (11,83 -12,74).

выбираем два трансформатора марки ТДНС - 16000/35. Произведем проверку по загруженности автотрансформаторов в нормальном режиме

Кз.ном= Smax / 2*Sном (4.5);

Кз.ном= 18,2 / 2*32 = 0,56.

Произведем проверку по загруженности трансформаторов в аварийном режиме

Кз.п/ав= Smax / Sном (4.6);

Кз.п/ав= 18,2 / 16 = 1,13.

загрузка автотрансформатора в послеаварийном режиме не превышает допустимой Кп.ав=1,4. Параметры трансформаторов приведены в таблице 4.1.

Произведем выбор дополнительной воздушной линии. Максимальная мощность передаваемая по этой ВЛ составляет Smax=5.73+j4,71=7.21 МВ*А. Определим ток, протекающий по линии

Iм.раб= (4.7);

Iм.раб= А.

где Iм.раб - максимальный ток, протекающий по проводу,

FЭ - экономическое сечение провода,

jЭ - экономическая плотность тока, определяемая,

Выбираем провод АС 120/19 по [1].

Проверяем провод по нагреву:

I'ДОП>IМ.раб, (4.8);

390>95.85 А.

Проверка выполняется.

При Smax =7,21 МВ*А выбираем повод марки АС - 120/19.

Параметры провода приведены в таблице 4.2.

Таблица 4.1.

Sном	UВН	UСН	UНН	Uквс	Uквн	Uксн	Pхх	Pк	Iк
МВА	кВ	кВ	кВ	%	%	%	кВт	кВт	%
40	115	38.5	11	17	10.5	6	43	200	0,6
16	38.5	-	11	-	10.5	-	18	85	0.7

Таблица 4.2.

провод	r0, Ом/км	х0, Ом/км	Iдоп, А	пропускная способность равна S, МВ*А
АС-120/19	0,429	0,414	390	24,7

Второй вариант развития:

Для обеспечения перспективных режимов работы электрической сети необходимо произвести следующие мероприятия:

- реконструировать подстанцию Соколовская;

- ввести отпайки воздушной линии 110 кВ Трубино - Жегалово.

Произведем выбор трансформаторов. Максимальная мощность протекающая через трансформаторы составляет Smax=15.5+j9,6=18,2 МВ*А. для определения мощности автотрансформаторов воспользуемся формулой

Sном > (0,65 - 0,7)* Smax (4.9);

Sном > (11,83 -12,74).

выбираем два трансформатора марки ТДН - 16000/110. Произведем проверку по загруженности трансформаторов в нормальном режиме

Кз.ном= Smax / 2*Sном (4.10);

Кз.ном= 18,2 / 2*32 = 0,56.

Произведем проверку по загруженности автотрансформаторов в аварийном режиме

Кз.п/ав= Smax / Sном (4.11);

Кз.п/ав= 18,2 / 16 = 1,13.

Загрузка трансформатора в послеаварийном режиме не превышает допустимой Кп.ав=1,4. Параметры автотрансформаторов приведены в таблице 4.3.

Произведем выбор воздушной линии. Максимальная мощность передаваемая по ВЛ составляет Smax=15.5+j9,6 МВ*А. Определим ток, протекающий по линии

Iм.раб= (4.12);

Iм.раб= А.

.

где Iм.раб - максимальный ток, протекающий по проводу,

FЭ - экономическое сечение провода,

jЭ - экономическая плотность тока.

Выбираем провод АС 70/11 по.

Проверяем провод по нагреву:

I'ДОП>IМ.раб, (4.13)

265>48 А.

Проверка выполняется.

При Smax =18,2 МВ*А выбираем повод марки АС - 70/11. Параметры провода приведены в таблице 4.4.

Таблица 4.3.

Sном	UВН	UСН	UНН	Uквс	Uквн	Uксн	Pхх	Pк	Iк
МВА	кВ	кВ	кВ	%	%	%	кВт	кВт	%
16	115	-	11	-	10.5	-	19	85	0.7

Таблица 4.4.

провод	r0, Ом/км	х0, Ом/км	Iдоп, А	пропускная способность равна S, МВ*А
АС-70/11	0,429	0,444	265	52,9

Раздел 5. Технико-экономическое сравнение вариантов развития Восточных электрических сетей ОАО «МОЭСК»

5.1 Определение вариантов развития электрических сетей

1. Построение воздушной линии 35 кВ Жегалово - Соколовская с заменой трехобмоточных трансформаторов на подстанции Жегалово и двухобмноточных на подстанции Соколовская.

2. Перевод подстанции Соколовская на 110 кВ присоединив отпайками воздушной линии 110 кВ Трубино - Жегалово.

Результаты расчетов установившихся режимов рассматриваемых вариантов предоставлены в Приложение 1.

5.2 Условия сопоставимости вариантов при проектировании

Энергетика в не зависимости от форм собственности на энергетических предприятиях имеет технологические особенности, без учета которых не возможен выбор вариантов технического решения. Таких особенностей достаточно много, их не обходимо учитывать:

- Не прирывность и соразмерность во времени процессов производства и потребления электроэнергии;

- Режимы производства электроэнергии соответствуют режимам ее потребления;

- Не возможность складирования энергетической продукции;

- Необходимость наличие резервных мощностей;

- Не возможность отбраковки энергетической продукции;

- В качестве продукции выступают и мощность и энергия.

При сравнении вариантов технических решений учитываются эти особенности, а так же следующие условия сопоставимости вариантов технических решений.

1.) Приведение вариантов к одинаковому энергетическому эффекту у потребителя, т.е одинаковая мощность и энергия при выборе любого варианта. Используемые ранее значения замещаемых мощностей и энергии в настоящее время использовать нельзя, т.к. нет единого собственника единого инвестора на территории страны. Обеспечение выполнения данного условия сопоставимости возможно при использовании удельных величин, приходящихся на единицу энергии

Для определения необходимости инвестиций можно воспользоваться данными в соответствующей литературе с последующей корректировкой на уровень инфляции.

2.) Расчет для каждого варианта оптимального технического решения. Это означает, что сравнивать два варианта, один из которых морально устарел, а во втором используется современное оборудование нельзя.

При расчете затрат по каждому из вариантов необходимо учитывать затраты в смежные отрасли (объекты).

Под смежными объектами понимаются такие которые необходимо поддерживать в течении всего периода нормальной последующей эксплуатации основного объекта. Как правило, это условие сопоставимости бывает не обходимо при крупных проектных решениях, таких как, например, выбор места строительства мощных электростанций у топливной базы или у потребителя.

3.) Обеспечение единообразия расчетов отдельных элементов по всем рассматриваемым вариантом:

a) Должна быть обеспечена одинаковая степень подробности точности расчетов по всем элементам в каждом варианте;

b) При сравнении вариантов можно не принимать те затраты, которые являются одинаковыми для любого из вариантов;

c) Варианты должны обеспечивать одинаковую надежность, качество, долговечность;

d) В расчетах капиталовложения, используемые для увеличения основных фондов и оборотных средств должны быть приведены к одному году по всем вариантам;

e) Возможно использовать укрупненные показатели стоимости (УПС) одной проектной организацией для всех рассматриваемых вариантов

4.) Учет фактора времени. Сравниваемые варианты могут иметь различный срок строительства, срок службы или жизненный цикл, по этому следует все варианты привести (дисконтировать) к одному году, чаще всего к началу процесса инвестирования.

Все рассмотренные условия сопоставимости вариантов должны быть соблюдены при использовании рекомендуемых методов оценки эффективности инвестиций.

5.3 Технико-экономическое сравнение вариантов

Для II климатического района выбираются железобетонные опоры линий. Для технико-экономического сравнения вариантов определим приведенные затраты по вариантам проекта сети. Для этого предварительно определим капиталовложения и эксплуатационные расходы.

1. Определение капиталовложений

КУ=КЛЭП+КПС-КЛИКВ,

где КУ - суммарные капиталовложения на сооружение сети ,

КЛЭП - стоимость ЛЭП,

КПС - стоимость подстанции,

КЛИКВ- стоимость ликвидируемого оборудования.

КЛЭП=к0·?I,

где к0 - стоимость сооружения 1 км ВЛ в зависимости от напряжения и сечения провода с учетом конструкций, материала опор и района по гололеду, ?i - длина ВЛ, км.

КПС=Ктр+Кру +КПОСТ,

где КТР - расчетная стоимость силового трансформатора,

КРУ - расчетная стоимость РУ,

КПОСТ - постоянная часть затрат.

Вариант 1

КЛЭП=33·8=264 тыс. руб.,

КПС=2·320+2·110+2·75=1010 тыс. руб.,

КЛИКВ=(2·255+2·70+95) ·0.05=37.25 тыс. руб.,

т.к. стоимость объектов взята по ценам 1991г., то с учетом удорожания оборудования следует ввести коэффициент удорожания К(лин)=66, К(пс)= 72 по [12].

КУ1=264*66+1010*72-37.25*72=87462 тыс. руб.,

Вариант 2

КЛЭП=57·1=57 тыс. руб.,

КПС=2·172+5·290=1794 тыс. руб.,

КЛИКВ=(2·70+95+700+8·50) ·0.05=66.75 тыс. руб.,

т.к. стоимость объектов взята по ценам 1991г., то с учетом удорожания оборудования следует ввести коэффициент удорожания К(лин)=66, К(пс)= 72 по [12].

КУ2=57*66+1794*72-66.75*72=90960.48 тыс. руб.,

Определение издержек:

И=ИЛЭП+ИПОДС+И?Э +ИРЕМ,

ИЛЭП=бЛЭП%/100 ·КЛЭП,

ИПОДС= бПОДС%/100 ·КПОДС,

где ИЛЭП, ИПОДС - отчисления от капиталовложений на амортизацию, текущий ремонт и обслуживание ВЛ и подстанций,

бЛЭП%, бПОДС% -нормы отчислений для ВЛ и подстанции,

ИРЕМ- издержки на ремонт,

И?Э=З·?ЭПЕР,

где З - удельные затраты на возмещение переменных и постоянных потерь 1 кВт ·ч электроэнергии, для ОАО «МОЭСК» З=0.8 руб/ кВт ·ч,

?ЭПЕР=??Pмаксi·фсв,

где ??Pмакс - потери активной мощности в режиме максимальных нагрузок,

ТМПсв - средневзвешенное время максимальных потерь для всей сети. ТМПсв=5200 ч.

По [1] находим фсв=3000 ч

ИРЕМ =0.1 ·КУ

Вариант 1

ИЛЭП=(2·10-2)·264=5.28 тыс. руб./г,

ИПОДС=(4.4·10-2)·1010=44.44 тыс. руб./г,

??Pмакс=8.6 МВт,

?Эпер=8.6·3000=25800 МВт·ч,

И?Э=800·25800=20640 тыс. руб./г,

ИРЕМ =0.1·1236.75=123.675 тыс руб./г.

И=(5.28+44.44+123.675) ·21.6+20640=24385.5 тыс. руб./г,

Вариант 2

ИЛЭП=(2·10-2)· 57 = 1.14 тыс. руб./г,

ИПОДС=(4.4·10-2)· 1794=78.9 тыс. руб./г,

??Pмакс=7.17 МВт,

?Эпер=7.17·3000=21510 МВт·ч,

И?Э=800·21510 =17208 тыс. руб./г,

ИРЕМ =0.1·1784.25=178.425 тыс руб./г.

И=(1.14+78.9+178.425)·21.6+17208 =22791 тыс. руб./г,

Определение приведенных затрат

З=Ен·К+И,

Где ЕН - нормативный коэффициент сравнительной эффективности капитальных вложений, равный обратной величине срока окупаемости,

ЕН=0.12,

Вариант 1: З=0.12·26713.8+24385.5 =27591.16 тыс. руб./г.

Вариант 2: З=0.12·38539.8+22791 =27415 тыс. руб./г.

?З=((27591.16-27415)/ 27591.16) ·100%=1 %.

Варианты 1 и 2 можно считать равноэкономичными.

Определение периода окупаемости проекта

лет.

Вариант 1 и 2 можно считать равноэкономичными. Из равноэкономичных вариантов предпочтение отдается варианту с более высоким номинальным напряжением т.е. Варианту 2.

6. Выявление перспективных расчетных режимов работы электрических сетей

Режим работы электрической сети характеризуется состоянием ее схемы и ее отдельных элементов, величинами потребляемой и генерируемой мощности. В соответствии с этим различают нормальные и послеаварийные установившиеся режим работы электрической сети.

Выбор режимов производится для анализа работы перспективной сети. Рассмотрим режимы работы таких важных, вновь сооружаемых объектов, как новая подстанция Соколовская, воздушных линий 110 кВ.

На основании изложенного выше в разделе 3 принимаются в качестве расчетных следующие режимы:

1. Режим максимальных нагрузок при перспективном уровне электроснабжения на 2015 г. с увеличением мощности нагрузок на 20% (см. чертежи 2, 3).

2. Рассчитываются основные послеаварийные режимы.

В дипломном проекте рассмотрены наиболее характерные послеаварийные режимы, которые наступают вследствие отключения наиболее важных элементов. Такими элементами для данной сети являются ВЛЭП 220 кВ Трубино-Восточная, ВЛЭП 110 кВ Трубино- Жегалово; трансформаторы на подстанции Соколовская, автотрансформаторы АТДЦТН - 250000/220/110 на подстанции Трубино, группа однофазных трансформаторов АОДЦТН - 167000/500/220.

Расчет установившихся режимов производится для определения уровней напряжения на подстанциях, загрузки воздушных линий и автотрансформаторов на подстанциях с возросшими нагрузками.

7. Расчет и анализ перспективных режимов работы электрических сетей

В данном разделе представлены расчеты перспективных режимов работы проектируемой сети и их анализ.

Исходными данными для расчетов установившихся режимов указанных в разд. 6 по узлам и ветвям приведены в табл. 7.1, 7.2 и 7.3.

Таблица 7.1

N подстанции	U ВН кВ	U СН кВ	U НН кВ	Нагрузка НН (МВ*А)
514 Трубино	220	110	10	13.9+j8.8
212 Восточная	220	110	10	121+j74.7
692 Баскаково	220	110	10	103+j64
22 Кучино	110	35	10	18.6+j11.6
419 Минеральная	110	35	10	48.3+j30
157 Горенки	110	-	10	58.6+j36.3
681 Алмазово	110	-	10	18.7+j11.7
194 Кислородная	110	-	10	35.7+j22.2
705 Жегалово	110	35	10	25.8+j16
261 Соколовская	35	10	6	15.5+j9.6
27 Черная	35	-	6	14.5+j9
730 Гребнево	110	-	10	25.45+j15.8
83 Райки	110	-	10	12.5+j9.6
742 Орбита	110	-	10	15.2+j9.4
47 Щелково	110	35	6	14.1+j6.7
115 Чкалово	35	-	6	1+j0.6

Таблица 7.2

N подстанции	Типы трансформаторов
	Трансформатор	Sном, кВ*А	U ВН, кВ	U СН, кВ	U НН, кВ
514 Трубино	6хАОДЦТН-167000	167000	500	220	10
	2хАТДЦТН-250000	250000	220	110	10
	2хТРДН-25000	25000	110	-	10
212 Восточная	3хАТДЦТН-200000	200000	220	110	10
692 Баскаково	2хАТДЦТН-200000	200000	220	110	10
22 Кучино	2хТДТН-25000	25000	110	35	10
419 Минеральная	2хТРДЦН-63000	63000	110	-	10
	ТДТН-40000	40000	110	35	10
157 Горенки	2хТРДЦН-63000	63000	110	-	10
681 АЛМАЗОВО	2хТРДН-25000	25000	110	-	10
194 Кислородная	2хТРДЦН-63000	63000	110	-	10
705 Жегалово	2хТДТН-25000	25000	110	35	10
261 Соколовская	2хТДН-16000	16000	110	-	10
27 Черная	3хТМН-6300	6300	110	-	6
730 Гребнево	2хТРДН-40000	40000	110	-	10
83 Райки	2хТРДН-25000	25000	110	-	10
742 Орбита	2хТРДН-40000	40000	110	-	10
47 Щелково	2хТДТН-25000	25000	110	35	6
115 Чкалово	ТМН-5600	5600	35	-	6
8 Городищи	2хТМН-4000	4000	35	-	6
206 Фрязино	2хТРДН-40000	40000	110	-	10
	ТДТН-40000	40000	110	35	10
641 Гранит	ТДТН-40000	40000	110	35	10
549 Косино	2хТРДЦН-63000	63000	110	-	10

Таблица 7.3.

№	Название ЛЭП	Марка провода	Длина, км
	ВЛ 220 кВ
1	Трубино - Восточная	АС - 400/51	28,2
2	Баскаково - Восточная	АС - 500/26	4
	ВЛ 110 кВ
3	Восточная - Кучино	АС - 150/24	15
4	Восточная - Горенки	АС - 180/24	6
5	Кучино - Минеральная	АС - 150/24	10,1
6	Горенки - отп. Алмазово	АС - 150/24	7
7	Трубино - отп. Алмазово	АС - 150/24	25
8	отп. Алмазово	АС - 150/24	5
9	Горенки - Кислородная	АС - 150/24	5
10	Кислородная - Жегалово	АС - 150/24	10
11	Трубино - отп. Соколовская	АС - 150/24	8
12	Жегалово - отп. Соколовская	АС - 150/24	4
13	отп. Соколовская	АС - 70/11	1
14	Трубино - Гребнево	АС - 150/24	11,1
15	Гребнево - Райки	АС - 150/24	4,7
16	Райки - Орбита	АС - 150/24	4
17	Гребнево - Орбита	АС - 150/24	8,7
18	Гребнево - Щелково	АС - 120/27	1,5
19	Трубино - Щелково	АС - 120/27	11
20	Трубино - Фрязино	АС - 150/24	5
21	Фрязино - Гранит	АС - 150/24	20
22	Баскаково-Косино	АС - 150/24	4
23	Косино-Восточная	АС - 150/24	3
	ВЛ 35 кВ
24	Минеральная - Черная	АС - 120/27	4
25	Щелково - Чкалово	АС - 120/27	7
26	Чкалово - Городищи	АС - 120/27	6
27	Кучино - Черная	АС - 95/16	10

7.1 Режим максимальных нагрузок

Результаты расчета установившегося режима представлены в П.1. В результате анализа расчета установлено:

1. Напряжения в большинстве узлов сети энергосистемы не превышает 1,05 от Uном. Минимальное напряжение в сети 110 кВ на п/ст. Минеральная U=112 кВ (1,02 от Uном), максимальное напряжение на п/ст. Трубино U=116 кВ (1,054 от Uном). При этом в сети 220 кВ максимальный уровень напряжения на шинах п/ст. Баскаково и Восточная U=228 кВ (1,04 от Uном), минимальный уровень - на шинах п/ст. Трубино U=227 кВ (1,03 от Uном) результат расчета предоставлен в табл. П.1.1..

2. Наиболее загруженной является воздушная линия Восточная - Горенки Кз=0,634. Загрузка по остальным линиям не превышает оптимального значения результат расчета предоставлен в табл. П.1.2.

3. Загрузка автотрансформаторов и трансформаторов (табл. П.1.3.) не превышает номинальных значений (Кз<1). Для обеспечения данного режима, регулирование нужных уровней напряжения осуществлялось с помощью РПН, ПБВ трансформаторов, а также с помощью ЛТДН.

7.2 Режим минимальных нагрузок

Расчет режима минимальных нагрузок проводился для оценки уровней напряжения на подстанциях, и анализа перетоков реактивной мощности, при этом нагрузки на подстанциях составляли 40% от нагрузок в максимальном режиме:

1. Анализ результатов расчета (табл. П.1.4.), показывает, что напряжения в большинстве узлов сети энергосистемы находится в пределах Uном. Напряжение в сети 110 кВ находится в пределах 110-112 кВ (1,0 - 1,02 от Uном). При этом в сети 220 кВ максимальный уровень напряжения на шинах п/ст. Баскаково и Восточная U=230 кВ (1,05 от Uном), минимальный уровень - на шинах п/ст. Трубино U=218 кВ (0,995 от Uном).

2. Анализ результатов расчета (в табл. П.1.5.), показывает, что наиболее загружена воздушная линия Трубино - Восточная Кз=0,98. Загрузка по остальным линиям не превышает оптимального значения.

3. Загрузка автотрансформаторов и трансформаторов (табл. П.1.6.) не превышает номинальных значений (Кз<1). Для обеспечения данного режима, регулирование нужных уровней напряжения осуществлялось с помощью РПН, ПБВ трансформаторов, а также с помощью ЛТДН.

7.3 Послеаварийные режимы

Ниже представлены результаты расчетов послеаварийных режимов работы сети для перспективной нагрузки на 2015 год:

1. Отключение одного трансформатора ТДН -16000/110/10 на п/ст. Соколовская.

2. Отключение ЛЭП 110 кВ Трубино - Жегалово.

3. Отключение ЛЭП 220 кВ Трубино -Восточная.

4. Отключение одного автотрансформатора АТДЦТН - 250000/220/110 на п/ст. Трубино.

5. Отключение группы однофазных автотрансформаторов АОДЦТН - 167000/500/220 на п/ст. Трубино.

Результаты расчета установившегося режима представлены в Прил. 1.

7.3.1 Отключение одного трансформатора ТДН - 16000/110 на п/ст. Соколовская

В результате анализа расчета установлено (см. чертеж 3):

1. Напряжения в большинстве узлов сети энергосистемы не превышает 1,05 от Uном. Минимальное напряжение в сети 110 кВ на п/ст. Минеральная U=112 кВ (1,02 от Uном), максимальное напряжение на п/ст. Трубино U=116 кВ (1,054 от Uном). При этом в сети 220 кВ максимальный уровень напряжения на шинах п/ст. Баскаково и Восточная U=228 кВ (1,04 от Uном), минимальный уровень - на шинах п/ст. Трубино U=227 кВ (1,03 от Uном) результат расчета предоставлен в табл. П.1.7..

2. Наиболее загружена воздушная линия Восточная - Горенки Кз=0,635. Загрузка по остальным линиям не превышает оптимального значения. Результат расчета предоставлен в табл. П.1.8.

3. Загрузка автотрансформаторов и трансформаторов (табл. П.1.9.) не превышает номинальных значений (Кз<1). Трансформатор ТДН - 16000/110 работает с Кз=1.23, что не превышает предельного значения Кз=1.4. Для обеспечения данного режима, регулирование нужных уровней напряжения осуществлялось с помощью РПН, ПБВ трансформаторов, а также с помощью ЛТДН.

7.3.2 Отключение ЛЭП 110 кВ Трубино - Жегалово

В результате расчета установлено (см. чертеж 3):

1. Напряжения в большинстве узлов сети энергосистемы не превышает 1,05 от Uном. Минимальное напряжение в сети 110 кВ на п/ст. Минеральная U=112 кВ (1,02 от Uном), максимальное напряжение на п/ст. Трубино U=116 кВ (1,054 от Uном). При этом в сети 220 кВ максимальный уровень напряжения на шинах п/ст. Баскаково и Восточная U=228 кВ (1,04 от Uном), минимальный уровень - на шинах п/ст. Трубино U=227 кВ (1,03 от Uном) результат расчета предоставлен в табл. П.1.10..

2. Наиболее загружена воздушная линия Трубино - отп. Соколовская Кз=0,7. Загрузка по остальным линиям не превышает оптимального значения. Результат расчета предоставлен в табл. П.1.11.

3. Загрузка автотрансформаторов и трансформаторов (табл. П.1.12.) увеличилась по сравнению с нормальным режимом работы, но не превышает номинальных значений (Кз<1). Для обеспечения данного режима регулирование нужных уровней напряжения осуществлялось с помощью РПН, ПБВ трансформаторов, а также с помощью ЛТДН.

7.3.3 Отключение ЛЭП 220 кВ Трубино -Восточная

В результате расчета установлено (см. чертеж 3):

1. Напряжения в большинстве узлов сети не превышает 1,05 от Uном. Минимальное напряжение в сети 110 кВ на п/ст. Минеральная U=110 кВ (1,0 от Uном), максимальное напряжение на п/ст. Трубино U=114 кВ (1,054 от Uном). При этом в сети 220 кВ максимальный уровень напряжения на шинах п/ст. Трубино U=227 кВ (1,03 от Uном), минимальный уровень - на шинах п/ст. Восточная и Баскаково U=225 кВ (1,02 от Uном) результат расчета предоставлен в табл. П.1.13..

2. Наиболее загружена воздушная линия Восточная - Горенки Кз=0,875. Загрузка по остальным линиям не превышает оптимального значения. Результат расчета предоставлен в табл. П.1.14.

3. Загрузка автотрансформаторов (табл. П.1.15.) увеличилась по сравнению с нормальным режимом работы, но не превышает номинальных значений (Кз<1). Для обеспечения данного режима регулирование нужных уровней напряжения осуществлялось с помощью РПН, ПБВ трансформаторов, а также с помощью ЛТДН.

7.3.4 Отключение одного автотрансформатора АТДЦТН -250000/220/110 на п/ст. Трубино

В результате расчета установлено (см. чертеж 3):

1. Напряжения в большинстве узлов сети не превышает 1,05 от Uном. Минимальное напряжение в сети 110 кВ на п/ст. Минеральная U=113 кВ (1,027 от Uном), максимальное напряжение на п/ст. Баскаково U=118 кВ (1,07 от Uном). При этом в сети 220 кВ максимальный уровень напряжения на шинах п/ст. Трубино U=226 кВ (1,03 от Uном), минимальный уровень - на шинах п/ст. Восточная и Баскаково U=223 кВ (1,02 от Uном) результат расчета предоставлен в табл. П.1.16..

2. Наиболее загружена воздушная линия Восточная - Горенки Кз=0,97. Загрузка по остальным линиям не превышает оптимального значения. Результат расчета предоставлен в табл. П.1.17.

3. Загрузка автотрансформаторов и трансформаторов (табл. П.1.18.) не превышает номинальных значений (Кз<1). На п./ст. Трубино автотрансформатор АТДЦТН - 250000/220/110 работает с Кз=1.4, что является предельным значением. Для обеспечения данного режима, регулирование нужных уровней напряжения осуществлялось с помощью РПН, ПБВ трансформаторов, а также с помощью ЛТДН.

7.3.5 Отключение группы однофазных автотрансформаторов АОДЦТН - 167000/500/220 на п/ст. Трубино

В результате расчета установлено:

1. Напряжения в большинстве узлов сети не превышает 1,05 от Uном. Минимальное напряжение в сети 110 кВ на п/ст. Минеральная U=110 кВ (1,0 от Uном), максимальное напряжение на п/ст. Баскаково U=114 кВ (1,04 от Uном). При этом в сети 220 кВ максимальный уровень напряжения на шинах п/ст. Восточная и Баскаково U=225 кВ (1,024 от Uном), минимальный уровень - на шинах п/ст. Трубино U=224 кВ (1,018 от Uном) результат расчета предоставлен в табл. П.1.19..

2. Наиболее загружена воздушная линия Восточная - Горенки Кз=0,65. Загрузка по остальным линиям не превышает оптимального значения. Результат расчета предоставлен в табл. П.1.20.

3. Загрузка автотрансформаторов и трансформаторов (табл. П.1.21.) не превышает номинальных значений (Кз<1). На п./ст. Трубино группа однофазных автотрансформаторов АОДЦТН - 167000/500/220 работает с Кз=0.8, что не превышает предельного значения Кз=1.4. Для обеспечения данного режима, регулирование нужных уровней напряжения осуществлялось с помощью РПН, ПБВ трансформаторов, а также с помощью ЛТДН.

Работа сети в нормальном режиме соответствует требования [2] с точки зрения уровней напряжений, величины загрузки элементов сети.

Выбранные номера ответвлений РПН и ПБВ автотрансформаторов и трансформаторов и линейных регуляторов выше описанных режимов предоставлены на схемах в Прил. 1.

8. Разработка проекта подстанции 110/10

8.1 Характеристика подстанции и ее нагрузок

Проектируемую подстанцию “Соколовская” можно отнести к категории тупиковых подстанций, питаемая по двум отпайкам (ЛЭП Трубино - Жегалово). Высшее напряжение 110 кВ, низшее 10 кВ. Подстанция обслуживается персоналом на щите управления.

Как было определено в разд. 4, на подстанции устанавливаем два трансформатора ТДН - 16000/110. Параметры трансформатора приведены в табл. 8.1:

Таблица 8.1.

Sном	UВН	UНН	Uк	Pхх	Pк	Iк
МВА	кВ	кВ	%	кВт	кВт	%
16	115	11	10,5	19	85	0,7

Максимальные значения активной, реактивной и полной мощностей:

Pmax=15.5 МВт,

Qmax=9,6 Мвар,

, (8.1)

Smax= ().

8.2 Расчет токов короткого замыкания

Исходными данными для расчета токов короткого замыкания являются:

Хс1*=1.0 (о.е) - сопртивление системы (п./ст. Трубино) прямой последовательности;

SC1=3820 () - мощность системы п./ст. Трубино;

Iкз(3)=19.18 (кА) - ток трехфазного кз п./ст. Трубино;

Х0с1*=1.78 (о.е) - сопртивление системы (п./ст. Трубино) нулевой последовательности;

Хс2*=0.99 (о.е) - сопртивление системы (п./ст. Жегалово) прямой последовательности;

SC2=1581.5 () - мощность системы п./ст. Жегалово;

Х0с2*=1.286 (о.е) - сопртивление системы (п./ст. Жегалово) нулевой последовательности;

Iкз(3)=7.94 (кА) - ток трехфазного кз п./ст. Жегалово;

На проектируемой подстанции рассчитывается начальное значение периодической составляющей тока короткого замыкания - Iпо:

на шинах 10кВ - трехфазного кз (точка К2);

на шинах 110 - трехфазного и однофазного кз (точка К1).

При определении параметров схемы замещения используется система относительных единиц. Величина базовой мощности Sб=1000 МВА, базовые напряжения: 10.5, 115.

Расчетная схема представлена на рис.8.1

рис. 8.1.

Схема замещения представлена на рис 8.2

рис. 8.2.

Найдем сопротивление систем при базисных условиях:

(о.е.).

(о.е.).

сопротивление трансформатора

Х9=Xтб=;

сопротивление линий

Uср л = 115 (кВ);

;

; ;

.

Преобразуем схему и найдем результирующие сопротивления схемы:

;

.

Приняв точки кз удаленными, можно считать =1. Базовые токи при кз в точке К1:

кА,

в точке К2:

кА.

Токи при 3ф. КЗ в точках К1 и К2 :

(кА);

(кА).



Рис. 8.3. Схема замещения нулевой последовательности

Результирующие сопротивления схемы нулевой последовательности:

;

;

Линии: Х0/X1 = 4,7 (двухцепные с тросами), Х0/X1 = 5,5 (двухцепные без тросов);

X7 = X8 = 5,5·X1 = 5,5·0,242 = 1,331;

X9=X10 = 4,7·X3 = 4,7·0,12 = 0,564;

X11=X12 = 4,7·X5 = 4,7·0,03 = 0,14.

Преобразуем схему и найдем результирующие сопротивления схемы нулевой последовательности:

;

Ток однофазного кз в точке К1:

кА,

Ток трехфазного кз в точке больше К1 однофазного. Следовательно, все оборудование в дальнейшем будет приниматься по току трехфазного кз. Он является расчетным.

Находим ударные токи:

- на стороне ВН

, где

Kу - ударный коэффициент

- на стороне НН

.

кА.

Результаты расчета сведем в табл. 8.2

Таблица 8.2

Место КЗ	Точка к.з.	Начальное значение периодической составляющей токов , кА	Ударный ток 3х- ф. к.з. ,кА	Ударный ток 1- ф. к.з. ,кА
		Трехфазное к.з.	Однофазное к.з.
Шины ВН, 110 кВ		18.05	8.83	45.9	22.5
Шины НН, 10 кВ		8.04	-	21	-

8.3 Выбор электрической схемы распределительного устройства подстанции

Исходя из назначения данной подстанции, при двух присоединениях выбрана схема c ремонтной перемычкой со стороны линий 110 кВ (рис.8.3).

Рис.8.3. Схема распределительного устройства

На стороне 10кВ - одна одиночная, секционированная выключателем, система шин (рис.8.4).

Рис.8.4. Одна одиночная, секционированная выключателем, система шин

8.4 Выбор типов релейной защиты, автоматики, измерений

Выбор типов релейной защиты, установленной на подстанции, осуществляется в объеме выбора защит силового трансформатора и защит на стороне 10 кВ

а) На силовом трансформаторе ставятся следующие типы защит:

Продольная дифференциальная защита от коротких замыканий трансформатора и на его выводах (tрз=0.1 с). [Д]

Газовая защита от внутренних повреждений в трансформаторе и от понижения уровня масла в трансформаторе(tрз=0.1 с). [Г]

Максимально-токовая защита от сверхтоков короткого замыкания (tрз= 2.1с). [ТВ]

Максимально-токовая защита устанавливается со стороны питания

Максимально-токовая защита от сверхтоков перегрузки с действием на сигнал. [ТВ]

На секционном выключателе 10кВ устанавливается комплект МТЗ (tрз=1.6 с). [ТВ]

На кабелях, отходящих к потребителю, устанавливаются следующие виды релейной защиты:

Максимально-токовая защита от сверхтоков короткого замыкания

(tрз= 1.0с). [ТВ]

Токовая отсечка, если кабель не проходит по термической стойкости по времени действия МТЗ (tрз=0.1-0.2 с). [Т]

Токовая защита, сигнализирующая замыкание на землю в кабеле [Т0]

На шинах 10 кВ должен быть предусмотрен контроль изоляции с использованием трансформатора НТМИ. Контроль изоляции выполняется в виде комплекта реле напряжения, включаемого на обмотку разомкнутого треугольника, и реле времени с действием на сигнал. Кроме того, предусматривается возможность определения поврежденной фазы с помощью вольтметра, подключаемого на фазные напряжения.

На стороне высшего напряжения устанавливаются быстродействующие защиты (tрз= 0.1с).

На проектируемой подстанции предусмотрены следующие виды автоматики.

Автоматическое включение резерва [АВР] на секционном выключателе 10кВ и на автомате 0.4 кВ трансформатора собственных нужд.

Автоматическое повторное включение линий ВН [АПВ] и на секционном выключателе.

Автоматическое включение охлаждающих устройств трансформатора.

8.5 Выбор аппаратов и токоведущих частей

Для выбора аппаратов и токоведущих частей необходимо рассчитать ток продолжительного режима Iпрод. расч., табл. 8.3.

Найдем номинальные токи трансформатора соответствующие сторонам ВН и НН трансформатора:

и .

Таблица 8.3

Обозначение	Выключатель или токоведущая часть	Вариант подстанции
Q1 и I	Выключатель и ошиновка трансформатора на стороне низшего напряжения	кА
Q2	Секционный выключатель шин 10 кВ
Q3	Выключатель на линиях потребителей 10 кВ
Q4	Выключатель на стороне высшего напряжения	А
II	Сборные шины низшего напряжения	А
III	Сборные шины высшего напряжения	А

8.5.1 Выбор элегазовой ячейки ПАСС МО-145

Таблица 8.4

Расчетные данные	Силовой выключатель	Условия выбора или проверки
Uсети=110 кВ Iпрод.расч.=k2Iт,ном Iпрод.расч.=92.4 А	Uном=220 кВ Iном=2500 А	По условиям длительного режима Uном Uсети I прод.расч. Iном
iу=45,9 кА	id=100 кА	По электродинамической стойкости id iу
tрз=0.1 с		По термической стойкости tзап max tрз
кА кА	кА	По коммутационной способности, амплитуде полного тока отключения
iу=45,9 кА =18,05 кА	iв.ном=100 кА Iв.ном=100 кА	По току включения iв.ном iу Iв.ном

где Uном и Iном - номинальное напряжение и номинальный ток выключатель;

Uсети - номинальное напряжение сети, где установлен выключатель;

Iпрод.расч - максимальный ток ремонтного или послеаварийного режима, определяемого согласно табл.8.2.;

id - амплитудное значение предельного сквозного тока кз;

tрз - время действия релейной защиты цепи, где установлен выключатель;

tо.в. - полное время отключения выключателя с приводом;

Iо.ном - номинальный ток отключения выключателя;

- номинальное относительное содержание апериодической составляющей в отключаемом токе при номинальном токе отключения;

- апериодическая составляющая тока кз в момент времени ,

;

tзащ.мин - минимальное время срабатывания релейной защиты (tзащ.мин=0.01с);

tо.с - собственной время отключения выключателя с приводом;

iв.ном - амплитудное значение номинального тока включения;

Iв.ном - действующие значение номинального тока включения выключателя;

Iтер, tтер - ток и время релейной защиты по условию термической стойкости;

К табл. 8.3:

с;

с;

кА;

кА;

кА;

;

Разъединитель-заземлитель

Таблица 8.5.

Расчетные данные	Каталожные данные	условие выбора
Uсети=110 кВ Iпрод.расч.=92.4 А	Uном=110 кВ Iном=2500 А	по условию длительного режима
iу=45.9кА	iдин=100 кА	по динамической стойкости
tрз=0.1 с		по термической стойкости

Проверка трансформатора тока приведена в табл. 8.6:

Таблица 8.6

Расчетные данные	Каталожные данные	условие выбора
Uсети=110 кВ Iпрод.расч.=92.4 А	Uном=110 кВ Iном=150 А	по условию длительного режима

8.5.2 Выбор высоковольтных выключателей и их приводов

Выбор вводного выключателя, тип выключателя ВВТЭ-10 -20/1000УХЛ2 по [4].

Таблица 8.7

Расчетные данные	Каталожные данные	Условия выбора
Uсети=10 кВ Iпрод.расч.=965.8 А	Uном=10 кВ Iном=1000 А	По условиям длительного режима
= =15.5кА	= =35.74кА	По коммутационной способности
кА	iдин=52 кА	По динамической стойкости
tрз=2.6 c.		По термической стойкости
кА кА	кА кА	По току включения
Тип привода		ДПП

По [4] принимаю КРУ со шкафами К-47 с номинальным током шин 1000 А.

Для таблицы 8.7:

;

с,

ф = t защ.мин.+ t о.с.= 0.01 + 0.05 = 0.06 с ; с;

кА ;

кА.

Выбор секционного выключателя тип выключателя ВК-10 -630-20У2 по [4].

Таблица 8.8

Расчетные данные	Каталожные данные	условие выбора
Uсети=10 кВ Iпрод.расч.=579 А	Uном=10 кВ Iном=630 А	по условию длительного режима
= =15.5кА	= =35.74кА	по коммутационной способности
кА	iдин=52 кА	По динамической стойкости
tрз=1.6 c.		По термической стойкости
кА кА	кА кА	По току включения
Тип привода		ДПП

По [4] принимаю КРУ со шкафами К-47 с номинальным током шин 630 А.

Для таблицы 6.4:

;

с,

ф = t защ.мин.+ t о.с.= 0.01 + 0.05 = 0.06 с ; с;

кА ;

кА.

Выбор выключателя отходящей кабельной линии тип выключателя ВК-10 -630-20У2 по [4].

Таблица 8.9

Расчетные данные	Каталожные данные	условие выбора
Uсети=10 кВ Iпрод.расч.=135.8 А	Uном=10 кВ Iном=630 А	по условию длительного режима
= =15.5	= =35.74	по коммутационной способности
кА кА	кА кА	По динамической стойкости
tрз=1.2 c.		По термической стойкости
Тип привода		ДПП

По [4] принимаю КРУ со шкафами К-47 с номинальным током шин 630 А.

Для таблицы 8.9:

;

с,

ф = t защ.мин.+ t о.с.= 0.01 + 0.05 = 0.06 с ; с;