ТИТУЛЬНЫЙ ЛИСТ_Дорохов (1226883), страница 2

Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 2)

В связи с возросшим энергопотреблением со стороны коммунальных и промышленных потребителей необходимо выполнить проект подстанции на напряжение 110/10 кВ. Данная подстанция предназначена для электроснабжения промышленных предприятий, таких как насосная станция и прилегающего района.

Развитие электрических сетей в условиях формирования и дальнейшего эффективного функционирования рынка электроэнергии должно учитывать факторы, которые обусловлены стремительным научно-техническим прогрессом. Так в программах развития электроэнергетики до 2030 года важное место уделено вопросу энергетической безопасности, при этом указаны задачи развития электроэнергетики. В числе этих задач следующие:

• обеспечение гарантии надежного энергоснабжения;

• повышение эффективности использования энергоресурсов;

• уменьшение вредного воздействия на окружающую среду.

Одним из направлений работы по выполнению перечисленных задач являются инновационное проектирование электросетей, в рамках которого реализуется:

• внедрение в схемах электроснабжения новых и передовых технических решений;

• применение в проектах строительства и реконструкции электросетей современных конструкторских разработок и материалов;

• применение современных методик расчетов.

Насосная - объект со значительным электропотреблением и высокими требованиями к надежности электроснабжения. Поэтому при проектировании должна быть решена задача минимизации потерь электроэнергии.

1 ФОРМИРОВАНИЕ СХЕМ ГЛАВНЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ

СОЕДИНЕНИЙ ЭЛЕКТРОУСТАНОВОК

1.1 Основные требования Минэнерго к схемам главных

электрических соединений электроустановок

Решением [1] Минэнерго на основании разработок энергосети утвердило новые варианты схем РУ электроустановок напряжением 6(10) 750 кВ, по которым выполняются типовые проектные решения и которые являются обязательными при проектировании ПС всех ведомств, эксплуатирующихся структурами Минэнерго РФ. Применение нетиповых схем требует дополнительных обоснований [1].

В соответствии с решением Минэнерго, схемы РУ высокого напряжения должны удовлетворять следующим основным требованиям:

• Предусматривать вывод выключателей в ремонт без перерыва электроснабжения, в том числе с использованием ремонтных перемычек (мостиковых схем) обходных, подменных выключателей (для КРУ);

• число одновременно срабатывающих выключателей в пределах одного РУ до 500 кВ должно быть не более двух;

• число силовых трансформаторов (автотрансформаторов) одного напряжения – не более двух. Уточнение числа трансформаторов свыше двух требует обоснования;

• схемы с отделителями применять при напряжении 110 кВ и мощности трансформаторов ≤ 25 МВА;

• блочные схемы (блок линия – трансформатор без коммутационной аппаратуры) на стороне ВН применять для тупиковых (до 500 кВ) ПС;

• мостиковые схемы на стороне ВН применять на ПС 35…220 кВ при необходимости секционирования питающих ЛЭП и S_т≤63 МВА;

• при 110, 220 кВ мостиковые схемы применяются с ремонтной перемычкой. Мостик с выключателем в перемычке и отделителями (с короткозамыкателями) к трансформаторам применять при напряжении 110 кВ и S_n≤25 МВА.

1.2 Разработка структурной схемы понизительной подстанции

Формирование схем главных электрических соединений ЭУ наиболее целесообразно производить, используя их структурные схемы. Основным элементом, связывающим между собой РУ различных напряжений, являются силовые трансформаторы. Возможные варианты схем РУ различных напряжений в зависимости от способов подключения ПС к питающим ЛЭП и требованиям к надежности электроснабжения потребителей определяются рекомендациями Минэнерго и ведомственными решениями.

По способу подключения к ВЛ подстанция является промежуточной отпаечной.

Учитывая выше сказанное, а также опираясь на литературу [2], выбираем структурную схему подстанции (рисунок 1.1).

1.3 Формирование схем главных электрических соединений

подстанции

Структурные схемы определяют основные планы входящих в их состав РУ. Требования к схемам РУ общего энергетического назначения устанавливает Минэнерго. Категория сложности схемы главных электрических соединений РУ зависит от рабочего напряжения, выполняемых функций и требований надежности электроснабжения потребителей.

Связь отдельных РУ осуществляется с помощью трансформаторов и автотрансформаторов. Полная схема главных электрических соединений электроустановки включает вводы РУ с указанием трансформаторных связей между ними, измерительные трансформаторы (тока и напряжения) и фидера питающие потребители электрической энергии [1].

Рисунок 1.1 – Структурная схема понизительной подстанции «»

1.3.1 Выбор схемы РУ 110 кВ

РУ 110 кВ промежуточной отпаечной подстанции выполняем из двух блоков с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линии без выключателя (рисунок 1.2) согласно [1, 2].

Рисунок 1.2 – Схема 110-4Н. Промежуточная отпаечная подстанция с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линии без выключателя

1.3.2 Выбор схемы РУ 10 кВ

Согласно [1, 2] РУ 10 кВ выполняем с одиночной, секционированной выключателем системой шин (рисунок 1.3).

Рисунок 1.3 – Схема 10-1. Одна одиночная, секционированная выключателем система шин

2 РАСЧЕТ МОЩНОСТИ ПОДСТАНЦИИ

2.1 Расчет мощности потребителей

Режимы потребления электроэнергии отдельных потребителей характеризуются графиками потребления электрической энергии, отображающие изменение потребляемой мощности в течение заданного промежутка времени.

Для построения графиков нагрузки на шинах 10 кВ используются данные контрольных замеров, проведенных в зимний (декабрь 2013 года) и летний (август 2013 года) период (приложение А, таблица 2.1 и таблица 2.2).

Построим на основании контрольных замеров графики активных нагрузок потребителей на шинах 10 кВ в зимний и летний период времени, (рисунок 2.1).

1- летний период; 2-зимний период

Рисунок 2.1 – Графики активных нагрузок потребителей

на шинах 10 кВ подстанции 110/10 кВ

По графиках видно, что максимальная активная нагрузка (P_max), равна 6236,100 кВт, в зимний период, а в летний 2814,600 кВт, так как расчеты будем вести из максимальных значений, то P_max=6236,600 кВт.

Построим графики реактивных нагрузок (рисунок 2.2)

1- летний период; 2 – зимний период

Рисунок 2.2 – Графики реактивных нагрузок

потребителей 10 кВ подстанции 110/10 кВ «»

Из графиков видно, что максимальная реактивная нагрузка Q_max=2749,900 квар, в зимний период, и максимальная реактивная нагрузка, в летний период, равна 1117,600 квар, принимаем Q_max=2749,900 квар.

Полученные графики нагрузок изобразим на листе 2 чертежей БР 13.03.02 022. 001.

2.2 Полная мощность потребителей

Полную мощность определяем с учетом потерь в высоковольтных и в трансформаторах подстанции [3]. При этом постоянные потери (Р_пост) считаем неизвестными в течении суток независимо от времени нахождения трансформатора в работе и принимаем 2% от полной мощности, а переменные (Р_пер) сетях и обмотках трансформатора, зависящие от изменяющейся в течение суток нагрузки, принимаем 6%.

С учетом этого полная мощность потребителей определяем геометрической суммой активных и реактивных мощностей, кВА:

, (2.1)

где - максимальная суммарная активная мощность потребителей на шинах 10 кВ, кВт; - максимальная суммарная реактивная мощность потребителей на шинах 10 кВ, кВар.

Подставляя значения в формулу (2.1), находим:

кВА.

2.3 Мощность собственных нужд. Выбор трансформаторов

собственных нужд

Расчеты проводим согласно [4]

Требуемую мощность для питания собственных нужд переменного тока определяем суммированием присоединенной мощности всех потребителей.

Для каждого потребителя параметры определяются по формулам:

Р_расч. = Р_уК_с, (2.2)

Q_расч. = Р_расч.tg φ. (2.3)

Расчетная мощность собственных нужд определяем по формуле:

(2.4)

В ремонтных условиях с учетом допустимой сезонной перегрузки на 15% мощность трансформатора, кВА определяем по формуле:

, (2.5)

где S_рем - дополнительная временная нагрузка при ремонте, кВ*А. Согласно

таблице 2.2 S_рем=38 кВА; n - количество трансформаторов собственных нужд.

Результаты расчета сводим в таблицу 2.2.

Подставляя известные значения величин в формулы (2.4 - 2.5) определяем:

S_{с.н.рас.}= кВ*А,

кВ*А .

Таблица 2.2 – Расчет мощности потребителей собственных нужд

Окончание таблицы 2.2

Выбираем [5] двухобмоточный трехфазный трансформатор внутренней установки типа ТМ-250/10 У1 со следующими характеристиками:

• Номинальная мощность, S_н – 250 кВА;

• Номинальное напряжение, U_вн. – 10 кВ;

• Номинальное низкое напряжение, U_нн. – 0,4 кВ;

• Потери холостого хода, ΔР_х..х. – 0,660 кВт;

• Потери короткого замыкания, ΔР_к.з. – 3,7 кВт;

• Ток холостого хода, I_х..х. – 2,3 %;

• Напряжение короткого замыкания, U_к – 4,5%.

На подстанции устанавливаем два трансформатора собственных нужд со вторичным напряжением 0,4 кВ, каждый из которых рассчитан на полную мощность потребителей собственных нужд.

2.4 Полная расчетная мощность для выбора главных понижающих трансформаторов

Расчетная полная мощность для выбора главных понижающих трансформаторов определяется нагрузкой вторичных цепей [3]:

Характеристики

Список файлов ВКР