Logo GenDocs.ru

Поиск по сайту:  

Загрузка...

Проект оптимальной реконструкции электрических сетей филиала Вологдаэнерго МРСК Северо - файл Диплом весь.doc


Проект оптимальной реконструкции электрических сетей филиала Вологдаэнерго МРСК Северо
скачать (11855.6 kb.)

Доступные файлы (7):

Варианты реконструкции сети.vsd
Диплом весь.doc27291kb.29.05.2011 03:32скачать
Механическая часть ВЛ.vsd
План ОРУ 110 ПС Мелешево.vsd
Разрез ОРУ 110 ПС Мелешево.vsd
Схема электрических соединений ПС Мелешево.vsd
Схема электрических соединений сети.vsd

содержание
Загрузка...

Диплом весь.doc

  1   2   3   4   5   6   7   8   9   ...   19
Реклама MarketGid:
Загрузка...

Содержание





Содержание 2

1 Обоснование темы проекта 3

1.1 Характеристика сетевого района 3

2 Анализ существующей схемы сети и режимов её работы 5

2.1 Расчёт режимов работы сети в режиме максимальных и минимальных нагрузок 5

2.2 Расчет наиболее тяжелых послеаварийных режимов работы сети 9

3 Разработка и технико-экономическое обоснование оптимального варианта реконструкции сети 12

3.1 Выбор числа и мощности трансформаторов на подстанции “Мелешево” 12

3.2 Выбор вариантов реконструкции сетевого района 18

3.3 Выбор сечений проводов ВЛ 28

3.4 Режимы работы различных вариантов сети с учетом увеличения нагрузки за пять лет 30

3.5 Технико-экономическое сравнение вариантов 45

4 Анализ и оптимизация основных режимов работы сети с учетом объектов проектирования 52

4.1 Анализ основных режимов работы сети 52

4.2 Оптимизация режимов работы сети 59

4.2.1 Определение целесообразности компенсации реактивной мощности 59

4.2.2 Повышение уровней напряжения 62

4.2.3 Размыкание контуров 62

5 Предварительная компоновка ПС Мелешево 62

6 Расчет токов короткого замыкания и определение расчётных условий для ОРУ 110 кВ и РУ 10 кВ 63

6.1 Расчёт токов короткого замыкания 63

6.2 Определение расчётных условий для ОРУ 110 кВ и РУ 10 кВ 65

7 Выбор оборудования подстанции «Мелешево». 67

7.1 Выбор количества, типа, мощности трансформаторов собственных нужд и схемы собственных нужд подстанции 67

7.2 Выбор выключателей в РУ-110 кВ 71

7.3 Выбор выключателей в РУ-10 кВ 72

7.4 Выбор разъединителей 110 кВ 74

7.5 Выбор заземлителей 75

7.6 Выбор предохранителей 75

7.7 Выбор токопроводов РУ всех напряжений 76

7.8 Выбор подвесных изоляторов 80

7.9 Выбор опорных изоляторов 110 кВ 80

7.10 Выбор опорных изоляторов 10 кВ 80

7.11 Выбор проходных изоляторов 10 кВ 81

7.12 Выбор трансформаторов тока 110 кВ 81

7.13 Выбор трансформаторов тока 10 кВ 83

7.14 Выбор измерительных трансформаторов напряжения 110 кВ 85

7.15 Выбор измерительных трансформаторов напряжения 10 кВ 86

7.16 Выбор схемы оперативного тока на подстанции и его источников 87

7.17 Выбор оборудования для организации каналов высокочастотной связи 88

8 Выбор мероприятий по защите от грозовых и внутренних перенапряжений 89

9 Расчет заземления и молниезащиты проектируемой подстанции 91

91

9.1 Выбор конструкции и расчет параметров защитного заземления 91

8.2 Расчёт молниезащиты 95

10 Обоснование необходимости компенсации емкостных токов и выбор компенсирующих устройств 97

12 Выбор конструктивных элементов и расчёт механических 98

характеристик линий электропередачи. 98

12.1 Расчёт проводов и тросов на механическую прочность. 101

12.1.1 Расчёт ветровых и гололедных нагрузок. Влияние температуры. 101

12.1.2 Определение удельных нагрузок на провод 103

12.1.3 Расчетные климатические условия 104

12.1.4 Расчет напряжения в проводе и стрел провеса 105

12.2 Выбор изоляторов и линейной арматуры 107

12.2.1 Выбор изоляторов 107

12.2.2 Выбор линейной арматуры 108

12.2.3 Защита проводов и троса от вибрации 111

12.3 Расстановка опор по профилю трассы 112

12.4 Расчет монтажных стрел провеса провода и троса 118

13 Организационная и экономическая части проекта 121

13.1 Расчет основных технико-экономических показателей 121

13.2 Расчет численности производственного технического персонала (ЧППП) 125

13.3 Планирование фонда оплаты труда 127

13.4 Расчет себестоимости передачи и распределения электроэнергии 129

13.5 Организация обслуживания подстанции Мелешево 131

13.6 Основные технико-экономические показатели 132

14 Мероприятия по безопасности жизнедеятельности 133

14.1 Требования техники безопасности к устройству и эксплуатации распределительных устройств напряжением выше 1000 В 133

15 Обеспечение устойчивости объектов энергетических систем при стихийных бедствиях, экологических нарушениях и террористических актах 139

15.1 Организация бригад для проведения неотложных аварийно-восстановительных работ при стихийных бедствиях 139

Заключение 141

Приложение А 142

(справочное) 142

Библиографический список 142





^

1 Обоснование темы проекта

1.1 Характеристика сетевого района



В настоящем проекте рассматривается комплексная задача по проектированию подстанции Мелешево и анализу возможной реконструкции сети филиала «Вологдаэнерго» МРСК «Северо-Запада» с точки зрения дальнейшей оптимизации сети по надёжности электроснабжения потребителей и снижению потерь.

Рассматриваемый сетевой район филиала «Вологдаэнерго» МРСК «Северо-Запада» включает в себя 1 подстанцию с высшим напряжением 500 кВ (ПС «Вологодская»), 7 подстанций с высшим напряжением 220 кВ, 23 подстанции с высшим напряжением 110 кВ. Балансирующий узел – ПС Вологодская.

В приложении к заданию в таблицах 1 ПЗ – 6 ПЗ представлены характеристики источников питания, подстанций, потребителей электроэнергии, линий электропередачи и климатических условий в месте расположения объекта проектирования. На рисунках 1 ПЗ – 3 ПЗ представлены конфигурация сетевого района, схема электрических соединений и электрическая схема для расчёта токов короткого замыкания.

Сетевой район расположен в II климатическом районе по гололеду, в II климатическом районе по ветру. Среднегодовая температура, температуры в зимний и летний периоды приведены в таблице 5 приложения к заданию.

Характеристики потребителей электроэнергии данной подстанции и суточный график их нагрузки представлены в таблице 6 ПЗ и на рисунке 4 ПЗ. От подстанции Мелешево осуществляется электроснабжение потребителей 1, 2 и 3 категорий по надежности электроснабжения. Потребитель – предприятие деревообрабатывающей промышленности. Максимальная мощность нагрузки – 23,5 МВт. Величина оперативного резерва по сети 10 кВ в режиме максимальных нагрузок – 10 %, в режиме минимальных нагрузок – 15 %.

^

2 Анализ существующей схемы сети и режимов её работы

2.1 Расчёт режимов работы сети в режиме максимальных и минимальных нагрузок



Необходимость проведения анализа существующей схемы сети и режимов ее работы заключается в выявлении и правильной оценке возможных вариантов подключения проектируемой подстанции “Мелешево”, а также основных направлений реконструкции сети в связи с ее подключением. Для расчёта режимов работы электрической сети в дипломном проекте применяется программа «Энергия».

На рисунках 2.1 и 2.2 представлены потоки активной и реактивной мощности, напряжения в узлах и ступени РПН трансформаторов в максимальном и минимальном режимах соответственно, обеспечивающие напряжения на вторичной стороне подстанций в соответствии с ниже указанными нормами.

Во всех режимах были отрегулированы напряжения у потребителей. Согласно [1] в режиме максимальных нагрузок напряжения на низкой стороне поддерживались на уровне , в режиме минимальных нагрузок – не выше , а в послеаварийных режимах – не ниже .

В таблице 2.1 представлены токи по линиям в максимальном и минимальном режимах.

Таблица 2.1 – Токи по линиям электропередачи


Наименование линии

электропередачи















Допустимый

ток на

одну цепь,

А

1

2

3

4

5

6

7

8

9

Вологодская - Отпайка Сокол

529

435

533

535

527

531

539

690

Вологодская - Отпайка Сокол

404

332

406

408

401

403

411

690

Сокол - Семигородняя

51

43

72

81

44

35

62

445

Сокол - Кадников

10

8

10

10

10

10

10

445

Сокол - Кадников

202

163

243

141

203

207

340

445

Сокол - Биряково

174

141

214

115

175

179

-

445

Отпайка Сокол - Сокол

280

224

310

262

275

273

279

690

Отпайка Сокол - Кадниковский

253

212

242

278

258

264

266

690

Семигородняя - Харовск (Т)

45

38

70

76

39

30

56

445

Харовск (Т) - Харовск

70

97

103

126

94

76

117

445

Харовск (Т) - Харовск

135

80

85

104

78

63

97

445

Чекшино - Воробьево

190

153

231

129

191

195

328

445

Воробьево - Шуйское

12

9

11

12

12

12

12

330

Воробьево - Погорелово

168

135

210

107

169

174

304

445

Погорелово - Царево

135

109

171

82

137

140

119

330

Погорелово - Тотьма-2

173

139

219

104

175

180

151

605

Биряково - Погорелово

169

135

210

111

170

174

5

330

Харовск (Т) - Кадниковский

212

178

198

238

226

237

225

690

Кадниковский - Коноша

205

170

190

232

218

229

219

690

Отпайка Сокол - Сокол

130

105

180

111

130

133

127

690

Отпайка Сокол - Харовск (Т)

298

249

289

323

294

294

312

690

Кадниковский - Явенга (Т)

239

198

225

265

245

251

253

690

Харовск - Пундуга

28

24

27

35

41

51

30

445

Сямжа - Чушевицы

92

78

85

109

37

15

100

330

Чушевицы - Верховажье

84

72

78

101

34

20

92

330

Верховажье - Вельск

74

64

71

88

-

49

79

330

Пундуга - Вожега

24

21

24

31

37

47

26

445

Вожега - Явенга (Т)

13

11

7

19

29

36

14

445

Явенга (Т) - Коноша

241

199

224

270

252

263

256

690

Коноша - Вельск

290

235

246

347

306

331

321

605

Вельск - Шангалы

281

226

233

346

278

277

316

605

Царево - Тотьма-1

132

105

167

78

133

136

115

330

Тотьма-1 - Тотьма-2

120

96

148

64

121

124

104

605

Тотьма-2 - Власьевская

124

103

197

-

129

135

80

445

Власьевская - Тарнога

117

96

192

5

122

128

72

330

Тарнога - В.Сп. погост

83

72

10

175

86

82

129

330

В.Сп. погост - Заячерицкая

85

72

6

179

87

83

132

330

Заячерицкая - Шангалы

89

74

-

185

91

86

137

330

Кадников - Чекшино

193

156

234

132

194

198

331

445





Рисунок 2.1 – Параметры режима максимальных нагрузок

Рисунок 2.2 – Параметры режима минимальных нагрузок





Из результата анализа рассмотренных режимов работы сетевого района можно сделать вывод, что в нормальном режиме работы, токи в линиях не превышают допустимых пределов, а диапазона регулирования РПН достаточно для поддержания требуемых значений напряжения на шинах подстанций согласно требованиям [1].

Потери активной мощности в сети в максимальном режиме составляют 31,8 МВт.

Потери активной мощности в минимальном режиме составляют 21,9 МВт.

^

2.2 Расчет наиболее тяжелых послеаварийных режимов работы сети




В качестве послеаварийных режимов рассмотрены отключения линий электропередачи, неблагоприятно влияющие на режим работы сети: отключение одной из цепей двухцепных линий (или одной из двух параллельных одноцепных линий), отключение одного из головных участков кольцевых схем.

При анализе рассмотрены следующие послеаварийные режимы:

  1. Отключение линии 110 квВ Шангалы - Заячерецкая

  2. Отключение линии 110 кВ Тотьма-2 - Власьевская.

  3. Отключение линии 110 кВ Вельск – Верховажье.

  4. Отключение линии 110 кВ Харовск – Сямжа.

  5. Отключение линии Сокол – Бирюково.

При отключении линии 110 кВ Шангалы – Заячерецкая уровень напряжения на шинах

10 кВ подстанции Заячерецкая, В.Спасский Погост и Тарнога уменьшается настолько, что поддержание заданного уровня напряжения при использовании только РПН на этих подстанциях невозможно. Для подъема напряжения необходимо с помощью РПН автотрансформаторов подстанции Сокол поднять напряжение на шинах 110 кВ подстанции Сокол до 121 кВ, после чего напряжение на шинах 10 кВ подстанций Заячерецкая, В.Спасский Погост и Тарнога составляет 10,5;10,6;10,6 кВ соответственно. Использование резервного источника питания на ПС Шангалы не требуется.

В остальных послеаварийных режимах токи в линиях не превышают допустимых, а напряжение у потребителей возможно с помощью РПН, и поддерживать на уровне .

На рисунке 2.3 и в таблице 2.1 представлены параметры самого тяжелого послеаварийного режима – отключения линии 110 кВ Шангалы – Заячерецкая.



Рисунок 2.3 – Параметры послеаварийного режима при отключении линии 110 кВ

Шангалы - Заячерецкая


Таким образом, анализ режимов работы исходной сети в районе предполагаемого строительства ПС «Мелешево» свидетельствует о том, что у этой сети есть достаточные резервы для обеспечения нормативных требований к электроснабжению потребителей, как по надёжности, так и по качеству обеспечиваемого напряжения. Анализируя проведенные расчеты, можно сделать вывод, что в режиме максимальных и минимальных нагрузок диапазона регулирования РПН достаточно для поддержания требуемых значений напряжения на шинах подстанций согласно требованиям [1].

Электроснабжение потребителей сетевого района может осуществляться без заметного ухудшения качества электроэнергии при отключении линий Шангалы – Заячерецкая, Тотьма-2 – Власьевская, Вельск – Верховажье, Харовск – Сямжа, Сокол – Бирюково.
^

3 Разработка и технико-экономическое обоснование оптимального варианта реконструкции сети

3.1 Выбор числа и мощности трансформаторов на подстанции “Мелешево”




При выборе числа трансформаторов на подстанциях необходимо руководствоваться мощностью нагрузки и категорией потребителей электроэнергии, а также наличием и мощностью резервных источников питания в сетях низших классов напряжения.

В соответствии с исходными данными с шин 10 кВ проектируемой подстанции получают питание потребители всех категорий по надежности электроснабжения. Причем, первая категория составляет 2,574 МВА, а вторая и третья - соответственно 13,549 МВА и 17,112 МВА. Потребители, получающие питание по фидеру 4 являются потребителями только третьей категории.

Таблица 3.1 – Характеристика потребителей электроэнергии, получающих питание с шин 10 кВ проектируемой подстанции

Номер секции

Номер

фидера

Протяжен-

ность, км

Pmax

МВт

Qmax

Мвар

Smax

МВ×А

Категории по надежности, %/МВ×А

I

II

III

I

1

1,5

3,2

3,2

4,53

10

0,453

20

0,905

70

3,168

2

0,5

3,0

3,0

4,24

15

0,636

60

2,546

25

1,061

3

0,6

2,8

2,8

3,96

5

0,198

65

2,574

30

1,188

4

1,0

2,5

2,5

3,54

-

0,000

-

0,000

100

3,536

II

5

1,5

3,2

3,2

4,53

10

0,453

20

0,905

70

3,168

6

0,5

3,0

3,0

4,24

15

0,636

60

2,546

25

1,061

7

0,6

2,8

2,8

3,96

5

0,198

60

2,376

35

1,386

8

0,7

3,0

3,0

4,24

-

0,000

40

1,697

60

2,546




сумма

6,9

23,5

23,5

33,23




2,574




13,549




17,112


Полная мощность оперативного резерва составляет 3,324 МВА, а суммарная мощность потребителей первой и второй категории

Так как мощности существующего оперативного резерва недостаточно для покрытия нагрузки потребителей первой и второй категории, то требуется установка двух однотипных трансформаторов одинаковой мощности

Нагрузка между секциями 10 кВ подстанции распределена неодинаково. На долю первой секции в режиме наибольшей зимней нагрузки приходится 16,27 МВА, что составляет 49% от суммарной мощности потребителей подстанции. Вторая секция в том же режиме загружается на 16,97 МВА или на 51%. Суммарная мощность подстанции в режиме наибольших нагрузок составляет 33,23 МВА. Следовательно, трансформатор, подключаемый к первой секции оказывается в более легких условиях по сравнению с трансформатором второй секции.
Таблица 3.2 – Графики зимней и летней нагрузки проектируемой подстанции

Интервал

времени,

час

Pзима

Qзима

Sзима

Pлето

Qлето

Sлето

о.е.

МВт

о.е.

Мвар

МВА

МВт

Мвар

МВА

0-5

0,80

18,80

0,84

19,74

27,26

13,72

14,41

19,90

5-9

0,84

19,74

0,86

20,21

28,25

14,41

14,75

20,62

9-15

0,93

21,86

0,97

22,80

31,58

15,95

16,64

23,05

15-18

0,84

19,74

0,90

21,15

28,93

14,41

15,44

21,12

18-21

1,00

23,50

1,00

23,50

33,23

17,16

17,16

24,26

21-22

0,90

21,15

0,93

21,86

30,41

15,44

15,95

22,20

22-24

0,80

18,80

0,84

19,74

27,26

13,72

14,41

19,90





Рисунок 3.1 Суточный график зимней нагрузки ПС Мелешево и наиболее нагруженной 2 секции шин 10 кВ


Таким образом, можно рассмотреть возможность установки двух трансформаторов мощностью по 25 МВА.

Рисунок 3.2 Суточный график зимней нагрузки 2 секции шин 10 кВ
Как видно из рисунка 3.2, систематические перегрузки для трансформатора мощностью 25 МВА отсутствуют.
Для проверки выбранных трансформаторов по аварийным перегрузкам, предполагается, что один из них отключен, а через оставшийся в работе, протекает мощность нагрузки всей подстанции.

Как видно из рисунка 3.1, при выходе из строя одного из трансформаторов, оставшийся трансформатор перегружается в течение 24 часов в сутки, что недопустимо. Как указывалось выше, в сети 10 кВ существует резерв мощности, величина которого в режиме максимальных нагрузок составляет 10%. При использовании этого резерва можно снизить величину мощности, протекающей через оставшийся в работе трансформатор. График нагрузки с использованием резерва мощности по сетям низших классов напряжения представлен на рис3.3.

Рисунок 3.3 Суточный график зимней нагрузки ПС Мелешево с учетом оперативного резерва
Для преобразования многоступенчатого графика зимней нагрузки ПС Мелешево, приведенного на рис. 3.1, в двухступенчатый необходимо определить эквивалентные мощности по формулам:

  1. эквивалентная начальная нагрузка за 10 часов, предшествующих началу наибольшей перегрузки,

;

  1. эквивалентная нагрузка на второй ступени (при перегрузке)

,

где - нагрузка -ой ступени за 10 часов до наибольшей перегрузки; - нагрузка -ой ступени в течение перегрузки; - время -ой ступени; - число ступеней за время 10 часов до начала перегрузки; - число ступеней за время перегрузки .
Коэффициенты начальной загрузки и перегрузки определяются соответственно:

(3.9)

(3.10)

Согласно рис.2.3, за наибольшую перегрузку следует принять ступень графика нагрузки на интервале времени от 18 до 21 часа. Эквивалентные мощности будут иметь следующие значения:





Эквивалентный график нагрузки приведен на рисунке 3.4


Рисунок 3.4 Эквивалентный суточный график зимней нагрузки ПС Мелешево с учетом оперативного резерва
Как следует из анализа информации, приведенной на рис.3.4, даже в случае использования всего резерва мощности в течение всех суток не удается снизить мощность, протекающую через трансформатор в аварийном режиме, до требуемой величины, следовательно, необходимо выбрать трансформатор большей номинальной мощности – 40 МВА.

Рисунок 3.5 Суточный график зимней нагрузки ПС Мелешево
Как видно из рисунка 3.5 для трансформатора мощностью 40 МВА отсутствуют как систематические, так и аварийные перегрузки. Таким образом, к установке на ПС Мелешево окончательно выбираются 2 трансформатора типа ТРДН-40000/110 мощностью 40 МВА. Паспортные данные трансформаторов приведены в таблице 3.3.


Таблица 3.3 – Параметры трансформатора ТРДН-40000/110


Тип

трансформатора

Sном,

МВА

Uном В,

кВ

Uном Н,

кВ

Uк,

%

Рк,

кВт

Рх,

кВт

Iх,

%

Пределы

регулирования

ТДН-40000/110

40

115

10,5/10,5

10,5

172

36

0,7

91,78


^

3.2 Выбор вариантов реконструкции сетевого района




Реконструкция сети выполняется в связи со строительством подстанции “Мелешево” для питания потребителей мощностью 33,23 МВ∙A.

Строительством новой подстанции и реконструкцией электросетевого района предполагается достичь повышения надежности и качества питания потребителей энергией.

Поскольку проектируемая подстанция питает потребителей 1 и 2 категории, то она подключается к существующей сети двумя ВЛ выполненными на железобетонных одноцепных опорах и её главная схема должна быть выполнена как двухтрансформаторная.

Для подключения ПС Мелешево предварительно намечены семь вариантов реконструкции сети:

  1. Осуществляется строительство двух одноцепных ВЛ 110 кВ Чушевицы - Мелешево протяженностью 38,2 км, на ПС Чушевицы производится переход к схеме с одной секционированной и обходной системами шин и осуществляется замена блоков отделитель-короткозамыкатель в цепи трансформаторов на выключатели. Распределительное устройство ВН ПС Мелешево выполняется по схеме мостик с неавтоматической перемычкой.


Рисунок 3.6-Схема сети вариант №1
Таблица 3.4 – Реконструкция подстанций. Вариант №1

Схема подстанции до реконструкции

Схема подстанции после реконструкции

1

2

ПС Мелешево

------



ПС Чушевицы






  1. Осуществляется строительство двух одноцепных ВЛ 110 кВ Чушевицы - Мелешево протяженностью 38,2 км и Тотьма-2 - Мелешево протяженностью 51,7 км, на ПС Тотьма-2 задействуется резервная ячейка с выключателем, на ПС Чушевицы производится переход к схеме с одной секционированной и обходной системами шин и осуществляется замена блоков отделитель-короткозамыкатель в цепи трансформаторов на выключатели. Распределительное устройство ВН ПС Мелешево выполняется по схеме мостик с выключателем в перемычке.


Рисунок 3.7-Схема сети вариант №2

Таблица 3.5 – Реконструкция подстанций. Вариант №2

Схема подстанции до реконструкции

Схема подстанции после реконструкции

1

2

ПС Мелешево

------



ПС Чушевицы





Окончание таблицы 3.5


ПС Тотьма-2







  1. Осуществляется строительство двух одноцепных ВЛ 110 кВ Тотьма-2 - Мелешево протяженностью 51,7 км, на ПС Тотьма-2 задействуется резервная ячейка с выключателем и производится монтаж одной дополнительной ячейки с выключателем. Распределительное устройство ВН ПС Мелешево выполняется по схеме мостик с неавтоматической перемычкой.


Рисунок 3.8-Схема сети вариант №3


Таблица 3.6 – Реконструкция подстанций. Вариант №3

Схема подстанции до реконструкции

Схема подстанции после реконструкции

1

2

ПС Мелешево

------



ПС Тотьма-2








  1. Осуществляется строительство двух одноцепных ВЛ 110 кВ Чушевицы - Мелешево протяженностью 38,2 км и Тотьма-1 - Мелешево протяженностью 46,3 км, на ПС Тотьма-1 и ПС Чушевицы производится переход к схеме с одной секционированной и обходной системами шин и осуществляется замена блоков отделитель-короткозамыкатель в цепи трансформаторов на выключатели. Распределительное устройство ВН ПС Мелешево выполняется по схеме мостик с выключателем в перемычке.


Рисунок 3.9-Схема сети вариант №4

Таблица 3.7 – Реконструкция подстанций. Вариант №4

Схема подстанции до реконструкции

Схема подстанции после реконструкции

1

2

ПС Мелешево

------



ПС Чушевицы





Окончание таблицы 3.7


ПС Тотьма-1







  1. Осуществляется строительство двух одноцепных ВЛ 110 кВ Тотьма-1 - Мелешево протяженностью 46,3 км, на ПС Тотьма-1 производится переход к схеме с одной секционированной и обходной системами шин и осуществляется замена блоков отделитель-короткозамыкатель в цепи трансформаторов на выключатели. Распределительное устройство ВН ПС Мелешево выполняется по схеме мостик с неавтоматической перемычкой.


Рисунок 3.10-Схема сети вариант №5

Таблица 3.8 – Реконструкция подстанций. Вариант №5

Схема подстанции до реконструкции

Схема подстанции после реконструкции

1

2

ПС Мелешево

------



ПС Тотьма-1








  1. Осуществляется строительство двух одноцепных ВЛ 110 кВ Чушевицы - Мелешево протяженностью 38,2 км и Власьевская - Мелешево протяженностью 51,8 км, на ПС Чушевицы производится переход к схеме с одной секционированной и обходной системами шин и осуществляется замена блоков отделитель-короткозамыкатель в цепи трансформаторов на выключатели. На ПС Власьевская производится переход к схеме с одной секционированной и обходной системами шин. Распределительное устройство ВН ПС Мелешево выполняется по схеме мостик с выключателем в перемычке.


Рисунок 3.11-Схема сети вариант №6

Таблица 3.9 – Реконструкция подстанций. Вариант №6

Схема подстанции до реконструкции

Схема подстанции после реконструкции

1

2

ПС Мелешево

------



ПС Чушевицы





Окончание таблицы 3.9


ПС Власьевская







  1. Осуществляется строительство двух одноцепных ВЛ 110 кВ Власьевская - Мелешево протяженностью 51,8 км, на ПС Власьевская производится переход к схеме с одной секционированной и обходной системами шин. Распределительное устройство ВН ПС Мелешево выполняется по схеме мостик с неавтоматической перемычкой.


Рисунок 3.12-Схема сети вариант №7

Таблица 3.10 – Реконструкция подстанций. Вариант №7

Схема подстанции до реконструкции

Схема подстанции после реконструкции

1

2

ПС Мелешево

------



ПС Власьевская





^

3.3 Выбор сечений проводов ВЛ




Выбор сечений кабельных линий напряжением выше 1 кВ и воздушных линий 35 – 500 кВ в настоящее время производится методом экономических интервалов.

Так как на подстанции Мелешево имеются потребители первой и второй категории, то электроснабжение подстанции предполагается осуществить по двум одноцепным линиям 110 кВ от двух независимых источников.

При выборе стандартного сечения следует учитывать, что по механической прочности и отсутствию общей короны на линиях электропередачи 110 кВ должны применяться провода сечением от 70 до 240 мм3.

Для всех вариантов предполагается использование проводов одинакового сечения.

Согласно исходным данным максимальные значения активной и реактивной мощности подстанции составляют соответственно 14,5 МВт и 14,5 Мвар. В первом приближении считаем, что нагрузка подстанции распределяется по линиям пополам.

Ток в линии в режиме максимальных нагрузок , А,
(3.11)
где n – количество цепей линии;

– номинальное напряжение линии, кВ;


Расчетная токовая нагрузка , А,
(3.12)
где l – коэффициент, учитывающий изменение нагрузки по годам эксплуатации для линий 110 – 220 кВ принимается равным 1,05 [3]

– коэффициент, учитывающий число часов использования максимальной нагрузки линии и ее попадание в максимум энергосистемы. , определяется по [3] в зависимости от числа часов использования максимальной нагрузки Тнб .

Величина времени наибольшей нагрузки определяется по выражению, ч:

, (3.13)

где – наибольшее значение активной мощности, потребляемой нагрузкой в зимний период

- величина электроэнергии, отданная с шин проектируемой подстанции за год , (3.14)

где , определяется по зимнему графику;

, определяется по летнему графику нагрузки.

Таблица 3.11 – Расчет электроэнергии, отдаваемой потребителю

интервал времени,



Pзима



Pлето



час

час

МВт



МВт



0-5

5

18,80

94

13,72

68,6

5-9

4

19,74

78,96

14,41

57,64

9-15

6

21,86

131,16

15,95

95,7

15-18

3

19,74

59,22

14,41

43,23

18-21

3

23,50

70,5

17,16

51,48

21-22

1

21,15

21,15

15,44

15,44

22-24

2

18,80

37,6

13,72

27,44

итого:

24




492,59




359,53








Далее по [14]выбирается стандартное сечение, равное 120 мм2. Допустимый ток для провода АС-120 – 380 А.

Проверка выбранного сечения по нагреву выполняется для послеаварийных режимов работы сети, которые более подробно будут проанализированы в разделе 4.1.

На основании полученных данных для линий, соединяющих подстанцию Мелешево с остальной сетью, выбирается провод АС – 120, имеющий следующие параметры: r0 = 0,27 Ом/км, x0 = 0,427 Ом/км, b0 = 2,66 мкСм/км.


^

3.4 Режимы работы различных вариантов сети с учетом увеличения нагрузки за пять лет



Расчеты максимальных режимов различных вариантов сети ведутся также с применением программы «Энергия». Исходная электрическая схема сети дополняется параметрами линий, соединяющих подстанцию Мелешево с сетью, и параметрами трансформаторов, установленных на проектируемой подстанции.

Результаты расчета максимального режима с учетом увеличения нагрузки к 2015 году для всех вариантов сети приведены в таблице 3.12.
Таблица 3.12 Токи в линиях с учетом роста нагрузки за пять лет

Наименование ВЛ

Номер варианта реконструкции сети

Допустимый

ток на

одну цепь,

А

№1

№2

№3

№4

№5

№6

№7















1

2

3

4

5

6

7

8

9

Вологодская - Отпайка Сокол

655

654

666

658

665

656

673

690

Вологодская - Отпайка Сокол

503

502

509

506

509

504

516

690

Сокол - Семигородняя

86

88

43

87

52

97

61

445

Сокол - Кадников

11

11

11

11

11

11

11

445

Сокол - Кадников

238

236

301

240

302

228

293

445

Сокол - Биряково

207

204

266

207

266

196

258

445

Отпайка Сокол - Сокол

360

361

385

362

381

361

384

690

Отпайка Сокол - Кадниковский

304

304

296

307

297

306

303

690

Семигородняя - Харовск (Т)

80

82

38

81

47

91

55

445

Харовск (Т) - Харовск

170

174

118

182

116

185

141

445

Харовск (Т) - Харовск

141

144

97.4

150

95.8

153

116

445

Чекшино - Воробьево

225

223

288

226

288

215

279

445

Воробьево - Шуйское

13

13

13

13

13

13

13

330

Воробьево - Погорелово

201

198

264

201

263

190

255

445

Погорелово - Царево

162

159

215

161

216

153

207

330

Погорелово - Тотьма-2

208

204

275

207

271

195

266

605

Биряково - Погорелово

201

199

263

202

262

192

255

330

Харовск (Т) - Кадниковский

247

247

243

249

243

247

245

690

Кадниковский - Коноша

242

242

239

243

238

241

241

690

Отпайка Сокол - Сокол

145

146

195

138

177

143

166

690

Отпайка Сокол - Харовск (Т)

371

372

352

380

358

376

368

690

Кадниковский - Явенга (Т)

292

291

282

294

285

293

290

690

Харовск - Пундуга

39

60

28

75

30

56

30

445

Сямжа - Чушевицы

168

168

113

172

112

190

126

330

Чушевицы - Верховажье

136

98

105

94

104

74

120

330

Окончание таблицы 3.12

























1

2

3

4

5

6

7

8

9

Чушевицы - Мелешево

106

-

-

-

-

-

-

380

Чушевицы - Мелешево

106

165

-

169

-

188

-

380

Верховажье - Вельск

153

114

92

110

90

94

89

330

Пундуга - Вожега

38

61

25

76

29

56

29

445

Вожега - Явенга (Т)

23

47

7

62

13

43

14

445

Явенга (Т) - Коноша

294

296

284

301

286

296

291

690

Коноша - Вельск

382

380

365

387

366

379

374

605

Вельск - Шангалы

324

329

359

336

361

326

390

605

Царево - Тотьма-1

158

155

210

157

212

149

203

330

Тотьма-1 - Тотьма-2

142

136

182

179

195

129

177

605

Тотьма-1 - Мелешево

-

-

-

74

116

-

-

380

Тотьма-1 - Мелешево

-

-

-

-

116

-

-

380

Тотьма-2 - Власьевская

162

167

139

167

137

136

253

445

Тотьма-2 - Мелешево

-

70.9

115

-

-

-

-

380

Тотьма-2 - Мелешево

-

-

115

-

-

-

-

380

Власьевская - Тарнога

155

160

132

160

131

185

151

330

Власьевская - Мелешево

-

-

-

-

-

102

128

380

Власьевская - Мелешево

-

-

-

-

-

-

128

380

Тарнога - В.Сп. погост

61

87

135

96

138

102

194

330

В.Сп. погост - Заячерицкая

63

88

137

98

140

102

197

330

Заячерицкая - Шангалы

67

91

141

101

145

104

201

330

Кадников - Чекшино

228

226

291

229

291

218

282

445

Харовск - Сямжа

184

184

127

188

126

206

141

445


Как видно из таблицы 3.12 во всех вариантах токи в линиях не превышают допустимых значений.

На рисунках 3.13-3.19 приведены потоки активной и реактивной мощности по линиям, напряжения на шинах подстанций и ступени РПН трансформаторов в режиме максимальных нагрузок для всех вариантов реконструкции сети.



Рисунок 3.13– Параметры режима максимальных нагрузок вариант №1




Рисунок 3.14– Параметры режима максимальных нагрузок вариант №2




Рисунок 3.15– Параметры режима максимальных нагрузок вариант №3




Рисунок 3.16– Параметры режима максимальных нагрузок вариант №4




Рисунок 3.17– Параметры режима максимальных нагрузок вариант №5




Рисунок 3.18– Параметры режима максимальных нагрузок вариант №6




Рисунок 3.19– Параметры режима максимальных нагрузок вариант №7


Как видно из рисунков 3.15, 3.17, 3.19 в вариантах№3, №5 и №7, напряжение на шинах 10 кВ подстанций не удается поддерживать на уровне требуемом [1], следовательно, варианты №3, №5 и №7 исключаются из дальнейшего рассмотрения.


Таблица 3.13 Токи в линиях при отключении ВЛ Шангалы - Заячерицкая с учетом роста нагрузки за пять лет

Наименование ВЛ

Номер варианта реконструкции сети

Допустимый

ток на

одну цепь,

А

№1

№2

№4

№6









1

2

3

4

5

6

Вологодская - Отпайка Сокол

650

659

658

656

690

Вологодская - Отпайка Сокол

501

506

505

504

690

Сокол - Семигородняя

69

80

80

95

445

Сокол - Кадников

11

11

11

11

445

Сокол - Кадников

278

255

254

235

445

Сокол - Биряково

244

222

222

203

445

Отпайка Сокол - Сокол

384

370

369

368

690

Отпайка Сокол - Кадниковский

287

301

301

302

690

Семигородняя - Харовск (Т)

63

74

74

89

445

Харовск (Т) - Харовск

180

165

165

181

445

Харовск (Т) - Харовск

149

136

136

150

445

Чекшино - Воробьево

265

242

241

222

445

Воробьево - Шуйское

13

13

13

13

330

Воробьево - Погорелово

240

218

217

198

445

Погорелово - Царево

195

176

175

159

330

Погорелово - Тотьма-2

251

226

226

203

605

Биряково - Погорелово

240

219

218

199

330

Харовск (Т) - Кадниковский

235

241

241

243

690

Кадниковский - Коноша

224

235

235

236

690

Отпайка Сокол - Сокол

154

152

152

149

690

Отпайка Сокол - Харовск (Т)

358

371

370

373

690

Кадниковский - Явенга (Т)

272

288

287

288

690

Харовск - Пундуга

114

19

19

72

445

Сямжа - Чушевицы

145

179

178

188

330

Чушевицы - Верховажье

119

132

132

144

330

Чушевицы - Мелешево

90

-

-

-

380

Чушевицы - Мелешево

90

226

224

246

380

Верховажье - Вельск

133

153

152

167

330

Пундуга - Вожега

116

19

19

73

445

Вожега - Явенга (Т)

104

11

10

60

445

Явенга (Т) - Коноша

278

283

283

291

690

Коноша - Вельск

326

351

350

362

605

Вельск - Шангалы

279

287

287

286

605

Царево - Тотьма-1

191

172

171

155

330

Тотьма-1 - Тотьма-2

169

149

194

131

605

Тотьма-1 - Мелешево

-

-

49

-

380

Окончание таблицы 3.13
















1

2

3

4

5

6

Тотьма-1 - Мелешево

-

-

-

-

380

Тотьма-2 - Власьевская

229

227

227

155

445

Тотьма-2 - Мелешево

-

49

-

-

380

Тотьма-2 - Мелешево

-

-

-

-

380

Власьевская - Тарнога

223

221

221

213

330

Власьевская - Мелешево

-

-

-

75

380

Тарнога - В.Сп. погост

12

12

12

12

330

В.Сп. погост - Заячерицкая

7

7

7

7

330

Заячерицкая - Шангалы

-

-

-

-

330

Кадников - Чекшино

268

245

244

225

445

Харовск - Сямжа

161

195

194

203

445
  1   2   3   4   5   6   7   8   9   ...   19



Скачать файл (11855.6 kb.)

Поиск по сайту:  

© gendocs.ru
При копировании укажите ссылку.
обратиться к администрации