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.doc	27291kb.	29.05.2011 03:32	скачать
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

---

Смотрите также:
• Северо-Кавказский социальный институт Факультет сервиса и прикладной информатики [ документ ]
• Отчёт о практике. Подстанция 2П 35/10 кВ. Карелия [ дипломная работа ]
• Проект Федерального Закона Технический регламент о безопасности электрических и тепловых сетей и электрических станций [ документ ]
• Анализ применения инновационных технологий электрооборудования для модернизации электрических сетей [ документ ]
• Департамент технического развития оао «мрск центра» [ документ ]
• Задачи, поставленные при исследовании [ документ ]
• Проект реконструкции грузового вагонного депо Лихая с целью технического переоснащения [ документ ]
• Учебная программа - Расчет и проектирование электрических сетей и систем [ стандарт ]
• Занятие №6 «Составление списка нормативной и технической документации по обслуживанию электрических сетей» [ документ ]
• Ответы на экзаменационные вопросы по ЭСиС 1 семестр [jpg] [ документ ]
• Режимы работ в электрических сетях [ документ ]
• Руководящие материалы по проектированию распределительных электрических сетей (РУМ) 2012 №4 [ стандарт ]

Диплом весь.doc

Содержание

^

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,
   

;

2. 
   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:

<sub>(3.9)

(3.10)</sub>

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

2. 
   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

3. 
   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

4. 
   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

5. 
   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

6. 
   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

7. 
   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 мм^3.

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 Т_нб .

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

---

Скачать файл (11855.6 kb.)

Поиск по сайту:  

---