Определение максимальной мощности подстанции

СОДЕРЖАНИЕ



ВВЕДЕНИЕ………………………………………………………………………3

ГЛАВА 1. Обоснование необходимости реконструкции 

подстанции 110/10кВ «Ростоши»……………………………………………….5

1.1. Общие сведения об энергосистеме Оренбургской области………………5

1.2. Построение графиков нагрузок потребителей подстанции……………..14

1.3. Определение максимальной мощности подстанции…………………….17

Выводы по главе 1………………………………………………………………22

ГЛАВА 2. Разработка проекта реконструкции электрической части подстанции 110/10кВ «Ростоши»………………………………………………23

2.1 Выбор силовых трансформаторов………………………………………….23

2.2 Выбор электрической схемы подстанции………………………………….24

2.3 Выбор марки и сечения проводов линий высокого и низкого напряжения……………………………………………………………………….28

2.4 Расчет токов короткого замыкания…………………………………………30

2.5 Выбор основного оборудования, токоведущих частей и КИП…………...34

2.6 Расчет освещения подстанции……………………………………………...48

Выводы по главе 2………………………………………………………………49

ГЛАВА 3.Экономическая часть и охрана труда……………………………….51

3.1. Расчет экономической эффективности реконструкции подстанции 110/10кВ «Ростоши»…………………………………………………………….51

3.2. Охрана труда………………………………………………………………...54

Выводы по главе 3………………………………………………………………57

ЗАКЛЮЧЕНИЕ………………………………………………………………….59

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ  ЛИТЕРАТУРЫ…………………………....61









ВВЕДЕНИЕ

Актуальность работы состоит в том, что в связи со строительством новых  жилых микрорайонов в городах увеличивается и потребление электрической энергии. В настоящее время оборудование многих существующихПС устарело или же их существующей мощности не хватает для питания всех потребителей. Для того, чтобы устранить данную проблему необходимо сооружать новые ПСи предусмотреть возможность их дальнейшего расширения, выполнять реконструкцию и модернизациюдействующих подстанций.

Одной из особенностей при проектировании понизительной подстанций является закладывание запаса мощности при выборе оборудования. Это необходимо в связи с тем, что населенные пункты, предприятия со временем расширяются и если данный запас не предусмотреть при проектировании, то существует вероятность, что через несколько лет после строительства подстанции будет необходима ее реконструкция.

Объектом исследования данной выпускной квалификационной работы выступает подстанция 110/10кВ«Ростоши», которую необходимо реконструировать для возможности энергообеспечения нового жилого массива (жилых  домов, офисов, магазинов, школ, и  т.д.) в восточной части г. Оренбург..

Предметом исследования выступает электрическая часть подстанции 110/10кВ«Ростоши», а также технико-экономические показатели, которые связаны с проектированием и строительством подстанции.

Цель работы разработать проект реконструкции электрической части подстанции 110/10кВ«Ростоши» для энергообеспечения нового жилого массива (жилых  домов, офисов, магазинов, школ, и  т.д.) в восточной части г. Оренбург.

В соответствии с поставленной целью определены следующие задачи: 

	- Общие сведения об энергосистеме Оренбургской области

	- Построение графиков нагрузок потребителей подстанции

	- Определение максимальной мощности подстанции

- Выбор силовых трансформаторов

- Выбор электрической схемы подстанции

- Выбор марки и сечения проводов линий высокого и низкого напряжения

- Расчет токов короткого замыкания

- Выбор основного оборудования, токоведущих частей и КИП

- Расчет освещения подстанции

	- Расчет экономической эффективности реконструкции подстанции 110/10кВ «Ростоши»

	- Охрана труда.

Практическая значимость ВКР состоит в возможности использования результатов расчета на подстанции 110/10кВ «Ростоши».









ГЛАВА 1. Обоснование необходимости реконструкции подстанции 110/10кВ «Ростоши»

1.1. Общие сведения об энергосистеме Оренбургской области

Энергетическая система Оренбургской области является частью Единой энергосистемы РФ, расположена на юго-востоке Европейской части нашей страны и граничит с энергетическими системами следующих субъектов нашей страны: Самарской области, Республики Татарстан, Республики Башкортостан, Челябинской области, а также с энергетической системой Республики Казахстан [15].

Оренбургская энергетическая система входит в состав ОЭС Урала. Диспетчерское управление энергетической системой выполняется филиалами ОАО «СО ЕЭС» – ОДУ энергетическими системами Урала и РДУ энергетической системы Оренбургской области. Энергетическая система регионавытянута с запада на восток на 800 км, с севера на юг на 80…300 км.

Динамика потребления электрической энергии в Оренбургской области и структура потребленияэлектроэнергиии по основным группам потребителей 

Объем электропотребления Оренбургской области в 2012 году составил 17,15 млрд. кВт·ч, против 16,676 млрд. кВт·ч 2011 году (рост на 2,8 %). Увеличение электропотребления является показателем того, что экономика области постепенно выходит из кризиса. Возросли объёмы промышленного производства, в первую очередь, электроёмкого металлургического, газоперерабатывающего и машиностроительного комплексов. По состоянию на 2012 год отмечается увеличение выпуска сортового проката на 27,5%, листового проката на 2,1%, радиаторов центрального отопления (52,2%), машин и оборудования специального назначения – на 41,3%, кузнечно-прессовых машин – на 52,7% [15]. Также наметилось увеличение объемов добычи по следующим направлениям:

 добычи нефти на 2,2%; 

 добыча материалов строительных нерудных на 3,5%; 

 добыча асбеста на 3,4%; 

 поваренной соли на 2,0%.

Снизилась добыча газа природного и попутного на 2,1%. 

По наличию крупных потребителей электроэнергии, фактически определяющих структуру электропотребления, прослеживается четкая специализация энергорайонов: 

- Восточный энергорайон – черная и цветная металлургия, машиностроение, обрабатывающие производства; 

- Западный энергорайон – добыча, первичная подготовка и транспортировка нефти.

Обслуживание распределительных сетей 110 кВ и ниже осуществляет филиал ПАО «МРСК Волги» - «Оренбургэнерго» в составе четырех производственных отделений (ПО) (границы ПО совпадают с границами энергорайонов): 

ПО «Восточные электросети» (ПО ВЭС); 

ПО «Центральные электросети» (ПО ЦЭС); 

ПО «Западные электросети» (ПО ЗЭС); 

ПО «Северные электросети» (ПО СЭС), 

а также двух городских производственных отделений: 

 производственное отделение «Оренбургские городские электрические сети» (ПО ОГЭС, г. Оренбург);

 производственное отделение «Орские городские электрические сети» (ПО ОрГЭС).

Объем сетевых услуг по передаче электрической энергии за год составляет около 13 000 млн. кВтч. Эксплуатацию части электрических сетей напряжением 10кВ и ниже осуществляет территориальная сетевая организация Государственное унитарное предприятие коммунальных электрических сетей Оренбургской области “Оренбургкоммунэлектросеть”, сокращенное название ГУП «ОКЭС». В состав ГУП “ОКЭС” входят 32 обособленных подразделения, 5 филиалов: 

- Бузулукские “КЭС”,

- Бугурусланские “КЭС”, 

- Абдулинские “КЭС”, 

- Сорочинские “КЭС”, 

- Орские “КЭС” 

и 29 участков в районных центрах области. Объем сетевых услуг по передаче электрической энергии за год составляет около 900 млн. кВтч. Кроме специализированных сетевых организаций на территории Оренбургской области функционируют 45 хозяйствующих субъектов, входящих в перечень организаций, осуществляющих регулируемый вид деятельности – услуги по передаче электрической энергии потребителям. Им принадлежат на праве собственности, в том числе и электросетевые объекты напряжением 220 /110/35/10 кВ: 

 количество подстанций 220 кВ – 3; 

 количество подстанций 110 кВ – 68; 

 длина ВЛ 220 кВ (км) – 169; 

 длина ВЛ 110 кВ (км) – 867 [15]. 

Структура установленной электрической мощности в Оренбургской области 

Структура установленной мощности электрических станций на территории Оренбургской области представлена следующими электрическими станциями: 

1) Ириклинская ГРЭС установленной мощностью 2400 МВт; 

2) Ириклинская ГЭС установленной мощностью 30 МВт; 

3) Орская ТЭЦ №1 установленной мощностью 245 МВт; 

4) Сакмарская ТЭЦ мощностью 460 МВт; 

5) Каргалинская ТЭЦ мощностью 320 МВт; 

6) Медногорская ТЭЦ мощностью 14 МВт; 

7) ТЭЦ ОАО «Уральская сталь» установленной мощностью 172 МВт; 

8) ТЭЦ ОАО «Гайский горно-обогатительный комбинат» - установленная мощность 24 МВт [15]. 

Также в настоящее время введена в эксплуатацию солнечная электростанция Сакмарская СЭС установленной мощностью 25 Мвт. В настоящее время ведутся работы по увеличению ее мощности до 40 МВт.

В 2009-м и 2011-м годах модернизирована и перемаркирована турбина №4 Сакмарской ТЭЦ (Т-55-130 на Т-60-130) с увеличением электрической мощности на 5 МВт.

Состояние электроэнергетики на территории Оренбургской области за 2012 год Энергосистема Оренбургской области по состоянию на 2012 год является избыточной по активной мощности, но на фоне общей избыточности, вследствие отсутствия сбалансированной системообразующей сети 220, 500 кВ, ряд энергетических районов являются дефицитными и электроснабжение потребителей западной и северной частей энергосистемы осуществляется от энергосистем Самарской области, Татарстана и Башкортостана.

Самой крупной электростанцией Оренбургской области являетсяИриклинская ГРЭС,которая расположенав восточной части региона в южной прибрежной зоне Ириклинского водохранилища. По мощности (2400 МВт) Ириклинская ГРЭС является одной из самых крупных электростанций не только в Уральском экономическом районе, но и во всей  Российской Федерации. За счет мощности электростанции обеспечивается электроснабжение восточного и центрального районов Оренбургской области и поставка электроэнергии в энергетические системы Челябинской области и Республики Казахстан. В восточной части Оренбургской области в районе Ириклинской ГРЭС действует Ириклинская гидроэлектростанция (30 МВт), основное назначение которой состоит в обеспечении электроэнергией близлежащих населенных пунктов.

На территории Оренбургской области действует 5 ТЭЦ, расположенных в непосредственной близости от крупных промышленных предприятий и городов.

Сакмарская ТЭЦ расположена в северной промышленной зоне Оренбурга, предназначена для снабжения электроэнергией и тепловой энергией потребитлей города.

Каргалинская ТЭЦ расположенная в 20 км западнее Оренбурга, производит тепловую энергию и электроэнергию, а также технологический пар для объектов Оренбургского нефтегазоперерабатывающего комплекса.

Орская ТЭЦ-1, ТЭЦ ОАО «Уральская сталь» и ТЭЦ ОАО «Гайский ГОК» расположены в промышленном анклаве на востоке Оренбургской области. За счет мощности электростанций обеспечивается электроснабжение и теплофикация промышленных и жилых объектов городов Орска, Новотроицка и Гая.

На рисунке 1.1 приведена карта-схема Центрального энергорайона Оренбургской области, в котором расположена рассматриваемая в данной работе ПС 110/10 кВ «Ростоши» по состоянию на начало 2013 года.





Рисунок 1.1. Карта-схема Центрального энергорайона Оренбургской области

Уровень спроса на электроэнергию и мощность по территории Оренбургской области в целом и отдельным энергетическим районам, узлам нагрузки в настоящее время.

Уровень спроса на электроэнергию и мощность зависит от ряда факторов, таких как: общая экономическая ситуация в стране и мире, конкурентоспособность продукции, загрузка оборудования, распространения смежных и дополнительных производств, которые выравнивают график нагрузки, а также показатели максимума электрической нагрузки. Энергосистема Оренбургской области по состоянию на 2012 год является избыточной по активной мощности. Данный избыток обеспечивается только за счет собственной генерации Восточного энергорайона. Центральный, Западный и Северный – являются дефицитными по активной мощности. Восточный энергорайон (ВЭР), избыточен по активной мощности.

Собственная генерация:

- Ириклинская ГРЭС;

- Ириклинская ГЭС;

- Орская ТЭЦ-1;

- Медногорская ТЭЦ;

- ТЭЦ ОАО «Уральская сталь»;

- ТЭЦ ОАО «Гайский ГОК».

Существующая сеть 220 кВ данного энергорайона не учитывает перспективу развития Орско-Новотроицкой агломерации и увеличение реального спроса на электроэнергию и мощность.

Центральный энергорайон (ЦЭР) является дефицитным по активной мощности. Собственная генерация района покрывает 80% зимнего потребления и 40% летнего. От сети 220-110 кВ Центрального энергорайона осуществляется электроснабжение ПС 220/110 кВСорочинская, расположенной в западной части Оренбургской области.

Для достигнутого на 2012 год уровня потребления ЦЭР в летних режимах существующие транзитные ВЛ 500-220-110 кВ внешнего электроснабжения не обеспечивают достаточную пропускную способность.

В летних нормальных, ремонтных и послеаварийных режимах, транзитные ВЛ 500-220-110 кВ не обеспечивают покрытие дефицита ЦЭР, без применения противоаварийной автоматики, действующей на разгрузку района отключением потребителей на величину до 180 МВт.

Собственная генерация:

- Сакмарская ТЭЦ;

- Каргалинская ТЭЦ.

Западный энергорайон (ЗЭР)определен в качестве дефицитного по активной мощности. Собственная генерация представлена ведомственной Зайкинской ГТС 2х5,9 МВт (ОАО «Оренбургнефть»).

Отключение ВЛ 220 кВ Куйбышевская – Бузулукская, связывающей энергорайон с энергосистемой Самарской области, приводит к отключению потребителей действием противоаварийной автоматики в объеме до 85 МВт.

Северный энергорайон (далее – СЭР) является энергодефицитным, что усугубляется отсутствием собственной генерации. ОтключениеВЛ 220 кВ Бугульма – Михайловская или Бугульма – Северная, связывающих энергорайон с энергосистемой республики Башкортостан, приводит к перегрузке автотрансформаторов ПС 220 кВ Михайловская.

Увеличение спроса на электроэнергию и мощность, а также присоединение новых потребителей приведут к снижению надежности электроснабжения ранее присоединенных потребителей, находящихся на территории Оренбургской области.

Основные внешние электрические связи энергосистемы

Оренбургской области

Энергосистема Оренбургской области входит в Объединенную энергосистему (ОЭС) Урала. Энергосистема Оренбургской области связана:

а) c Самарской энергосистемой (ОЭС Средней Волги) по:

- ВЛ 220 кВ Куйбышевская – Бузулукская;

- ВЛ 110 кВГерасимовская – Алексеевская;

- ВЛ 110 кВ Комсомолец – Бузулукская I цепь с отпайками;

- ВЛ 110 кВ Комсомолец – Бузулукская II цепь с отпайками;

- ВЛ 110 кВ Ленинская – Восток;

- ВЛ 110 кВ Михайловская – Похвистнево-2 I цепь;

- ВЛ 110 кВ Михайловская – Подбельская птицефабрика II цепь сотпайкой на ПС 110 кВ Похвистнево-тяговая.

б) с энергосистемой Республики Татарстан по:

- ВЛ 220 кВ Бугульма – Михайловская;

- ВЛ 220 кВ Бугульма – Северная

в) с энергосистемой Республики Башкортостан (ОЭС Урала) по:

- ВЛ 220 кВКумертауская ТЭЦ – Гелий-3;

- ВЛ 110 кВИриклинская ГЭС – Бурибай №1;

- ВЛ 110 кВИриклинская ГЭС – Бурибай №2;

- ВЛ 110 кВКумертауская ТЭЦ – Октябрьская;

- ВЛ 110 кВКумертауская ТЭЦ – Тюльган с отпайками;

- ВЛ 110 кВКумертауская ТЭЦ – Разрез с отпайками;

- ВЛ 110 кВ Тюльган – Исянгулово с отпайкой на ПС 110 кВ Поселковая;

- ВЛ 110 кВ Приютово-тяга – Абдулино-тяга №2 с отпайкой на ПС 110 кВ Ик-тяга;

- ВЛ 110 кВТалды-Булак-тяга – Абдулино-тяга.

г) с Челябинской энергосистемой (ОЭС Урала) по:

- ВЛ 500 кВ Магнитогорская – Ириклинская ГРЭС;

- ВЛ 110 кВ Бреды-тяга – КС-16 с отпайкой на ПС 110 кВАйдырля;

- ВЛ 110 кВ Павловская – КС-16 с отпайкой на ПС 110 кВАйдырля

Основные межгосударственные электрические связи энергосистемыОренбургской области с Республикой КазахстанОренбургская энергосистема связана с ЕЭС Республики Казахстан:

- ВЛ 500 кВИриклинская ГРЭС – Житикара;

- ВЛ 220 кВОрская – Актюбинская;

- ВЛ 220 кВОрская – Кимперсай;

- ВЛ 220 кВ Новотроицкая – Ульке;

- ВЛ 110 кВАкбулакская – Яйсан;

- ВЛ 110 кВ Соль-Илецкая – Чингирлау;

- ВЛ 110 кВИлекская – Месторождение;

- ВЛ 110 кВКиембай – Щербаковская.



1.2. Построение графиков нагрузок потребителей подстанции

Проектируемая подстанция будет снабжать электроэнергией новые жилые микрорайоны г. Оренбург. Жилые микрорайоны относятся ко II категории в отношении обеспечения надежности электроснабжения.

Для жилых микрорайонов типовой график нагрузки задается следующими значениями (таблица 1.1 и 1.2)

Таблица 1.1 

Параметры зимнего графика нагрузки жилого микрорайона

Час

	0-1.

	1-2.

	2-3.

	3-4.

	4-5.

	5-6.

	6-7.

	7-8.

	8-9.

	9-10.

	10-11

	11-12

?i, %

	60

	50

	40

	40

	45

	55

	70

	80

	85

	70

	50

	45

Час

	12-13

	13-14

	14-15

	15-16

	16-17

	17-18

	18-19

	19-20

	20-21

	21-22

	22-23

	23-24

?i, %

	40

	40

	60

	70

	80

	90

	100

	100

	95

	85

	80

	70





Рисунок 1.1 - Зимний график нагрузки жилого микрорайона

Таблица 1.2

Параметры летнего графика нагрузки жилого микрорайона

Час

0-1.

1-2.

2-3.

3-4.

4-5.

5-6.

6-7.

7-8.

8-9.

9-10.

10-11

11-12

?i, %

55

40

25

25

25

40

45

65

70

65

45

45

Час

12-13

13-14

14-15

15-16

16-17

17-18

18-19

19-20

20-21

21-22

22-23

23-24

?i, %

35

35

45

55

55

60

70

80

85

85

75

60





Рисунок 1.2 - Летний график нагрузки жилого микрорайона



При известной можно перевести типовые графики в графики нагрузки конкретного микрорайона, применяя соотношение для ступеней графиков [26]: 

                 (1.1)

где  - ордината соответствующей ступени типового графика, в %. 

- расчетная мощность микрорайона, МВт. 

Суточные графики нагрузки жилых микрорайонов по периодам (зимний период, летний период), приведены в таблицах 1.1-1.6. Графики нагрузок для всех микрорайонов аналогичны графикам, представленным на рисунках 1.1 и 1.2.





Таблица 1.1 

Расчет зимнего графика нагрузки микрорайонов 1, 2 и 4

Час

	0-1.

	1-2.

	2-3.

	3-4.

	4-5.

	5-6.

	6-7.

	7-8.

	8-9.

	9-10.

	10-11

	11-12

?i, %

	60

	50

	40

	40

	45

	55

	70

	80

	85

	70

	50

	45

Pi

2,4

2

1,6

1,6

1,8

2,2

2,8

3,2

3,4

2,8

2

1,8

Час

	12-13

	13-14

	14-15

	15-16

	16-17

	17-18

	18-19

	19-20

	20-21

	21-22

	22-23

	23-24

?i, %

	40

	40

	60

	70

	80

	90

	100

	100

	95

	85

	80

	70

Pi

1,6

1,6

2,4

2,8

3,2

3,6

4

4

3,8

3,4

3,2

2,8



Таблица 1.2

Расчет летнего графика нагрузки микрорайонов 1, 2 и 4

Час

0-1.

1-2.

2-3.

3-4.

4-5.

5-6.

6-7.

7-8.

8-9.

9-10.

10-11

11-12

?i, %

55

40

25

25

25

40

45

65

70

65

45

45

Pi

1,6

1

1

1

1,6

1,8

2,6

2,8

2,6

1,8

1,8

1,6

Час

12-13

13-14

14-15

15-16

16-17

17-18

18-19

19-20

20-21

21-22

22-23

23-24

?i, %

35

35

45

55

55

60

70

80

85

85

75

60

Pi

1,4

1,8

2,2

2,2

2,4

2,8

3,2

3,4

3,4

3

2,4

1,4



Таблица 1.3 

Расчет зимнего графика нагрузки микрорайонов 3 и 6

Час

	0-1.

	1-2.

	2-3.

	3-4.

	4-5.

	5-6.

	6-7.

	7-8.

	8-9.

	9-10.

	10-11

	11-12

?i, %

	60

	50

	40

	40

	45

	55

	70

	80

	85

	70

	50

	45

Pi

2,2

1,6

1

1

1

1,6

1,8

2,6

2,8

2,6

1,8

1,8

Час

	12-13

	13-14

	14-15

	15-16

	16-17

	17-18

	18-19

	19-20

	20-21

	21-22

	22-23

	23-24

?i, %

	40

	40

	60

	70

	80

	90

	100

	100

	95

	85

	80

	70

Pi

1,4

1,4

1,8

2,2

2,2

2,4

2,8

3,2

3,4

3,4

3

2,4



Таблица 1.4

Расчет летнего графика нагрузки микрорайонов 3 и 6

Час

0-1.

1-2.

2-3.

3-4.

4-5.

5-6.

6-7.

7-8.

8-9.

9-10.

10-11

11-12

?i, %

55

40

25

25

25

40

45

65

70

65

45

45

Pi

1,65

1,2

0,75

0,75

0,75

1,2

1,35

1,95

2,1

1,95

1,35

1,35

Час

12-13

13-14

14-15

15-16

16-17

17-18

18-19

19-20

20-21

21-22

22-23

23-24

?i, %

35

35

45

55

55

60

70

80

85

85

75

60

Pi

1,05

1,05

1,35

1,65

1,65

1,8

2,1

2,4

2,55

2,55

2,25

1,8









Таблица 1.5 

Расчет зимнего графика нагрузки микрорайона 5

Час

	0-1.

	1-2.

	2-3.

	3-4.

	4-5.

	5-6.

	6-7.

	7-8.

	8-9.

	9-10.

	10-11

	11-12

?i, %

	60

	50

	40

	40

	45

	55

	70

	80

	85

	70

	50

	45

Pi

3

2,5

2

2

2,25

2,75

3,5

4

4,25

3,5

2,5

2,25

Час

	12-13

	13-14

	14-15

	15-16

	16-17

	17-18

	18-19

	19-20

	20-21

	21-22

	22-23

	23-24

?i, %

	40

	40

	60

	70

	80

	90

	100

	100

	95

	85

	80

	70

Pi

2

2

3

3,5

4

4,5

5

5

4,75

4,25

4

3,5



Таблица 1.6

Расчет летнего графика нагрузки микрорайона 5

Час

0-1.

1-2.

2-3.

3-4.

4-5.

5-6.

6-7.

7-8.

8-9.

9-10.

10-11

11-12

?i, %

55

40

25

25

25

40

45

65

70

65

45

45

Pi

2,75

2

1,25

1,25

1,25

2

2,25

3,25

3,5

3,25

2,25

2,25

Час

12-13

13-14

14-15

15-16

16-17

17-18

18-19

19-20

20-21

21-22

22-23

23-24

?i, %

35

35

45

55

55

60

70

80

85

85

75

60

Pi

1,75

1,75

2,25

2,75

2,75

3

3,5

4

4,25

4,25

3,75

3



1.3. Определение максимальной мощности подстанции

Суммарный график нагрузок потребителей определяется с учетом потерь мощности на ПС. 

Суммируя величины мощностей на iх-ступенях графиков нагрузки отдельных потребителей и величины потерь мощности на ПС для каждой ступени, получаем суммарный график нагрузки ПС для периодов (зимний период, летний период): 

     (1.2)

 где – суммарная мощность всех микрорайонов i-ой ступени; 

– постоянные потери, равные 1% от , 

где Pmax- максимальное значение активной мощности i-ступени совмещенного графика, Pmax= 23,0 МВт  [8,13]; 

? Pпост.=0,01 Pmax,                                     (1.3)

? Pпост.=0,01 · 23 = 0,23МВА;

?Pс.н. – потери на собственные нужды, составляют 0,5% от Pmax

?Pс.н.= 0,005 Pmax,                                           (1.4)

?Pс.н.= 0,005 · 23 = 0,1,МВА,

– переменные потери, которые зависят от величины мощности каждой отдельной ступени [8,13]: 

       (1.5)

Расчет суммарного графика нагрузки потребителей для периодов (зимний период, летний период)на шинах ПС представлен в таблицах 1.7 – 1.8. 



Таблица 1.7

Результаты расчета суммарного зимнего графика нагрузки ПС

Час

0-1.

1-2.

2-3.

3-4.

4-5.

5-6.

6-7.

7-8.

8-9.

9-10.

10-11

11-12

Pi

13,8

11,5

9,2

9,2

10,4

12,7

16,1

18,4

19,6

16,1

11,5

10,4

?Рпост

0,23

?Рс.н.

0,12

?Рпер

0,8

0,6

0,4

0,4

0,5

0,7

1,1

1,5

1,7

1,1

0,6

0,5

P?псi

15,0

12,4

9,9

9,9

11,2

13,7

17,6

20,2

21,6

17,6

12,4

11,2

Час

12-13

13-14

14-15

15-16

16-17

17-18

18-19

19-20

20-21

21-22

22-23

23-24

Pi

9,2

9,2

13,8

16,1

18,4

20,7

23,0

23,0

21,9

19,6

18,4

16,1

?Рпост

0,23

?Рс.н.

0,12

?Рпер

0,4

0,4

0,8

1,1

1,5

1,9

2,3

2,3

2,1

1,7

1,5

1,1

P?псi

9,9

9,9

15,0

17,6

20,2

22,9

25,7

25,7

24,3

21,6

20,2

17,6



Таблица 1.8

Результаты расчетасуммарного летнего графика нагрузки ПС

Час

0-1.

1-2.

2-3.

3-4.

4-5.

5-6.

6-7.

7-8.

8-9.

9-10.

10-11

11-12

Pi

12,7

9,2

5,8

5,8

5,8

9,2

10,4

15,0

16,1

15,0

10,4

10,4

?Рпост

0,22

?Рс.н.

0,11

?Рпер

0,7

0,4

0,2

0,2

0,2

0,4

0,5

1,0

1,2

1,0

0,5

0,5

P?псi

13,7

9,9

6,2

6,2

6,2

9,9

11,2

16,3

17,6

16,3

11,2

11,2

Час

12-13

13-14

14-15

15-16

16-17

17-18

18-19

19-20

20-21

21-22

22-23

23-24

Pi

8,1

8,1

10,4

12,7

12,7

13,8

16,1

18,4

19,6

19,6

17,3

13,8

?Рпост

0,22

?Рс.н.

0,11

?Рпер

0,3

0,3

0,5

0,7

0,7

0,9

1,2

1,6

1,8

1,8

1,4

0,9

P?псi

8,7

8,7

11,2

13,7

13,7

15,0

17,6

20,3

21,6

21,6

18,9

15,0

По результатам расчетовP?пс(i), приведенных втаблицах 1.7 – 1.8 для периодов (зимний период, летний период) строим графики суммарной нагрузки ПС с учетом потерь (рисунки 1.3 и 1.4).



Рисунок 1.3 – Зимний график суммарной нагрузки подстанции 110/10кВ «Ростоши» с учетом потерь  



Рисунок 1.4 – Летний график суммарной нагрузки подстанции 110/10кВ «Ростоши» с учетом потерь  



График полной мощности ПС требуется для выбора и проверки силовых трансформаторов на понизительной подстанции. 

Произведем расчет коэффициента мощности нагрузки длявсех ступеней графика нагрузки - tg?св (i) по [10]:

tg?св(i) = P1(i) · tg?1 + P2(i) · tg?2 +…./ ? P1-n(i)         (1.6)

Затем вычисляем полную мощность с учетом ранее определенныхсредневзвешенных коэффициентов для всехступеней графика нагрузкиПС по [10]: 

,                       (1.7)

где– суммарное значение активной мощностикаждой из ступеней графика суммарной мощности ПС. 

Результаты расчетов сведены в таблицы 1.9 и 1.10.



Таблица 1.9

Расчет полной мощностиПС в зимний период

Час

0-1

1-2

2-3

3-4

4-5

5-6

6-7

7-8

8-9

9-10

10-11

11-12

tg?cвi

0,54

0,54

0,54

0,54

0,54

0,54

0,54

0,54

0,54

0,54

0,54

0,54

P?псi

15,0

12,4

9,9

9,9

11,2

13,7

17,6

20,2

21,6

17,6

12,4

11,2

S(i)

17,0

14,1

11,3

11,3

12,7

15,6

20,0

23,0

24,5

20,0

14,1

12,7

Час

12-13

13-14

14-15

15-16

16-17

17-18

18-19

19-20

20-21

21-22

22-23

23-24

tg?cвi

0,54

0,54

0,54

0,54

0,54

0,54

0,54

0,54

0,54

0,54

0,54

0,54

P?псi

9,9

9,9

15,0

17,6

20,2

22,9

25,7

25,7

24,3

21,6

20,2

17,6

S(i)

11,3

11,3

17,0

20,0

23,0

26,1

29,2

29,2

27,6

24,5

23,0

20,0



Таблица 1.10 

Расчет полной мощности подстанции в летний период

Час

0-1

1-2

2-3

3-4

4-5

5-6

6-7

7-8

8-9

9-10

10-11

11-12

tg?cвi

0,54

0,54

0,54

0,54

0,54

0,54

0,54

0,54

0,54

0,54

0,54

0,54

P?псi

13,7

9,9

6,2

6,2

6,2

9,9

11,2

16,3

17,6

16,3

11,2

11,2

S(i)

15,6

11,3

7,1

7,1

7,1

11,3

12,7

18,5

20,0

18,5

12,7

12,7

Час

12-13

13-14

14-15

15-16

16-17

17-18

18-19

19-20

20-21

21-22

22-23

23-24

tg?cвi

0,54

0,54

0,54

0,54

0,54

0,54

0,54

0,54

0,54

0,54

0,54

0,54

P?псi

8,7

8,7

11,2

13,7

13,7

15,0

17,6

20,3

21,6

21,6

18,9

15,0

S(i)

9,9

9,9

12,7

15,6

15,6

17,1

20,0

23,1

24,6

24,6

21,5

17,1



По полученным значениям мощностей S(i) строятся графики полной мощности подстанции (рисунки 1.5 и 1.6).



Рисунок 1.5 – Зимний график полной мощности подстанции





Рисунок 1.6 – Летний график полной мощности подстанции



Максимальная расчетная мощность подстанции составляет 20,9 МВА.

Для жилых микрорайонов продолжительность использования максимальной нагрузкиравна Tmax= 6000 часов.

Данная величина показывает, какое количество часов за рассматриваемый период потребители должны были бы работать с постоянной максимальной нагрузкой, для того чтобы отпустить с шин ПС действительное количество электрической энергии Wпза данный период времени.

Время максимальных потерь:





Выводы по главе 1

В первой главе ВКР приведены общие сведения об энергосистеме Оренбургской области, динамика потребления электроэнергии в Оренбургской области и структура потребления электроэнергии по основным группам потребителей. Приведены данные по основным энергокомпаниям региона. Дана структура установленной электрической мощности на территории Оренбургской области. Приведена карта-схема Центрального энергорайона Оренбургской области, в котором расположена рассматриваемая в данной работе ПС 110/10 кВ «Ростоши». Рассмотрен уровень спроса на электрическую энергию и мощность в Оренбургской области в целом и отдельным энергетическим районам, узлам нагрузки. Основные внешние электрические связи энергосистемы. Построены графики нагрузок потребителей подстанции и всей подстанции 110/10кВ «Ростоши» в целом.











ГЛАВА 2. Разработка проекта реконструкции электрической части подстанции 110/10кВ «Ростоши»

2.1 Выбор силовых трансформаторов

Число силовых трансформаторов, которые устанавливаются на понизительных ПС всех категорий принимают, в большинстве случаев, не больше 2-х. При установке 2-х трансформаторов и отсутствии резервирования по сетиНН мощность каждого из них необходимо выбирать с учетом загрузки силовых трансформаторов не больше 70% от суммарного значения максимальной нагрузки ПС в номинальном режиме. 

Мощность силового трансформатора на понизительной ПС должна быть такой, чтобы при повреждении одного из них оставшийся в работе трансформатор воспринял основную нагрузку ПС с учетом допустимого значения перегрузки в послеаварийном режиме и вероятного временного отключения потребителей 3-ей категории по надежности. Согласносуществующей практики разработки аналогичных проектов мощность силовыхтрансформаторов на ПС необходимо выбирать из условия допустимого значения перегрузки в послеаварийных режимах до 40 процентов на время максимальной нагрузки по условию [2,7]: 

,                                     (2.1)

где –величина максимальной расчетной мощностиПС 



Принимается трансформатор ТРДН-25000/110/10. Технические характеристики трансформаторов сводим в таблицу 2.1  [11,13]













Таблица 2.1

Технические характеристики трансформаторовТРДН-25000/110/10





2.2 Выбор электрической схемы подстанции

Электрические схемы распределительных устройств рассматриваемой подстанции необходимо выбирать на основании рекомендаций, изложенных в [13].

При выборе схем распределительных устройствтребуется руководствоваться следующими положениями: 

- Схему РУ выбираютучитывая схему прилегающей электросети, ее параметры и перспективы развития, количествоподключаемых ВЛЭП и силовых трансформаторов, потребности в секционировании и установкеустройств компенсации реактивной мощности, размер и стоимость земельного участка, природно-климатических условий и иных факторов. 

- Схему РУ разрабатывают с учетом предназначения ПС в данной энергетической системе, надежности работы примыкающих ВЛЭП и ПС и условий их резервирования. 

 Основными требованиями, которые предъявляются к схемам РУ являются требования обеспечения качества функционирования подстанции: надежность, экономичность, наглядность и простота, возможность и безопасность обслуживания, выполнение ремонтов и расширения, компактность и пр.

- Отказ любого выключателя, в РУ 110 кВ с секционированными сборными шинами, в большинстве случаев, не должен вести к отключению больше, чем шести присоединений, в т.ч. не больше одного силового трансформатора если в данном случае не нарушается больше одной транзитной цепи и электроснабжение ответственных потребителей электроэнергиипервой категории. 

- Количество одновременно отключаемых выключателей в пределах распределительного устройства одного напряжения составлять не больше: 

а) при повреждении ЛЭП – двух; 

б) при повреждении силовых трансформаторов напряжение которых составляет до 500 кВ включительно – четырех. 

- Обобщенный критерий при выборе схемы распределительного устройства при равном обеспечении качества функционирования подстанции- это минимум затрат на сооружение и техническое обслуживание РУ и ПС в целом.

На основании вышеизложенного, учитывая типовые схемы, определенные в [13] для напряжений 110 кВ и 10 кВ и с учетом количества присоединений на сторонах ВН и НН подстанции предусматриваются следующие схемы распределительных устройств:

- при четырех присоединениях ОРУ 110 кВ (2 ВЛ 110 кВ и 2 силовых трансформатора) выполняется по схеме 110 – 4Н «Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий»;







Рисунок 2.1. Схема 110 – 4Н «Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий»



- при 16 присоединениях РУ 10 кВ (12 отходящих ВЛ 10 кВ и 4 ввода от силовых трансформаторов) выполняется по схеме № 10-2 «Две одиночные, секционированные выключателем системы шин».



Рисунок 2.2. Схема № 10-2 «Две одиночные, секционированные выключателем системы шин»



Принимаем раздельную работу трансформаторов для уменьшения уровня токов КЗ. На секционном выключателе предусматриваем установку устройства АВР.

Распределительное устройство выполняется с применением ячеек КРУ с выключателями на выкатных тележках, что дает возможность отказаться от разъединителей, функции которых выполняют втычные контакты выкатной тележки. Использование ячеек КРУ дает возможность повысить надежность схемы, повысить условия эксплуатации, сократить затраты на строительство РУ-10 кВ.

К каждой секции подключается по 3 отходящие воздушные ЛЭП и одному вводу от силового трансформатора. В нормальных режимах включены выключатели всех присоединений, секционный выключатель отключен.

При КЗ на I секции шин 10 кВ отключается вводной выключатель данной секции и секция обесточивается на все время проведения ремонтных работ. При этом возможно отключение потребителей III категории, а потребители 1 и II категорий питаются по резервным линиям.

КЗ на ЛЭП отключается одним выключателем, однако если случается отказ в отключении выключателя, то КЗ с ЛЭП переходит на секцию шин. Происходит гашение всей секции на время, которое необходимо для вывода в ремонт ЛЭП и неотключившегося выключателя.

Схема наглядная, простая и удобная в обслуживании, экономичная.

Распределительное устройство на напряжение 10 кВ понизительной подстанции принимаю комплектным из шкафов КРУ серии К-104м. 









2.3 Выбор марки и .......................