Содержание
Содержание
Введение.2
Глава I. Производственный травматизм как следствие несоблюдение охраны труда…3
1.1.Понятие производственного травматизма3
1.2.Причины производственного травматизма..4
Глава II. Профилактикам производственного травматизма в России.6
2.1. Состояние проблемы производственного травматизма в современной России…6
2.2. Анализ причин производственного травматизма как необходимое условие
его профилактики…8
2.3. Методы профилактики производственного травматизма…9
Заключение…12
Список литературы..13
Выдержка из текста работы
Целью настоящей работы является выбор наилучшей в технико-экономическом смысле схемы развития районнойэлектрической сети при соблюдении заданных требований к надежности схемыэлектроснабжения и к качеству электроэнергии отпускаемой потребителям,непосредственное проектирование подстанции.
Необходимо произвести подключениенового потребителя к уже существующей исходной электрической сети.Рассмотрено три варианта подключения проектируемойподстанции № 10. Проектирование производилось с учетом климатических условий, вкоторых находится подстанция.
В работе приведены расчеты нормальных и аварийныхрежимов всех рассматриваемых вариантов.Произведен выбор сечений проводов линий электропередач для каждоговарианта. Произведено технико-экономическое сравнение вариантов. В результатечего был выбран наиболее оптимальный вариантприсоединения проектируемой подстанции к существующей сети. Следующим этапом было проведено проектированиепонижающей подстанции 110/10 кВ,выбор числа и мощности силовых трансформаторов, трансформаторовсобственных нужд, выбор оборудования и коммутационной аппаратуры. В «Разделерелейная защита» был произведен расчет релейной защиты силового трансформатора. Расчеты нормальных и аварийных режимов выполнены в программе «RASTR». Расчеты токов короткого замыкания выполнены в программе«ТКЗ-3000». Выбор числа и мощности силовых трансформаторов, их тепловой режимработы в зимний и летний периоды выполнены впрограмме «TRANS».
Дипломный проект содержит:
Листов –
Рисунков–
Таблиц –
Приложений–3
Перечень листов графических документов.
Задание напроектирование
Реферат
Перечень листовграфических документов
Введение
1. Цельработы и характеристика исходнойинформации.
2. Проектированиеэлектрическойсети
2.1. Разработка вариантовразвития сети
2.2. Выбор сечений линийэлектропередач
2.3. Технико-экономическоесопоставление вариантов развития сети
3. Выборчисла и мощности силовыхтрансформаторов
3.1. Расчёт режимовсистематических нагрузок и аварийных перегрузок трансформатораТРДН-25000/110/10 (вариант I)
3.2. Расчёт режимовсистематических нагрузок и аварийных перегрузок трансформатораТРДН-16000/110/10 (вариант II).
3.3. Экономическоесопоставление вариантов трансформаторов
4. Анализустановившихся режимов электрическойсети.
5. Расчёттоков короткогозамыкания.
6. Главнаясхема электрическихсоединений.
6.1. Основные требования,предъявляемые к главным схемам распределительныхустройств.
6.2. Выбор схемы распределительногоустройства высокого напряжения (РУВН).
6.3. Выбор оборудования РУВН.
6.4. Выбор схемыраспределительного устройства низшего напряжения (РУНН).
6.5. Выбор оборудования (РУНН).
6.6. Выбор измерительныхтрансформаторов тока и напряжения.
6.7. Выбортоковедущих частей на РУНН.
6.8. Собственные нуждыи оперативный ток.
6.9. Выборограничителейперенапряжения.
7. Конструктивноевыполнениеподстанции.
8. Релейная защитапонижающего трансформатора.
8.1. Расчётдифференциальной токовой защиты понижающеготрансформатора.
8.2. Расчёт МТЗ сблокировкой по минимальному напряжению.
8.3. Расчёт МТЗ отперегрузки.
9. Безопасность иэкологичностьпроекта.
9.1. Краткое описаниепроектируемого объекта.
9.2. Вредные и опасныефакторы.
9.3. Меры безопасностипри обслуживании.
9.4. Пожарнаябезопасность
9.5. Экологичностьпроекта
9.6. Чрезвычайныеситуации.
9.7. Грозозащита изаземлениеподстанции.
9.8. Расчётзаземляющих устройств (ЗУ).
10. Смета насооружение подстанции.
Заключение
Приложения
I.1. Расчёт тепловогорежима силовых трансформаторов.
I.2. Расчёт токовкороткого замыкания
I.3. Расчёт установившихсярежимов
Библиографическийсписок
Развитие энергетикиРоссии, усиление связей между энергосистемами требует расширение строительстваэлектроэнергетических объектов, в том числе линий электропередач и подстанцийнапряжением 35-110кВ переменного тока.
В настоящее время ЕЭС России включают в себя семьпараллельно работающих объединенийэнергосистем: Центра, Средней Волги, Урала, Северо-запада, Востока, Юга и Сибири.
Производствоэлектроэнергии растет во всем мире, что сопровождается ростом числа электроэнергетических систем, которое идет по пути централизации выработки электроэнергии на крупныхэлектростанциях и интенсивногостроительства линий электропередач и подстанций.
Проектированиеэлектрической сети, включая разработку конфигурации сети и схемы подстанции,является одной из основных задач развития энергетических систем, обеспечивающихнадёжное и качественное электроснабжение потребителей. Качественноепроектирование является основой надёжного и экономичного функционированияэлектроэнергетической системы.
Задача проектированияэлектрической сети относится к классу оптимизационных задач, однако не можетбыть строго решена оптимизационными методами в связи с большой сложностьюзадачи, обусловленной многокритериальностью, многопараметричностью идинамическим характером задачи, дискретностью и частичной неопределенностьюисходных параметров.
В этих условияхпроектирование электрической сети сводится к разработке конечного числарациональных вариантов развития электрической сети, обеспечивающих надёжное икачественное электроснабжение потребителей электроэнергией в нормальных ипослеаварийных режимах. Выбор наиболее рационального варианта производится поэкономическому критерию. При этом все варианты предварительно доводятся доодного уровня качества и надёжности электроснабжения. Экологический, социальныйи другие критерии при проектировании сети учитываются в виде ограничений.
1. Цель работы и характеристика исходной информации.
Целью дипломного проектаявляется разработка рационального, в технико-экономическом смысле, вариантаэлектроснабжения потребителей вновь сооружаемой подстанции 10 с соблюдениятребований ГОСТ к надёжности и качеству электроэнергии, отпускаемойпотребителям, а также разработка электрической схемы и компоновка подстанции,выбора основного оборудования, и оценка работы подстанции в нормальных, аварийныхи послеаварийных режимах. Карта-схема района электроснабжения представлена нарис. 1.1, подстанция сооружается в районе Урала со среднегодовой температуройокружающей среды +50С.
Источникамиэлектроэнергии в схеме является ГРЭС, работающая на буром угле и соседняяэнергосистема, эквивалентированная к узлу 1, мощность которой существеннопревышает мощность рассматриваемого района развития сети, поэтому напряжение вузле 1 можно считать неизменным при колебании нагрузок рассматриваемой сети (U1=115кВ). На ГРЭС установлены генераторы ТВВ-200 итрансформаторы ТДЦ-250000/220. Системообразующая сеть 220кВ выполнена проводомАС-400, распределительная сеть 110кВ выполнена проводом АС-240.
Потребителиэлектроэнергии подключаемой подстанции №10 включают промышленную и коммунальнуюнагрузку общей мощностью в максимальном режиме 32 МВт при cosφ=0,87. График нагрузки приведён нарисунке 1.2 и в таблице 1.1.
Составпотребителей по категориям надёжности электроснабжения:
I категория – 40%
II категория – 40%
III категория –20%;
Номинальноенизшее напряжение подстанции 10 кВ;
Числоотходящих линий — 16
/> P=80MBт
/>/> Р=110МВт 4 cosφ=0,9
cosφ=
/>/>/>/>/> 4 ТДЦН – Р50000/220
/>/>/>/>/>/> 2 1000 4ТВВ-200
/>Uбаз P=32МВт
/>/>/> cos=0,87
P=40МВт
cos=0,85
Р=130МВт
/>/>/> cosφ=0,9
Р=60МВт
cosφ=0.85
P=20МВт
cos=0,85
/>
/>/>/>
/>/>/> 9 8 5
/>
/> P=16,9МВт
3 cosφ=0.9
/> Р=125МВт
cosφ=0,9
Рис.1.1 Карта-схема районаэлектроснабжения.
График нагрузки характерного зимнего дня
/>
График нагрузки характерного летнего дня
/>
/>
Рис.1.2 График нагрузкитрансформаторов.
/>
График нагрузки характерного летнегои зимнего дня.
2. ПРОЕКТИРОВАНИЕЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ.
2.1. Разработкавариантов развития сети.
На стадии выбора конкурентно способных вариантов развития электрическойсети решаются две основные задачи – определение рационального класса напряжениясети и выбор конфигурации сети.
Определение рационального класса напряжения зависит от района, в которомведётся проектирование, мощности присоединяемых узлов и их удалённости отисточников электроэнергии.
Анализ карты-схемы сети (рис.1.1), расположение и параметры и параметрыприсоединяемой подстанции №10 однозначно определяют класс напряжения сети110кВ, так как это напряжение явно выгоднее. И использование другого классанапряжения требует дополнительной ступени трансформации и являетсянерациональным.
Разработка вариантов развития сети, связанная с присоединением подстанции10 к сети 110кВ, выполнена при соблюдении следующих основных принципов выбораконфигурации сети:
— сеть должна быть как можно короче географически;
— электрический путь от источников к потребителю должен быть как можнокороче;
— существующая сеть должна быть короче;
— каждый вариант развития сети должен удовлетворять требованиямнадёжности;
— потребители I и IIкатегории по надёжности электроснабжения должны получать питание от двухнезависимых источников (по двум или более линиям);
— в послеаварийных режимах (отключение линии, блока на станции)проектируемые и существующие линии не должны перегружаться (ток по линии недолжен быть больше длительно допустимого тока по нагреву).
С учётом указанных требований были разработаны варианты присоединения подстанции№10 к энергосистеме.
Вариант I (рис.2.1) предполагает подключениепроектируемой подстанции №10 по наиболее короткому пути от узла №7(строительство двух линий 110кВ общей длиной 20км).
Вариант II (рис.2.2) предполагает присоединениеподстанции №10 в кольцо от узлов №7 и №8 (строительство двух линий 110кВ общейдлиной 45км).
Вариант III (рис.2.3) предполагает подключениепроектируемой подстанции №10 от узла №8 (строительство двух линий 110кВ общейдлиной 50км).
Вариант IV (рис.2.4) предполагает подключениепроектируемой подстанции №10 в кольцо от узлов №5 и №7 (строительство двухлиний 110кВ общей длинной 60км)
/>
/> 32/0.87 10
/>
/> 40/0.85
/>
/> 7
/> 20/0.85
/>/>/>
/>/> 9 8 5
60/0.85 16.9/0.9
/> существующая сеть
/> проектируемая сеть
Рис.2.1 Развитие сети по варианту I
/>/> 32/0.87 10
/>/>
/> 40/0.85
/>
/> 7
/> 20/0.85
/>/>/>
/>/> 9 8 5
/>/>
16.9/0.9
/> 60/0,85 существующая сеть
/> проектируемая сеть
Рис.2.2 Развитие сети по варианту II
/> 32/0.87 10
/>
/> 40/0.85
/>
7
/>
/> 20/0.85
/>/>/>
/>/> 9 8 5
/>/>
60/0.85 16.9/0.9
/> существующая сеть
/> проектируемая сеть
/>/> 32/0.87 10
/>
/> 40/0.85
/>
7
/>
/> 20/0.85
/>/>/>
/>/> 9 8 5
/>/>
16.9/0.9
60/0.85
/> существующаясеть
/> проектируемая сеть
Рис. 2.4 Развитие сети по варианту IV
2.2. Выбор сечений линий электропередач.
Выбор сечений линий электропередачи выполняется сиспользованием экономических токовых интервалов. При этом в зависимости отпринципов применяемых при унификации опор зоны экономических сечений могутсдвигаться, поэтому для однозначности проектных решений при выборе сеченийоговариваются используемые опоры и таблицы экономических интервалов сечений.
Проектируемая подстанцияи сооружаемые линии электропередачи находятся в климатической зоне Урала,относящийся к I району по гололёду. Длястроительства линий электропередач используются стальные опоры. Значенияэкономических токовых интервалов были взяты из таблицы 1.12[2]. Для выбора сечений линий электропередач предварительно подсчитанытоки нагрузки узлов в максимальном режиме.
Токи нагрузки узловрассчитываются по формуле:
/> (2.1)
где Р – мощностьподстанции в максимальном режиме
U- номинальное напряжение сети.
Результаты расчётов токовузлов приведены в таблице 2.1
Результатырасчёта токов узлов.
/>
Расчёт токораспределения в сети для выбора сеченийпроизводится по эквивалентным длинам.
Потокораспределение всистемообразующей сети остаётся постоянным для всех вариантах присоединенияпроектируемой подстанции 10 и не зависит от варианта её присоединения. Поэтомупо системообразующей сети потокораспределение рассчитывается один раз и вдальнейшем анализе учитываться не будет.
Токораспределениесистемообразующей сети приведено в
таблице 2.2.
Токораспределениераспределительной сети приведено в таблице 2.3…2.5соответственно для вариантов I-IV. Линии 5-8, 5-7,8-9 –существующие, сечение линий АС-240.
Токораспределение системообразующейсети.
Токораспределение распределительнойсети (Вариант I).
Токораспределение распределительнойсети (Вариант II).
Токораспределение распределительнойсети (Вариант III).
Таблица 2.6
Токораспределение распределительнойсети (Вариант IV)
Выбор сечений линий электропередач.
8-10
7-10
АС-120
АС-120
7-10
5-10
АС-120
АС-120
Проверка выбранных сечений выполняется из условийнаиболее тяжёлых аварийных режимов, в качестве которых использованы:
— Обрыв одной изпараллельных цепей в радиальной сети;
— Обрыв наиболеенагруженной линии в кольце.
Результаты проверкивыбранных сечений для распределительной сети приведены в таблицах 2.8…2.11соответственно для вариантов I-IV.
Проверка сечений линийраспределительной сети (Вариант I).
Iавар.
Iдоп.
Проверка сечений линийраспределительной сети (Вариант II).
Iавар.
Iдоп.
Проверка сечений линийраспределительной сети (Вариант III).
Iавар.
Iдоп.
Таблица 2.11
Проверка сечений линийраспределительной сети (Вариант IV).
Iавар.
Iдоп.
Анализ результатов проверки сеченийпроектируемых линий показывает, что в аварийных режимах по условию длительнодопустимого тока не проходит линия 5-8 в варианте III.
Необходимо добавить ксуществующим линиям третью.
/> 32/0.87 10
/>
/> 40/0.85
/>
/> 7
/> 20/0.85
/>/>/>
/>/> 9 8 5
/>/>/>
60/0.85 16.9/0.9
/> Существующая сеть
/> Проектируемая сеть
Рис.2.5 Развитие сети по варианту III с усилением линии 5-8
Анализрезультатов проверки сечений проектируемых линий показывает, что необходимостьусиления остальных линий отсутствует, все линии проходят по длительнодопустимому току. Расчёт токов проектируемых линий был выполнен в программе RASTR.
2.3. Технико-экономическоесопоставление вариантов развития сети.
Задача технико-экономическогосопоставления вариантов развития электрической сети в общем случае являетсямногокритериальным. При сопоставлении вариантов необходим учёт таких критериев,как экономический, критерий технического прогресса, критерий надёжности икачества, социальный и прочее. Решение в общем случае является очень сложным, изадача сводится к экономическому сопоставлению вариантов, которые обеспечиваютнадёжное и качественное энергоснабжение потребителей с учётом ограничений поэкологии и с выполнением социальных требований.
Критерий по экологии и надёжностиучитывается при разработке вариантов развития сети, критерий качество – прианализе электрических режимов для наиболее экономичных вариантов.
В качестве экономического критериядля сравнения вариантов развития использованы приведённые затраты, включаязатраты на сооружение линий и подстанций.
/> руб./год, где
/>–нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений, в расчётахпринимается/>;
/>–капитальные вложения в линии и подстанции
/> -соответственноиздержки на амортизацию и обслуживание линий /> иподстанций />, /> — издержки на возмещениепотерь энергии в электрических сетях;
/>-математическое ожидание народнохозяйственного ущерба от нарушенияэлектроснабжения.
Определение капитальных вложенийпроизводится обычно по укрупнённым стоимостным показателям для всегооборудования подстанций и ЛЭП.
Ежегодные издержки /> и /> определяются суммойотчислений от капитальных вложений /> и />, где />, /> — соответственнокоэффициенты отчислений на амортизацию и обслуживание для линий и подстанций(табл. 2.12).
/>-определяется на основе стоимости /> сооружения1 км линии /> определённых классовнапряжения, сечения, марки провода, длины линии />,количество линий />
/>
/>-включает стоимость подстанции без учёта оборудования одинакового для всехвариантах. Для предварительных расчётов /> можнопринять как
/>,где
/>-число ячеек выключателей 110кВ
/> — стоимость одной ячейки (табл.2.12).
/>,где
/>-суммарныепотери мощности в сети в максимальном режиме, определённые для каждой линии/>
/>
по всем линиям сети
/> — число часов максимальных потерь в год
/>
/> — удельная стоимость потерь электроэнергии в рассматриваемом режиме (/>)
Для годового числа использованиямаксимума нагрузки />
/>ч.
/>-суммарные потери х.х. трансформатора.
Учитывая существенную долю вприведённых затратах капиталовложений и издержек на подстанции, а также тотфакт, что во всех вариантах число, мощность и типы трансформаторов, число итипы выключателей не зависят от схемы сети, учёт подстанционных затрат невыполняется.
Все расчёты выполнены в ценах 1985года и сведены в табл.2.13
Таблица 2.12
Экономическое сравнениевариантов развития сети.
11.4x
x20x2=524.4
11.4×20+
11.4×25=
=547.2
11,4х20+
+11,4х40=
=718,2
Сумма капитальных вложений
/> (тыс. руб.)
718,2+105=
=823,2
Издержки на амортизацию и обслуживание ПС
/> (тыс. руб.)
0,094х70=
6,58
Издержки на амортизацию и обслуживание ВЛ
/> (тыс. руб.)
0,028х
х524,4=
=14,68
0,028х
547,2=
=15,32
0,028х
850=
=23,8
0,028х
718,2=
=20,1
Издержки на потери электроэнергии
/>
(тыс. руб.)
Приведённые затраты
/>
(тыс. руб.)
Анализ результатов сопоставлениявариантов развития сети показывает, что наиболее экономичным является вариант№1. Этот вариант принимается к дальнейшему рассмотрению по критериям качестваэлектроэнергии.
3. Выбор числа и мощности силовых трансформаторов.
3.1. Расчёт режимовсистематических и аварийных перегрузок трансформатора ТРДН-25000/110 наподстанции №10 (вариант I).
Расчёт произведён сприменением программы TRANS.
Получены следующиерезультаты расчёта, в зависимости от режима.
— износ изоляции –0.0003 о.е.;
— недоотпускэлектроэнергии – 0.00 МВт*ч/сут.;
— износ изоляции –1,7827 о.е.;
— недоотпускэлектроэнергии – 0,00 МВт*ч/сут.;
Расчёт данного режима показывает,что условия допустимости аварийных перегрузок не выполняется. С целью введениятеплового режима в допустимую область произведена коррекция графика нагрузки(отключение части потребителей) таким образом, чтобы недоотпуск электроэнергиипотребителям был минимальным.
Скорректированный зимний графикнагрузки показан на рис. 3.1.
График нагрузки характерного зимнего дня
/>
/>
Рис.3.1 Скорректированный зимний графикнагрузки с указанием номинальной мощности трансформатора.
График нагрузки характерного летнего дня
/>
Рис.3.2 Летний графикнагрузки с указанием номинальной мощности трансформатора.
Летний график нагрузки.
— износ изоляции –0,0007 о.е.;
— недоотпускэлектроэнергии – 0,00 МВт*ч/сут.;
— износ изоляции –0,1385 о.е.;
— недоотпускэлектроэнергии – 0,00 МВт*ч/сут.;
Капиталовложения– 131 тыс. руб.;
Годовыепотери электроэнергии — 850549 кВт*ч/год;
Стоимостьгодовых потерь – 13 тыс. руб.;
Приведённыезатраты (без ущерба) составляют — 41 тыс. руб.
Расчёт показал, что приустановке на проектируемой подстанции трансформатора типаТРДН-25000/110условия допустимости систематических и аварийных перегрузок во всех режимахсоблюдается, недоотпуска электроэнергии нет. Общие затраты на вариант I будут равны приведённым.
З(I) = 41тыс. руб.
3.2. Расчёт режимов систематических иаварийных перегрузок трансформатора ТРДН-16000/110 на подстанции №10 (вариантII).
Расчёт произведён сприменением программы TRANS.
Получены следующиерезультаты расчёта, в зависимости от режима.
— износ изоляции –0,0189 о.е.;
— недоотпускэлектроэнергии – 0,00 МВт*ч/сут.;
— износ изоляции –212.1621 о.е.;
— недоотпускэлектроэнергии – 50.02 МВт*ч/сут.;
Летний график нагрузки.
— износ изоляции –0,0087 о.е.;
— недоотпускэлектроэнергии – 0,00 МВт*ч/сут.;
— износ изоляции –170.4378 о.е.;
— недоотпускэлектроэнергии – 17.29 МВт*ч/сут.;
Капиталовложения – 96тыс. руб.;
Годовые потериэлектроэнергии — 1028792 кВт*ч/год;
Стоимость годовых потерь– 15 тыс. руб.;
Приведённые затраты (безущерба) составляют — 36 тыс. руб.
Расчёт показал, что приустановке на проектируемой подстанции трансформатора типа ТРДН-16000/110 естьнедоотпуск электроэнергии потребителям. Ущерб от недоотпуска электроэнергииопределим по следующей формуле:
/>
/>=0,6 руб/кВт*ч – удельный ущерб отнедоотпуска электроэнергии потребителям
/> — вероятная длительность простоятрансформатора
/>=0,02 отк/год — вероятность отказатрансформатора;
/>=720 ч/отказ — время восстановлениятрансформатора;
/> — количество трансформаторов.
Так как отказы в зимний илетний периоды имеют различные недоотпуски электроэнергии потребителям,разделим вероятную длительность простоя пропорционально числу зимних и летнихдней.
/> час/год
/>час/год
/>час/год
0.6х(50,02х16,807+17,59х11,993)
24
= 26,20 тыс.руб/год.
Определим приведённыезатраты по варианту II с учётом ущербаот недоотпуска электроэнергии потребителям.
З(II) = З + У = 36 + 26,20 = 62,20 тыс.руб.
3.3. Экономическое сопоставление вариантовтрансформаторов.
Окончательныйвыбор варианта выполняется по минимуму приведённых затрат с учётом ущерба отнедоотпуска электроэнергии потребителям. Определим (в относительных единицах)затраты варианта I, приняв затратыварианта II за единицу:
1,517 о.е.
Расчётпоказывает, что вариант Iдешевле варианта II. Исходя изэтого для дальнейшего рассмотрения выбираем вариант установки на подстанциидвух трансформаторов типа ТРДН-25000/110. Результатыэкономического сопоставления вариантов выбора трансформаторов сведены в табл.3.1.
Недоотпуск электроэнергии, МВт*ч/сут.
— зимой
— летом
50,02
17,29
4. АНАЛИЗУСТАНОВИВШИХСЯ РЕЖИМОВ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ.
Расчёт и анализустановившихся режимов электрической сети выполняется с целью проверкикачества электроэнергии, отпускаемой потребителям. Результаты расчётовиспользуются для выработки решений по вводу режимов в допустимую область поуровням напряжения в узлах сети и перетокам по линиям.
Расчёт и анализустановившихся режимов выполнены для лучшего варианта развития электрической сети,показанного на рисунке 2.2 с установленной на подстанции 10 двухтрансформаторов ТРДН-25000/110-У1.
Расчёты установившихсярежимов электрической сети выполняется на базе вычислительного комплекса RASTR. Алгоритм RASTRа основан на использовании уравнения узловыхнапряжений для расчёта установившихся режимов электрической сети. Системауравнений узловых напряжений решается ускоренным методом Зейделя.
Согласно ГОСТ на качествоэлектроэнергии допустимые отклонения напряжения на шинах от номинального составляет:
— в нормальныхрежимах – 5%
— в аварийных – 10%
— в нормальныхрежимах – (9,5-10,5)кВ;
— в аврийныхрежимах – (9-11)кВ.
В проектируемойэлектрической сети предусмотрены средства регулирования напряжения. Наэлектростанции с помощью изменения тока возбуждения может быть изменена выдачареактивной мощности ГРЭС. Допустимые колебания реактивной мощности при выдаченоминальной активной соответствуют допустимым значениям /> на ГРЭС и приведены в табл.4.1
Таблица 4.1
Допустимые значения реактивноймощности ГРЭС.
/>
Регулирование напряженияна подстанции может быть выполнено с помощью РПН трансформаторов, позволяющихменять коэффициент трансформации под нагрузкой. На трансформаторахТРДН-25000/110 пределы регулирования составляют /> внейтрале обмотки высокого напряжения. При расчёте с помощью вычислительногокомплекса RASTR коэффициенты трансформациивычисляются как отношение напряжения низшей обмотки к напряжению высшей ипоэтому всегда меньше единицы. Значения коэффициентов трансформацииТРДН-25000/110 приведены в табл.4.2.
Таблица 4.2
Значения коэффициента трансформациитрансформатора ТРДН-25000/110.
Расчётыпараметров установившихся режимов приведены для следующих ниже вариантах.
Нормальныйрежим максимальных нагрузок (рис.4.1, приложение I-3)
Припроведении анализа выявлено, что во всех узлах нагрузки
напряжение в допустимых пределах. Напряжение на подстанции 10 в
норме — 10,1кВ. Коэффициенты трансформации на трансформаторах ГРЭС и в узле 5 –номинальные, в узлах распределительной сети коэффициенты трансформации равны:
— Узел 8 – 0,093 (№отпайки -0);
— Узел 7 – 0,095 (№отпайки -1);
— Узел 9 – 0,095(№ отпайки -1);
— Узел 10 – 0,098(№ отпайки -1).
Аварийныйрежим максимальных нагрузок – отключение одного из автотрансформаторов.Для ввода режима в допустимую область потребовалось установить коэффициенттрансформации:
— Узел 8 – 0,1 (№отпайки -2);
— Узел 7 – 0,1 (№отпайки -4);
— Узел 9 – 0,1 (№отпайки -5);
— Узел 10 – 0,106(№ отпайки -4).
Напряжение на шинах 10кВпотребителя соответствует требованиям ГОСТ и равно 10,0кВ. Результаты расчётаприведены на Рис.4.2 и приложении I-3.
Аварийный режиммаксимальных нагрузок – отключение линии 5-1000. Для ввода режима в допустимую областьпотребовалось установить коэффициент трансформации:
— Узел 8 – 0,1 (№отпайки -5);
— Узел 7 – 0,1 (№отпайки -4);
— Узел 9 – 0,1 (№отпайки -4);
— Узел 10 – 0,106(№ отпайки -4).
Напряжениена шинах 10кВ потребителя соответствует требованиям ГОСТ и равно 10,0кВ.Результаты расчёта приведены на Рис.4.3 и приложении I-3.
Аварийный режиммаксимальных нагрузок – отключение одного из трансформаторов узла 10. Для вводарежима в допустимую область потребовалось установить коэффициент трансформации:
— Узел 8 – 0,095 (№отпайки -2);
— Узел 7 – 0,095 (№отпайки -2);
— Узел 9 – 0,095(№ отпайки -2);
— Узел 10 – 0,109(№ отпайки -9).
Напряжение на шинах 10кВпотребителя соответствует требованиям ГОСТ и равно 9,8кВ. Результаты расчётаприведены на Рис.4.5 и приложении I-3.
Таким образом, анализустановившихся режимов наилучшего варианта развития сети позволяет сделатьвывод о том, что качество электроэнергии в выбранном варианте соответствуетГОСТ и дополнительных средств регулирования напряжения не требуется.
5. РАСЧЁТ ТОКОВКОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ.
Расчёт токов короткогозамыкания (ТКЗ) выполняется для обоснования выбора оборудования подстанций исредств релейной защиты и автоматики.
Прирасчёте ТКЗ обычно используются следующие допущения:
— Не учитываютсятоки нагрузок, токи намагничивания трансформаторов, ёмкостные токи линийэлектропередач;
— Не учитываютсяактивные сопротивления генераторов;
— Трёхфазная сетьрассматривается, как строго симметричная.
Схема замещения длярасчёта ТКЗ составляется по расчётной схеме электрической сети. Все элементысети замещаются соответствующим сопротивлением и указываются ЭДС источниковпитания. Затем схема сети сворачивается относительно точки КЗ, источникипитания объединяются и находится эквивалентная ЭДС схемы Еэкв ирезультирующее сопротивление сети от источников питания до точки КЗ Zэкв. По найденным результирующим ЭДС исопротивлению находится периодическая составляющая суммарного тока короткогозамыкания:
/> (5.1)
Ударныйток короткого замыкания определяется как
/> (5.2),
где /> — ударный коэффициент,который составляет />(табл.5.1).
Расчёт ТКЗ выполняетсядля наиболее экономичного варианта развития электрической сети (вариантI рис.2.1) с установкой на подстанции10 двух трансформаторов ТРДН-25000/110. Схема замещения сети для расчёта ТКЗприведена на рис. 5.1. Синхронные генераторы в схеме представленысверхпереходными ЭДС и сопротивлением /> (дляблоков 200МВт равным 0,19о.е. и приведёнными к номинальному генераторномунапряжению 15,75кВ). Параметры трансформаторов в расчётной схеме приведены кноминальному высшему напряжению, параметры линий электропередач определены поудельным сопротивлениям соответствующих сетей.
Определение периодическойсоставляющей суммарного тока КЗ выполняется с использованием комплексапрограммы «TKZ3000». Основные результаты расчёта токов приведены в таблице5.1 и в приложении I-2.
Токи трёхфазного короткого замыкания.
Uном, кВ
Jmax, кА
Jуд, кА
4.152
16.349
10.082
39.698
4.152
9.957
10.082
24.177
3.377
15.119
8.200
36.712
3.377
9.489
8.200
23.041
6. ГЛАВНАЯ СХЕМАЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ.
6.1. Основныетребования к главным схемам распределительных устройств.
Главная схема (ГС)электрических соединений энергообъекта – это совокупность основногоэлектротехнического оборудования, коммутационной аппаратуры и токоведущихчастей, отражающая порядок соединения их между собой.
В общем случае элементыглавной схемы электрических соединений можно разделить на две части:
— Внешниеприсоединения (далее присоединения);
— Генераторы, блокигенератор-трансформатор, линия электропередач, шунтирующие реакторы;
— Внутренниеэлементы, которые в свою очередь можно разделить на:
Схемообразующие — элементы, образующие структуру схемы (коммутационная аппаратура – выключатели,разъединители, отделители и т.д., и токоведущие части – сборные шины, участкитокопроводов, токоограничивающие реакторы);
— Вспомогательные –элементы, предназначенные для обеспечения нормальной работы ГС (трансформаторытока, напряжения, разрядники и т.д.).
Тенденция концентрациимощности на энергетических объектах остро ставит задачу проблемы надёжности иэкономичности электрических систем (ЭЭС) в целом и в частности, проблемусоздания надёжных и экономичных главных схем электрических соединенийэнергообъектов и их распределительных устройств (РУ).
Благодаря уникальностиобъектов и значительной неопределённости исходных данных процесс выбора главнойсхемы – всегда результат технико-экономического сравнения конкурентно способныхвариантов, цель которого – выявить наиболее предпочтительный из них с точкизрения удовлетворения заданного набора качественных и количественных условий.Учёт экономических, технических и социальных последствий, связанных с различнойстепенью надёжности ГС, представляет в настоящее время наибольшую сложностьэтапа технико-экономического сравнения схем. Это связано, в первую очередь, снедостаточностью исходных данных (особенно статистических характеристикнадёжности), сложностью формулирования и определения показателей надёжности ГСв целом и ущербов от недоотпуска электроэнергии и от нарушений устойчивостипараллельной работы ЭЭС.
Основные назначения схемэлектрических соединений энергообъектов заключается в обеспечении связиприсоединений между собой в различных режимах работы. Именно это определяетследующие основные требования к ГС:
— Надёжность –повреждение в каком-либо Присоединении или внутреннем элементе, по возможности,не должны приводить к потере питания исправных присоединений;
— Ремонтопригодность– вывод в ремонт, какого либо Присоединения или внутреннего элемента не должны,по возможности, приводить к потере питания исправных присоединений и снижениюнадёжности их питания;
— Гибкость –возможность быстрого восстановления питания исправных присоединений;
— Возможностьрасширения – возможность подключения к схеме новых присоединений безсущественных изменений существующей части;
— Простота инаглядность – для снижения возможных ошибок эксплуатационного персонала;
— Экономичность –минимальная стоимость, при условии выполнения выше перечисленных требований.
Анализ надёжности схемэлектрических соединений осуществляется путём оценки последствий различныхаварийных ситуаций, которые могут возникнуть на присоединениях и элементах ГС.Условно аварийные ситуации в ГС можно разбить на три группы:
— аварийныеситуации типа «отказ» — отказ какого-либо Присоединения или элемента ГС,возникающий при нормально работающей ГС;
— аварийныеситуации типа «ремонт» — ремонт какого-либо Присоединения или элемента ГС;
— аварийныеситуации типа «ремонт+отказ» — отказ какого-либо Присоединения или элемента ГС,возникающий в период проведения ремонтов элементов ГС.
Все известные в настоящеевремя ГС основаны на следующих принципах подключения присоединений:
— присоединениекоммутируется одним выключателем;
— присоединениекоммутируется двумя выключателями;
— присоединениекоммутируется тремя и более выключателями;
В настоящее времяразработано минимальное количество типовых схем РУ, охватывающих большинствовстречающихся в практике случаев проектирования ПС и переключательных пунктов ипозволяющих при этом достичь наиболее экономичных унифицированных решений. Дляразработанного набора схем РУ выполняются типовые проектные решения компоновоксооружений, установки оборудования, устройств управления, релейной защиты,автоматики и строительной части ПС.
Применение типовых схемявляется обязательным при проектировании ПС. Применение нетиповых схемдопускается при наличии соответствующих технико-экономических обоснований.
Проектирование схем РУ ПСсводится к выбору схемы из числа типовых в соответствии с правилами ихприменения.
6.2. Выбор схемыраспределительного устройства высокого напряжения (РУВН).
К РУВН проектируемойподстанции подключаются две ВЛ и два трансформатора.
Подстанция относится кклассу тупиковых подстанций. Для данного класса напряжения, набора внешнихприсоединений и мощности трансформаторов, с учётом того, что применениеотделителей в условиях холодного климата не рекомендуется, принимаем кустановке на проектируемой подстанции схему два блока линия трансформатор снеавтоматической перемычкой. (рис.6.1).
В нормальномрежиме все коммутационное оборудование включено, за исключением разъединителей QS7 в ремонтной перемычке. ВЛ W1, W2 – линии, связывающие проектируемую подстанцию сэнергосистемой.
Рассмотримпоследствия аварийных ситуаций в данной схеме:
Отказ одного изтрансформаторов (предположим Т1). При КЗ в Т1 происходит отключение выключателяQ1, питание потребителей подстанцииосуществляется через Т2 с учётом его перегрузочной способностью.
Отказ одной линиисвязи с электростанцией (W1).При КЗ на W1 происходит отключение выключателя Q1, трансформатор Т1 теряет питание.После отключения W1 оперативныйперсонал отключает повреждённую линию линейным разъединителем, после этогозамыкается ранее отключенный QS7,происходит включение Q1 иТ1и восстанавливает питание.
Отказ одного извыключателей (Q1). При КЗ в Q1 отключается головной выключатель и W1. Питание всех потребителей подстанции осуществляется от W2 и Т2.
Таким образом, изприведённого анализа следует, что в выбранной схеме отсутствует простая(одиночная) аварийная ситуация, приводящая к отключению потребителейпроектируемой подстанции.
Наиболее тяжёлойаварийной ситуацией является отказ одной питающих линий (W1) в период ремонта одного изтрансформаторов (Т2), но и в этом случае имеется возможность обеспечить питаниепотребителей проектируемой подстанции от W2 через ремонтную перемычку QS7-QS8 итрансформатор Т1.
