Проект підстанції

Размещено на http://www.allbest.ru/

ДИПЛОМНА РОБОТА

ПРОЕКТ ПІДСТАНЦІЇ

Зміст

Вступ

1. Аналіз вихідних даних

1.1 Характеристика мережі

1.2 Характеристика району

1.3 Характеристика електроспоживачів за надійністю електропостачання

1.4 Розрахунок активних і реактивних навантажень підстанції «Арена»

1.5 Вибір та аналіз варіантів розвитку мережі

2. Вибір трансформаторів підстанції «арена»

3. Вибір проводів повітряних ліній

4. Розрахунок режиму мережі за максимальних навантажень

5. Техніко-економічне порівняння варіантів розвитку електричної мережі

5.1 Алгоритм методу зведених витрат

5.2 Визначення капіталовкладень варіантів мережі

5.3 Визначення щорічних експлуатаційних витрат

5.4 Розрахунок народногосподарських збитків під час вимушених і планових перерв електропостачання

5.5 Вибір оптимального варіанту електричної мережі

6. Розрахунок координат усталених режимів мережі

6.1 Загальні положення і мета розрахунку усталених режимів

6.2 Розрахунок параметрів та складання схеми заміщення електричної мережі

6.3 Вимоги до розрахунків основних режимів електричних мереж

6.4 Засоби централізованого регулювання напруги на шинах підстанції

6.5 Вибір відгалужень обмоток трансформаторів

6.6 Планування усталених режимів електричної мережі та вимоги до якості електроенергії

7. Проект підстанції «Арена»

7.1 Вибір головної схеми електричних з'єднань ПС «Арена»

7.2 Розрахунок струмів короткого замикання

7.3 Вибір комутаційної та вимірювальної апаратури

7.4 Вибір струмоведучих частин

7.5 Вибір трансформаторів власних потреб ПС «Арена»

7.6 Вибір акумуляторної батареї

8. Організаційно економічна частина

9. Охорона праці

10. Безпека у надзвичайних ситуаціях

Висновок

Література

Додаток А1-А3

Додаток Б1

Додаток В1

Додаток В1

Вступ

В період до 2020 р. експортний потенціал України може становити 30 млрд. кВтгод (5 - 6 млн. КВт). Це дозволить довести експорт потужності в країни Центральної Європи до 3,5 млн. КВт. В цей період надлишковим в ОЕС України буде Західний регіон, що обумовлено, в основному вводом блоків на Хмельницькій і Рівненській АЕС. З цього регіону, в доповнення до існуючого експорту електроенергії, що здійснюється з українського «Острова Бурштинської ТЕС» і за радіальною схемою від Добротвірської ТЕС в Польшу, є можливість збільшення експорту на 7 млрд. кВтгод в рік.

Маркетинговими дослідженнями встановлено, що в країнах Східної Європи потреба на імпортовану електроенергію може перевищувати вказані об'єми. Основними імпортерами можуть бути Венгрія, Румунія і Словакія. Максимальна потужність додаткового потоку енергії, що необхідно буде направляти в ці країни, оцінюється значенням 600 МВт до 2010 р. і в подальшому перевищить 1000 МВт.

Утримуючим фактором в реалізації додаткового експорту електроенергії є режим несинхронної роботи енергосистеми європейського енергооб'єднання UCTE і України.

Перехід на паралельну роботу потребує виконання значної реконструкції електростанцій і мереж для приведення їх у відповідність з вимогами UCTE. Реалізація цієї задачі можлива лише у віддалений період (орієнтовно 2015-2020 рр.).

Розширення об'єму експорту електроенергії з ОЕС України в країни Центральної Європи в найближчі десятиліття реально за рахунок будівництва вставки постійного струму (ВПС).

Необхідно відмітити, що в світовій практиці ВПС застосовуються більше чверті століття. За цей час нагромаджено значний досвід їх експлуатації і ефективного комерційного використання. Враховуючи, що ВПС - складна інженерна споруда з високою питомою капіталоємністю, слід скурпульозно продумати всі аспекти будівництва.

В ОЕС України розміщення першочергової ВПС доцільне в Західному регіоні, який найбільше наближений до границь країн Центральної Європи і буде мати стійкий і значний надлишок потужності, що обумовлено розвитком Хмельницької і Рівненської АЕС. Ця ВПС повинна бути максимально наближена до мережі 750 кВ, куди поступає електроенергія нових блоків цих АЕС.

За умовами зв'язку ВПС з електричними мережами експортного напрямку, з однієї сторони, і з мережами ОЕС України - з другої, найбільш придатливим місцем для спорудження вставки є територія біля ПС «Західноукраїнська». Приєднання цієї потужності підстанції до мереж ОЕС України реалізовано трьома ПЛ 750 кВ, в тому числі лініями, які зв'язують підстанцію з Рівненською і Хмельницькою АЕС. Крім того, від ПС Західноукраїнська відходить ПЛ 750 кВ у Венгрію (на ПС Альбертірша) і лінія 330 кВ в напрямку «Острова Бурштинської ТЕС», що розміщений в 40 км південніше підстанції. ВПС потужністю 500-1000 МВт повинна бути ввімкнута в розсічку зв'язку 750 кВ Західноукраїнська-Альбертірша. Для створення резервного зв'язку з «Островом Бурштинської ТЕС» з мінімальними затратами повинно бути створено додатковий зв'язок 750 кВ між ВПС і існуючим АТ 750/330 кВ на ПС Західноукраїнська, який зі сторони 330 кВ вже сьогодні ввімкнений через існуючу ПЛ 330 кВ до мереж «Острова Бурштинської ТЕС».

Подальше нарощування експорту електроенергії може бути здійснено за рахунок експорту електроенергії за рахунок спорудження ВПС на ПС 750 кВ Ісакча (Румунія) і ПС 750 кВ Жешув (Польща). Розміщення ВПС потужністю 1000 МВт на ПС Ісакча у 2010-2015 рр. передбачається також в прогнозах UCTE.

ПС 750 кВ Жешув раніше також розглядалась в якості пункту для встановлення ВПС, однак із-за обмеженої пропускної здатності внутрішніх електричних мереж енергосистеми Польщі для передачі потужності далі в енергооб'єднання потребує додаткове електромережне будівництво, що має велику вартість.

За виконаними оціночними розрахунками для спорудження ВПС потужністю 1000 МВт з врахуванням застосування імпортного обладнання у поєднанні з мережними АТ 750/400 кВ необхідно біля 300 млн. $ капіталовкладень.

Економічна ефективність будівництва цієї ВПС в найбільшій степені буде залежати від ціни імпортованої електроенергії. Виходячи з аналізу цін за діючими контрактами і матеріалів Європейської біржі електроенергії було прийнято, що ціна базової електроенергії може коливатися в діапазоні від 2,7 до 3,2 цента США за 1 кВтгод, а ціна пікової енергії - від 3,68 до 4,0 цента США за 1 кВтгод. Розрахунки виконувалися виходячи з допущень, що повна потужність ВПС буде використана на 50% для передачі електроенергії за ціною електроенергії базової зони графіка навантаження, а на 50% - пікової зони. В якості середнього за ефективністю сценарія було прийнято співвідношення цін електроенергії базової і пікової зон 2,7/3,68 цента США за 1 кВтгод. Для цього сценарію строк окупності інвестицій складає більше 10 років, за оптимістичного сценарію (3,2/4 цента США за 1 кВтгод) він скорочується до 8 років.

Для здійснення експорту електроенергії в Європу у вказаних вище розмірах при синхронній роботі енергооб'єднань потрібне підсилення внутрішньої мережі в європейських енергосистемах. В травні 2003 р. Було завершене попереднє техніко-економічне дослідженн-аналіз потокорозподілу на предмет можливого синхронного об'єднання мереж UCTE з ОЕС України і ЕЕС Росії, виконане за завданням Керуючого комітету UCTE. Дане дослідження показує, що вже тепер електричні мережі Центральної Європи експлуатуються майже на границі перевантаження. Діюча електрична схема між країнами UCTE не дозволяє передавати значні об'єми транзитної потужності і електроенергії, що поступають з східного енергооб'єднання. В дослідженні також було показано, що імпорт зі сходу, в основному, може бути використаний для забезпечення можливості заміни відпрацьованого станційного обладнання в країнах UCTE. Для вирішення цих питань необхідно продовжити спільні дослідження за участю граїн, що входять в UCTE, росії, України та інших зацікавлених країн СНД.

ОЕС України, ОЕС Центра (Росія) і ОЕС Молдови працюють паралельно і при перетоках потужності 1200 МВт в ОЕС Центра і 400 МВт в ОЕС Молдови підсилення мереж непотрібне.

При ввімкненні в роботу ПЛ 330 кВ ЧАЕС-Мозир і Чернігів-Гомель буде здійснено перехід на паралельну роботу ОЕС України і ОЕС Білорусі. Пропускна здатність вказаних зв'язків в сторону Білорусі складає порядку 800 МВт. При необхідності подальшого підвищення перетоку електроенергії в сторону ОЕС Білорусі потребує збільшення пропускної здатності перерізу ОЕС Україна-ОЕС Білорусь шляхом спорудження ПЛ 750 кВ чи 330 кВ від Рівненської АЕС в залежності від величини перетоку.

1. Аналіз вихідних даних

1.1 Характеристика мережі

Задана частина мережі 110 кВ ВАТ «Львівобленерго» (рис. 1.1), що живить стадіон і оточуючу його інфраструктуру. Живлення здійснюється від підстанції «Львів-Південна 330».

Рисунок 1.1- Фрагмент заданої схеми електричної мережі 110 кВ ВАТ «Львівобленерго»

За вихідний режим був взятий режим максимального навантаження.

Згідно завдання, передбачається розвиток електричної мережі 110 кВ ВАТ «Львівобленерго». Прогнозується спорудження у місті Львові підстанції з потужністю навантаження 11,5 МВт. Склад споживачів, які отримують живлення від шин підстанції за категоріями надійності наступний: І категорії - 30%, ІІ категорія - 30%, ІІІ категорія - 40% від потужності підстанції. Коефіцієнт реактивної потужності на шинах підстанції для режиму найбільшого навантаження орієнтовно прийнятий tg=0,55, коефіцієнт мінімального навантаження k_мin = 0,62. Час максимального навантаження - 5600 год.

Електрична мережа розташованана у Львівській області. Район розташування мережі відноситься до четвертого по швидкості напору вітру та третього по ожеледі. Середньорічна температура на території, охопленій мережею, становить 8С, а середньорічна тривалість гроз становить 49 год за рік.

На рис. 1.2 наведена топологічне розташування підстанцій електричної мережі 110 кВ.

Рисунок 1.2 - Топологічне розташування підстанцій заданої мережі

Величини навантажень на шинах підстанцій заданої мережі приведені в табл. 1.1.

Таблиця 1.1 Навантаження вузлів

Номер	Підстанція	Максимальний режим
вузла		Рнав, МВт	Qнав, Мвар
1	2	3	4
2	Львів-Південна 330	13,29	8,9
3	ЛТЕЦ1	9,96	6,67
4	Солонка	8,3	5,56

Довжини ліній електропересилання та параметри проводів заданої мережі приведені в табл. 1.2.

Таблиця 1.2 Параметри ліній електричної мережі 110 кВ

Лінії	Марка	l,	r,	x,	b,
№	Початок	Кінець	проводу	км	Ом	Ом	мкСм
l1	Львів-Південна 330	ЛТЕЦ1	АС-240/32	3,6	0,43	1,53	0,1
l2	Львів-Південна 330	Солонка	АС-185/29	1,8	0,3	0,74	0,05

Живильним вузлом електричної мережі є підстанція (ПС) «Львів-Південна-330».

В табл. 1.3 приведені параметри трансформаторів підстанцій заданої електричної мережі.

Таблиця 1.3

Підстанція	Тип	Sном,	Uном, кВ	uк, %	Рк,	Рх,	Iх,
	трансформаторів	МВА	ВН	СН	НН	В-С	В-Н	С-Н	кВт	кВт	%
Львів-Південна 330	2ТДТН-16000/110	16	115	22;34,5	11;6,6	10,5	17	6	100	23	1,0
ЛТЕЦ1	2ТДТН-16000/110	16	115	22;34,5	11;6,6	10,5	17	6	100	23	1,0
Солонка	2ТДТН-10000/110	10	115	34,5;38,5	6,6;11	10,5	17	6	76	17	1,1

1.2 Характеристика району

Згідно [2] визначення розрахункових кліматичних умов, інтенсивності грозової діяльності та розташування дротів, для розрахунку та вибору конструкції фаз ПЛ має виконуватися на основі карт кліматичного районування з уточненням та регіональним картам та матеріалам багаторічних спостережень гідрометеорологічних станцій та метеопостів управлінь гідрометеорологічних служб енергосистем за швидкістю вітру, інтенсивністю та товщиною оделеді, температурою повітря та грозовою діяльністю в зоні траси ПЛ (нашої повітряної лінії).

Згідно [2] задана мережа знаходиться у ІІ-у районі по швидкісних напорах вітру.

Максимальний швидкісний напір вітру, нормативний, згідно [2], становить 25 м/с.

Нормативна маса ожеледних відкладень на проводах та тросах визначається виходячи з циліндричних відкладень з густиною 0,9 г/см³.

Згідно [2] район місцезнаходження заданої мережі по товщині стінки ожеледі - ІІІ-й.

Розрахункова температура повітря приймається однаковою для всієї заданої мережі по даним фактичних спостережень і округляється до значень кратних п'яти t_{сер.діюче}=10 С.

Згідно [2] середньорічна тривалість гріз в районі розташування заданої мережі становить 49 год.

Згідно [2] район розташування заданої мережі по «плясці» проводів - ІI.

1.3 Характеристика електроспоживачів за надійністю електропостачання

Електроспоживачі за рівнем надійності електро-постачання розділено на три категорії [2].

Згідно завдання, від шин НН ПС «Арена» будуть живитися споживачі двох категорій:

І категорії - 30%;

ІІ категорії - 30%;

ІІІ категорії - 40%.

Розподіл потужності за категоріями здійснюємо за виразом:

де k - склад споживачів за категоріями, %;

Р_ПС - сумарне навантаження підстанції, МВт.

Таким чином, для ПС «Арена» розподіл потужності за категоріями наступний

1.4 Розрахунок активних і реактивних навантажень підстанції «Арена»

Визначаємо значення активного і реактивного навантаження на шинах ПС «Арена» для режимів найбільшого і найменшого навантаження.

Навантажень шин НН підстанції для режиму її найбільшого навантаження:

Реактивні складові навантажень на шинах ПС визначаємо на основі активних складових і відповідних їм коефіцієнтів потужностей:

де - коефіцієнт реактивної потужності.

Реактивні потужності на шинах СН і НН дорівнюють:

Розрахунок навантаження шин НН підстанції для режиму її найменшого навантаження виконуємо за наступними виразами:

де k_min - коефіцієнт мінімального навантаження.

Отже,

Результати розрахунків навантаження на шинах НН підстанції зводимо у табл. 1.4.

Таблиця 1.4 Розподіл навантаження на шинах ПС «Арена».

Сумарне наванта-	Навантаження	Номінальна	Найбільше навантаження	Найменше навантаження
ження, МВт	шин, %	напруга, кВ	Pmax, МВт	Qmax, Мвар	Pmin, МВт	Qmin, Мвар
11,5	100	10	11,5	6,325	7,13	3,92

1.5 Вибір та аналіз варіантів розвитку мережі

Складання можливих конфігурацій мережі

Варіант 1

Схема мережі приведена на рис. 1.3.

У цьому варіанті будується двоколова лінія Л-3 з ПС «Львів-Південна 330» до ПС «Арена» довжиною 3,5 км проводом АС-185/29

Рисунок 1.3 - Варіант 1 розвитку електричної мережі

Варіант 2

Схема мережі приведена на рис. 1.4.

У цьому варіанті будується одноколова лінія Л-3 з ПС «Львів-Південна 330» до ПС «Арена» довжиною 3,5 км проводом АС-185/29 та одноколова лінія Л-2 з ПС «Арена» до ПС «ЛТЕЦ1» довжиною 2,7 км проводом АС-185/29.



Рисунок 1.4 - Варіант 2 розвитку електричної мережі

Варіант 3

Схема мережі приведена на рис. 1.5.

У цьому варіанті будується одноколова лінія Л-5 з ПС «Солонка» до ПС «Арена» довжиною 3,8 км проводом АС-185/29 та одноколова лінія Л-3 з ПС «Арена» до ПС «ЛТЕЦ1» довжиною 2,7 км проводом АС-185/29.

Рисунок 1.5 - Варіант 3 розвитку електричної мережі

2. Вибір трансформаторів підстанції «арена»

Підстанція «Арена» буде споруджуватися двотрансформаторною.

При виборі трансформаторів необхідно забезпечити:

а) найефективніше використання встановленої потужності трансформаторів на понижуючих ПС всіх категорій;

б) мінімум капітальних і розрахункових витрат і їх розподіл відповідно до етапів розвитку ПС;

в) надійність електропостачаня;

г) зручність експлуатації;

д) можливість розширення ПС без складних реконструкцій і перерв в електропостачанні споживачів.

Виходячи з надійності забезпечення споживачів електроенергією на підстанції встановлюємо два трансформатори.

Потужність одного трансформатора двотрансфор-маторної підстанції вибирається з врахуванням допустимого перевантаження трансформатора на 40% під час аварійного вимкнення одного з трансформаторів у максимальному режимі роботи [1].

Цій умові відповідає співвідношення:

де - розрахункова потужність трансформатора, МВА;

Перевірку вибраної номінальної потужності трансформатора здійснюємо згідно виразом:

Сумарна потужність навантаження ПС визначається

Отже, знайдемо сумарну потужність навантаженя ПС «Арена».

Тоді

Вибираємо трансформатор з номінальною потужністю 10 МВА.

Виконаємо перевірку:

Отже, умова виконується. Вибираємо два трансформатори [14] типу ТДН-10000/110/10 з номінальними каталожними даними:

Тип	Sном,	Uном, кВ	uк, %	Рк,	Рх,	Iх,
трансформаторів	МВА	ВН	СН	НН	В-С	В-Н	С-Н	кВт	кВт	%
2ТДН-10000/110	10	115	-	6,6;11	-	10,5	-	60	14	0,7

3. Вибір проводів повітряних ліній

Згідно [3] для повітряних ліній 110 кВ вибираємо провід марки АС-185/29.

Погонні параметри проводу [3]:

r₀ = 0,162 Ом/км,

х₀ = 0,413 Ом/км,

b₀ = 2,75·10^-6 См/км.

Допустимий струм (І_доп) проводу з умов нагрівання - 450 А (за температури повітря +25 С).

Параметри ліній, по яких живиться підстанція «Арена» для трьох варіантів мережі наведені в табл. 3.1.

Таблиця 3.1

Варіант	Лінія	Довжина, км	rЛ , Ом	хЛ , Ом	bЛ 10-6, Cм
І	Львів-Південна 330 - Арена	3,5 (два кола)	0,56	1,445	9,625
ІІ	Львів-Південна 330 - Арена	3,5	0,56	1,445	9,625
	Арена - ЛТЕЦ1	2,7	0,437	1,115	7,425
ІІІ	Арена - ЛТЕЦ1	2,7	0,437	1,115	7,425
	Арена - Солонка	3,8	0,61	1,569	10,45

4. Розрахунок режиму мережі за максимальних навантажень

Виконаємо розрахунок режиму мережі для трьох варіантів її розвитку з метою визначення втрат активної потужності в мережі для кожного варіату розвитку.

Втрати активної потужності в мережі визначаються за формулою:

де r_Л, x_Л - активний та індуктивний опори ЛЕП, Ом; g_Л -активна провідність ЛЕП, См; U - лінійна напруга в кінці лінії.

Результати розрахунків режимів мережі наведені у дод. А1А3. У табл. 4.1 наведено значення втрат активної потужності у елементах мережі.

Таблиця 4.1

Варіант	Pvar, МВт	Pconst, МВт
І	2,196	0,169
ІІ	2,205	0,171
ІІІ	2,220	0,176

Втрати в поперечних елементах мережі під час техніко-економічного порівняння варіантів мережі не враховуємо.

5. Техніко-економічне порівняння варіантів розвитку електричної мережі

5.1 Алгоритм методу зведених витрат

Цей підхід розроблений з метою удосконалення методики порівняння варіантів розвитку та вибору схеми і параметрів електричної мережі напругою 110 кВ і вище. Як критерій порівняльної ефективності додаткових капіталовкладень використовувався мінімум зведених витрат.

З = Е_н Ч К + В + Н,

де Е_Н = 0,12 - нормативний коефіцієнт економічної ефективності капіталовкладень, К - капіталовкладення в основні засоби проектування та будівництва ЕЕС, тис. грн.; B - витрати на покриття збитків від недовідпуску електроенергії споживачам та зниження якості електроенергії протягом року, тис. грн; Н - народногосподарські збитки під час вимушених і планових перерв електропостачання, тис. грн.

Зведені затрати відображають народногосподарську ефективність на загальнодержавному або міжнародному рівнях.

Якщо різниця між зведеними витратами порівнюваних варіантів не перевищує 5%, тоді остаточне рішення приймається на основі інженерної оцінки характеристик, які не можна врахувати у вигляді економічного еквіваленту (перспективність, зручність експлуатації, дефіцитності матеріалів, тощо).

5.2 Визначення капіталовкладень варіантів мережі

Капіталовкладення в спорудження мережі складаються з витрат на спорудження ліній електропересилання К_Л і підстанцій К_П.

К = К_Л + К_П .

Капіталовкладення в однакові для всіх розглядуваних варіантів схем елементи мережі при техніко-економічному порівнянні не враховуються. Оцінка капіталовкладень на стадії порівняння ведеться за усередненими наближеними показниками вартості елементів мережі.

К_Л = S К_Лі Ч l_і

де К_Лі - вартість 1 км ЛЕП (Згідно даних НКРЕ вартість одноколової лінії на залізобетонних опорах для напруги ЛЕП 110 кВ становить К_Л = 187 тис. грн/км, вартість двоколової лінії на залізобетонних опорах для напруги ЛЕП 110 кВ становить К_Л = 251 тис. грн/км);

l_і - довжина і-тої ЛЕП, км.

Для кожного з варіантів визначаємо капітало-вкладення на спорудження ЛЕП:

Капіталовкладення в спорудження підстанцій складається з вартості розподільчих злагод, силових трансформаторів, компенсуючих пристроїв і постійних витрат. В даному випадку цей вид капіталовкладень складає вартість комірок ВРЗ з вимикачами. Для кожного з варіантів визначаємо капіталовкладення на спорудження підстанції:

К_П = n_вим Ч к_вим

де n_вим - кількість комірок з вимикачами;

к_вим - вартість однієї комірки з вимикачами (к_вим = 576 тис. грн).

Отже, капіталовкладення на спорудження варіантів мережі становлять:

5.3 Визначення щорічних експлуатаційних витрат

Щорічні експлуатаційні витрати визначаються за виразом:

де - витрати на амортизацію та обслуговування ліній електропередач;

- витрати на амортизацію та обслуговування підстанцій;

- витрати на покриття втрат електроенергії в мережі.

Витрати на амортизацію та обслуговування ЛЕП і підстанцій визначають за формулою:

де , - відповідно відрахування на амортизацію ЛЕП та підстанцій у відсотках від капіталовкладень в ці елементи мережі, ; ;

, - відповідно відрахування на обслуговування ЛЕП та підстанцій у відсотках від капіталовкладень в ці елементи мережі, ; .

Для кожного з варіантів визначаємо витрати на амортизацію та обслуговування ЛЕП і ПС:

Витрати на покриття втрат електроенергії в мережі визначаються за формулою:

де - питома вартість втраченої електроенергії, тис. грн. 10^-2/кВтЧгод;

, - змінні та постійні річні втрати електро-енергії, що відповідно залежать і не залежать від навантаження.

Річні втрати електроенергії , в ЛЕП визначаємо з виразу:

де , - відповідно змінні та постійні втрати потужності в мережі, які залежать і не залежать від навантаження; значення цих величин взяті з дод. A1 A3;

- час максимальних втрат, год.;

- середньорічний час використання найбільшого навантаження, год.

Величину визначаємо з виразу:

де Т - кількість годин в році, Т = 8760 год.,

Отже для кожного з варіантів витрат на покриття втрат електроенергії в мережі становитимуть.

Величини та визначаємо за графіком:

Отже, для кожного з варіантів витрати на покриття втрат електроенергії в мережі становитимуть:

В^В1 = 25,3 + 0 + 186,021= 211,32 тис.грн.

В^В2 = 32,98 + 38,59 + 186,911 = 258,48 тис.грн.

В^В3 = 34,03 + 38,59 + 188,556 =261,176 тис.грн.

5.4 Вибір оптимального варіанту електричної мережі

Визначаємо зведені витрати для кожного з варіантів:

З^В1 = 0,12 Ч 903,6 + 211,32 = 319,752 тис. грн.

З^В2 = 0,12 Ч 1754,1 + 258,48 = 468,972 тис. грн.

З^В3 = 0,12 Ч 1791,5 + 261,176 = 476,156 тис. грн.

Виходячи з техніко-економічного порівняння варіантів, кращим в економічному відношенні є перший варіант, оскільки для цього варіанту зведені витрати є найменшими, проте, з точки зору надійності він є найгіршим, отже у зв'язку з тим шо підстанція буде забезпечувати електроенергією споживачів І категорії найбільш оптимальним буде другий варіант.

6. Розрахунок координат усталених режимів мережі

6.1 Загальні положення і мета розрахунку усталених режимів

Основною метою електричного розрахунку мережі є визначення координат режиму, тобто напруг у вузлах, струмів, потужностей на всіх ділянках мережі.

Координати режиму мережі в процесі її експлуатації неперервно змінюються, тому що мають місце неперевні зміни навантаження, може змінюватися і сама схема мережі внаслідок експлуатаційного чи аварійного вимкнення окремих елементів. Тому з метою оцінки умов, у яких будуть працювати споживачі та обладнання мережі, виділяють наступні основні експлуатаційні режими.

Максимальний - режим, що характеризується максималь-ними навантаженнями споживачів. У цьму режимі мають місце максимальні втрати напруги та потужності.

Мінімальний - режим, за якого споживачі характери-зуються мінімальним споживанням потужності. Співвідношення між потужностями споживачів у мінімальному і максимальному режимах задано у завданні на проектування коефіцієнтом k_мн.

Післяаварійний - режим, який наступає після аварійного вимкнення окремих ліній мережі. За розрахунковий післяаварійний режим приймають найважчий з режимів, який виникає при вмкненнях окремих ліній в період найбільших навантажень мережі. Цей режим характеризується найбільшими втратами потужності та напруги і тому є режимом, за координатами якого перевіряємо правильність проектування мережі з точки зору забезпечення припустимих вдхилень напруги.

Вихідними даними для аналізу усталених режимів мережі є: схема заміщення, навантаження споживачів, потужності джерел живлення та напруги в окремих вузлах.

Схема заміщення мережі (розрахункова схема мережі) - це сукупність схем заміщення окремих елементів, сполучення яких відповідає реальному сполученню елементів мережі. Вона складається для однієї фази, проте розрахунок координат режиму мережі ведемо за сумарною потужністю трьох фаз та лінійною напругою.

6.2 Розрахунок параметрів та складання схеми заміщення електричної мережі

Розрахункова схема електричної мережі формується зі схем заміщення ліній електропересилання, трансформаторів.

Повітряні лінії електропересилання 110 кВ і вище та довжиною до 300-400 км зазвичай зображають П-подібною схемою заміщення.

Рисунок 6.1 - П-подібна схема заміщення ліній

Враховуючи, що проектована нами мережа буде мати номінальну напругу 110 кВ, то схема схема заміщення для ліній електропересилання прийме вигляд.

Рисунок 6.2 - П-подібна схема заміщення ліній 110 кВ

Параметри елементів схеми заміщення трансформатора визначаємо за формулами:

Триобмоткові трансформатори зображають трипроменевою схемою заміщення.

Рисунок 6.2 - Схема заміщення трансформатора

Параметри елементів схеми заміщення трансформатора визначаємо за формулами:

де - відповідно активні опори обвиток високої, середньої та низької сторін трансформатора;

U_ном - номінальна напруга основного вводу обвиток трансформа-тора, U_ном = 115 кВ;

S_T - номінальна потужність, МВА;

- втрати в міді, кВт;

, , - відповідно реактивні опори обвиток високої, середньої та низької сторін трансформатора, Ом;

u_{K В-С} , u_{K В-Н} , u_{K С-Н} - напруги к.з. відповідних пар обвиток;

, - відповідно активна та реактивна провідності трансформа-тора, См;

- втрати холостого ходу, кВт;

- струм холостого ходу, % від І_ном.

Заступна схема двообмоткового трансформатора зображена на рис. 6.3.

Рисунок 6.3 - Схема заміщення двообмоткового трансформатора

Параметри заступної схеми двообмоткового трансформатора:

Складаємо схему заміщення електричної мережі.

Живильним вузлом є вузол - ПС «Львів-Південна 330».

6.3 Вимоги до розрахунків основних режимів електричної мережі

Потокорозподіли потужностей на ділянках мережі у вузлових точках розраховуємо для трьох основних режимів: максимального, мінімального та післяаварійного. У зв'язку з цим для названих режимів складаємо окремі розрахункові схеми і визначаємо розрахункові потужності підстанцій.

Розрахункові схеми мережі для максимального та мінімального режиму однакові за умови, що у мінімальному режимі не виникає необхідності вимкнення окремих малозавантажених ліній з метою зменшення генерування реактивної потужності. З усіх можливих післяаварійних режимів до уваги приймається найважчий, зумовлений вимкненням ліній з найважчими для мережі наслідками за рівнями напруг та передачею потужності у віддалені пункти.

Розрахункові потужності підстанцій у максимальному та післяаварійному режимах визначаються за найбільших навантажень та трансформаторів з низької та середньої сторін, в мінімальному - за найменших навантажень, що дорівнюють і , де k_м.н - вказаний у завданні коефіцієнт мінімального режиму. Для післяаварійного режиму необхідно усунути значення та вимкненої лінії з розрахункових потужностей підстанцій, між якими ця лінія була ввімкнена у максимальному режимі. Необхідно також врахувати ступінь використання номінальної потужності встановлених на окремих підстанціях джерел реактивної потужності в основних режимах роботи мережі.

Напруги у вузлах мережі не повинні виходити за межі допустимих максимальних та мінімальних значень. Для мереж 35 220 кВ допустимі максимальні напруги дорівнюють 1,15U_ном. Допустимі мінімальні напруги незалежно від класу напруги мережі можна прийняти рівними 0,9U_ном. Якщо напруги у вузлах виходять за межі допустимих значнь, то необхідно вжити заходів щодо їх поліпшення. Найпростішим ефективним вирішенням задачі є встановлення на окремих підстанціях джерел реактивної потужності. Встановлюються джерела реактивної потужності у першу чергу на підстанціях, де не забезпечується необхідний рівень напруги, а також на вузлових підстанціях, рівень напруги яких впливає на напруги суміжних підстанцій. Необхідну потужність джерел реактивної потужності вибираємо методом спроб, який вимагає перерахунку режимів роботи мережі.

6.4 Засоби централізованого регулювання напруги на шинах підстанцій

Регулювання напруги в центрах живлення може здійснюватися за допомогою трансформаторів і автотранс-форматорів зміною коефіцієнта трансформації, вольтододаткових трансформаторів, джерел реактивної потужності - синхронних компенсаторів, батарей статичних конденсаторів, статичних тиристорних компенсаторів.

Трансформатори і автотрансформатори мають основні виводи та відгалуження від обмоток. Приєднуючи до основного виводу те чи інше відгалуження, можна змінювати коефіцієнт трансформації.

За конструктивним виконанням розрізняють трансформатори двох типів: з перемиканням регулювальних відгалужень без збудження, тобто з вимкненням трансформатора від мережі (скорочено трансформатори з ПБЗ), і з перемиканням регулювальних відгалужень під навантаження (скорочено трансформатори з РПН).

Трансформатори з ПБЗ встановлюються в розподільних мережах 6 220 кВ. Перемикання відгалужень пристрою ПБЗ здійснюється в основному двічі на рік за сезонної зміни навантаження. Пристрій ПБЗ має одне основне і чотири додаткових відгалуження. Діапазон регулювання становить 5%=22,5%. Він задається у формі

де N - кількість відгалужень половини діапазону регулювання;

- ступінь регулювання - відсоток додаткових витків.

Пристрої РПН мають значно більше відгалужень і ширші діапазони регулювання. При наявності на трансформаторі пристрою РПН у позначення його типу стоїть буква Н, в нашому випадку ТДН.

Двообмоткові трансформатори напругою 35 кВ і вище мають РПН у нейтралі обмотки високої напруги ВН, триобмоткові трансформатори мають РПН в нейтралі обмотки ВН і ПБЗ на лінійному кінці обмотки середньої напруги СН.

Зміна відгалуження обмотки ВН трансформатора пизводить до зміни напруги обмоток СН та НН одночасно. Зменшення числа витків обмотки ВН викликає зростання ЕРС одного витка і збільшення напруги обмоток СН та НН. Незалежно від НН регулювання напруги СН може здійснюватися сезонно за допомогою ПБЗ.

6.5 Вибір відгалужень обмоток трансформаторів

З метою забезпечення необхідної якості електроенергії на споживачах напруги рухомі контакти РПН та ПБЗ понижувальних трансформаторів слід встановлювати на такі відгалуження, щоб на шинах середньої та низької напруги значення напруг були близькими до бажаних з умови централізованого регулювання. Вибір відгалужень зводиться до визначення позицій Х_%, де треба розмістити рухомі контакти РПН і ПБЗ.

Для розв'язання цієї задачі необхідно знати напруги на шинах СН - та НН - трансформаторів, зведені до напруги обмотки ВН.

Для вибору відгалужень обмоток використовується ряд величин, які характеризують трансформатор.

1. Номінальний коефіцієнт трансформації - це відношення номінальних чисел витків обмоток, яке відповідає положенню рухомих контактів РПН і ПБЗ на відгалуженні 0%:

Номінальні коефіцієнти трансформації визначають за довідниковими чи паспортними даними як відношення номінальних напруг обмоток. Тому для вибраного нами трансформатора ТДН-10000 115/11 визначаємо:

2. Процент доданих витків - це число доданих витків у відсотках від номінального числа витків обмотки:

3. Відносне число витків обмотки - це відношення дійсного числа витків до номінального. Воно залежить від позиції Х_% рухомих контактів РПН чи ПБЗ:



4. Дійсний коефіцієнт трансформації - це відношення дійсних чисел витків обмоток з врахуванням позиції контактів РПН та ПБЗ.

Для триобмоткових трансформаторів (РПН у нейтралі обмотки ВН і ПБЗ на лінійному кінці обмотки СН):

Вибір відгалужень проводиться після розрахунку напруг та і при заданих бажаних напругах U_C.баж та U_Н.баж .

Для триобмоткового трансформатора відгалуження Х_%РПН обмотки високої напруги вибираємо за умови:

З наведеного вище отримуємо:

Відгулуження Х_%ПБЗ обмотки середньої напруги вибираємо з умови:

Значення Х_%РПН та Х_%ПБЗ округлюємо до значень, кратних ступеню регулювання U_%.

6.6 Планування усталених режимів електричної мережі та вимоги до якості електроенергії

Якість електроенергії є суттєвою характеристикою ефективної роботи електричних систем. Вона характери-зується показниками, що визначають ступінь відповідності напруги і частоти по відношенню до їх номінальних значень. Показники якості нормуються по ГОСТ 13.09-87.

Якість електроенергії за напругою визначається відхиленням, коливанням, несиметрією та несинусоїдальністю напруги. В даному проекті аналізується тільки відхилення напруги:

.

Щоб забезпечити відхилення напруги у споживачів у допустимих межах, в електричних мережах здійснюється регулювання напруги.

Споживачі електричної енергії живляться через розподільчі мережі від шин районних підстанцій, центрів живлення. Регулювання напруги може здійснюватися наступними методами:

- на джерелах енергії;

- впливаючи на втрати напруги в поздовжніх елементах на шляху від джерела до споживача;

- зміною коефіцієнта трансформації силових трансформаторів на живлячих підстанціях.

Регулювання напруги, що забезпечується зміною напруги джерел та центрів живлення називається централізованим. Всі інші види регулювання є локальними (місцевими).

В умовах зустрічного регулювання напруги в центрах живлення доцільно підтримувати напругу (1,051,1)U_ном у максимальному режимі і (1,031,05)U_ном - у мінімальному. Напруга на шинах СН і НН підстанцій повинна становити:

- у максимальному режимі U_max = 1,08U_ном;

- у післяаварійному режимі U_п.а. = 1,05U_ном;

- у мінімальному режимі U_mіп = 1,03U_ном.

Комп'ютерний розрахунок, аналіз та планування максимального режиму електричної мережі

Основною метою електричного розрахунку мережі є визначення координат режиму, тобто напруг у вузлах, струмів та потужностей на всіх ділянках мережі.

Координати режиму мережі в процесі її експлуатації неперервно змінюються, оскільки мають місце зміни наванта-ження, може змінюватись і сама схема мережі внаслідок експлуатаційного чи аварійного вимкнення окремих елементів.

Максимальний режим - режим, при якому споживачі харак-тери-зуються максимальним споживанням потужності. У цьому режимі мають місце максимальні втрати напруги та потужності.

Максимальний режим оптимального варіанту мережі був виконаний у попередньому розрахунку варіантів за допомогою програмного комплексу «DAKAR».

Результати розрахунку приведені на рис. 6.6 та у дод. Б1.

Бажані напруги на шинах підстанцій визначаються за принципом зустрічного регулювання.

В дод. Б1 наведено результати розрахунку максимального режиму для максимально можливих навантажень на шинах ПС (з номінальними коефіцієнтами трансформації). Аналізуючи їх можна зробити наступні висновки:

втрати активної потужності в мережі складають P=3,347 МВт;

струми в лініях (та інших вітках електричної мережі) не перевищують допустимих значень, тобто виконується умова I_max І_доп.

З рис. 6.6 видно, що в максимальному режимі напруги на шинах підстанцій відповідають бажаним з умов зустрічного регулювання.

Рисунок 6.6 - Режим роботи мережі за максимальних навантажень

Комп'ютерний розрахунок, аналіз та планування мінімального режиму електричної мережі

Мінімальний режим - режим, у якому споживачі характери-зуються мінімальним споживанням потужності. Величина навантаження у мінімальному режимі складає 65% навантаження максимального режиму.

Бажані напруги на шинах підстанцій визначаються за принципом зустрічного регулювання.

В дод. В1 наведено результати розрахунку мінімального режиму для мінімально можливих навантажень на шинах ПС (з номінальними коефіцієнтами трансформації). Аналізуючи їх можна зробити наступні висновки:

втрати активної потужності в мережі складають P=1,389 МВт;

струми в лініях (та інших вітках електричної мережі) не перевищують допустимих значень, тобто виконується умова I_max І_доп.

Напруги на шинах підстанцій (див. рис. 6.7) не виходять за допустимі межі.

З рис. 6.7 видно, що в мінімальному режимі напруги на шинах підстанцій відповідають бажаним з умов зустрічного регулювання.

Рисунок 6.7 - Режим роботи мережі за мінімальних навантажень

Комп'ютерний розрахунок та аналіз післяаварійного режиму електричної мережі

Післяаварійний режим - режим, що поступає після аварійного вимкнення окремих елементів мережі. За розрахунковий післяаварійний режим прий маємо найважчий з режимів, який виникає при вимкненні найбільш завантаженої лінії в період максимального навантаження в мережі. Цей режим характеризується найбільшими втратами напруги та потужності і тому є режимом, за координатами якого перевіряємо правильність проектування мережі з точки зору допустимих відхилень напруги та допустимих струмів. Оскільки цей режим неосновний, то в ньому допускається короткочасне зниження напруги на шинах ВН підстанції до 0,95U_ном.

Бажана напруга на шинах підстанції - 1,03U_ном.

Вимкнення лінії Львів-Південна330 - Арена

В дод. Г1 наведено результати розрахунку післяаварійного режиму (з номінальними коефіцієнтами трансформації). Аналізуючи їх можна зробити наступні висновки :

втрати активної потужності в мережі складають P = 3,409 МВт;

струми в лініях (та інших вітках електричної мережі) не перевищують допустимих значень тобто виконується умова I_max І_доп;

Напруги на шинах підстанцій (див. рис. 6.8) не виходять за допустимі межі.



Рисунок 6.8 - Післяаварійний режим роботи мережі (Вимкнено лінію Львів-Південна330 - Арена)

7. Проект підстанції «Арена»

7.1 Вибір головної схеми електричних з'єднань ПС «Арена»

Вибір головної схеми електричних з'єднань є визначальною складовою при проектуванні електричної частини підстанції, оскільки вона визначає повний склад елементів та зв'язків між ними.

Вибрана головна схема є вихідною при складанні принципових схем електричних з'єднань, схем власних потреб, схем вторинних з'єднань, монтажних схем.

При виборі схеми були враховані наступні фактори:

значення та роль підстанції для енергосистеми;

розміщення підстанції, схема та напруга приєднаних мереж;

категорія споживачів за ступінню надійності електропостачання;

перспективарозширення та проміжні етапи розвитку підстанції;

пристосованість електроустановок до проведення ремонтів;

оперативна гнучкість електричної схеми;

економічна доцільність схеми.

На ПС «Арена» встановлено два трансформатори типу ТДН-10000/110/10.

До сторони вищої напруги 110 кВ підходять дві одноколові лінії 110 кВ.

Згідно норм технологічного проектування підстанцій змінного струму з вищою напругою 6-750 кВ [5] застосовуємо на стороні 110 кВ схему «Схема з вимикачем в колах силових траннсформаторів і ремонтною перемичкою зі сторони ПЛ 110 кВ».

Для низької сторони 10 кВ згідно [5] застосовуємо схему «Одна одинока, секціонована вимикачем, система шин».

Визначаємо кількість приєднань: Р_ПС = 11,5 МВт - активна потуж-ність підстанції «Арена»; Р_н.НН = 3,92 МВт - активна потужність навантаження низької напруги. трансформатор електроспоживач підстанція струм

де - натуральна потужність лінії 10 кВ.

Отже, приймаємо 5 приєднання

Рисунок 7.1 - Головна схема електричних з'днань ПС «Арена»

7.2 Розрахунок струмів короткого замикання (КЗ)

Для вибору апаратів (комутаційних, захисних, вимірювальних тощо) визначаємо струми короткого замикання на шинах високої, середньої та низької напруги підстанції. Розрахунок струмів КЗ здійснюємо за допомогою графічно-розрахункового комплексу «DAKAR». Розрахунок виконуємо для режиму максимального навантаження мережі.

Струми трифазного КЗ на шинах підстанції «Арена», згідно розрахунків, відповідно дорівнюють:

на стороні ВН - ;

на стороні НН - .

Результати розрахунку струмів трифазного КЗ наведені у дод. Б1.

Розрахунок аперіодичної складової струму КЗ

Значення аперіодичної складової струму в місці КЗ визначаємо за формулою:

де - амплітудне значення аперіодичної складової струму КЗ для моменту часу (t=0 c);

- час, для якого визначаємо струм КЗ;

t_{вимкн.вим} - час вимкнення вимикача;

Т_а - постійна часу мережі, що визнається за формулою

Для шин ВН підстанції отримаємо значення:

Постійна часу Т_а =0,005 с.

Для шин НН підстанції отримаємо значення:

Постійна часу Т_а =0,02 с.

Розрахунок ударного струму КЗ

Значення ударного струму КЗ визначаємо за формулою:

де - ударний коефіцієнт струму КЗ.

Для стороні ВН підстанції отримаємо:

Для стороні НН підстанції отримаємо:

Розрахунок теплового імпульсу струму КЗ

Значення теплового імпульсу струму КЗ визначаємо за формулою:

Для стороні ВН підстанції отримаємо:

Для стороні НН підстанції отримаємо:

Отримані результати заносимо в табл. 7.1.

Таблиця 7.1 Результати розрахунку струмів КЗ на шинах ВН, СН та НН підстанції

Місце КЗ	Іп0 , кА	іа , кА	іуд , кА	ВК , кА2с
ВН	6,727	0,0193	12,93	1,4
НН	18,72	1,692	42,358	22,77

Розрахунок номінальних та максимальних струмів на шинах підстанції

Номінальний струм на стороні ВН та НН трансформатора двотрансформаторної підстанції визначаємо за формулою:

де - номінальна потужність трансформатора;

- номінальна напруга на стороні ВН та НН.

Максимальний струм навантаження визначаємо за формулою:

Номінальний струм навантаження визначаємо за формулою:

Максимальний струм навантаження визначаємо за формулою:

Виходячи з вищевказаних формул отримаємо значення струмів для всіх сторін підстанції.

Сторона ВН (110 кВ) підстанції:

Сторона НН (10 кВ) підстанції:

7.3 Вибір комутаційної та вимірювальної апаратури

Вибір вимикачів та роз'єднувачів

Вибір вимикачів проводять за такими основними параметрами:

за напругою установки ;

за довготривалим струмом , ;

за вимикаючою здатністю , ;

за електродинамічною стійкістю ;

за термічною стійкістю .

Вибір роз'єднувачів здійснюється за тими ж параметрами, крім вимикаючої здатності.

Вибір вимикачів на стороні ВН 110 кВ.

На стороні ВН вибираємо елегазові вимикачі типу GL311-F1/4031/VR і роз'єднувачі типу SGF123 1600II-100У1+2E ([15]).

Таблиця 7.2 Вибір вимикачів та роз'єднувачів на стороні ВН

	Каталожні дані
Розрахункові дані	Вимикач типу GL311-F1/4031/VR	Роз'єднувач SGF123 1600II-100У1+2E
Uуст = 110 кВ	Uном = 145 кВ	Uном = 110 кВ
Іmax = 69,19 А	Іном = 3150 А	Іном = 1600 А
Іп. = 6,727 кА	Івимк.вим = 40 кА	-
іа. = 0,0193 кА		-
Іп.0 = 6,727 кА		-
іу = 12,93 кА		-
ВК = 1,4 кА2с

Вибір вимикачів на стороні НН 10 кВ.

На стороні НН вибираємо універсальні модулі з вакуумними вимикачами типу ВР2-10-20/1600 У1 [15].

Таблиця 7.3 Вибір вимикачів на стороні НН

Вимикач ВР2-10-20/1600 У1
Розрахункові дані	Каталожні дані
Uуст = 10 кВ	Uном = 10 кВ
Іmax = 243,456 А	Іном = 1600 А
Іп. = 18,72 кА	Івимк.вим = 20 кА
іа. = 1,692 кА
Іп.0 = 18,72 кА	Ідоп.пос = 20 кА
іу = 42,358 кА	ідоп.пос = 52 кА
ВК =22,77 кА2с

Вибір трансформаторів струму та напруги

Для того, щоб вибрати трансформатори струму та напруги, необхідно вибрати вимірювальні прилади на підстанції у відповідних кла...