Релейная защита и автоматика подстанции 500 кВ

Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования и науки РФ

Филиал федерального государственного бюджетного образовательного учреждения ысшего профессионального образования

«Национальный исследовательский университет «МЭИ» в г. Смоленске

Кафедра Электроэнергетические системы

ВЫПУСКНАЯ РАБОТА

Тема: Релейная защита и автоматика подстанции 500кВ

Студент

Матюхов С.С

Руководитель

Ковженкин В.С.

Смоленск 2015 г



ВВЕДЕНИЕ

В данном дипломном проекте рассматривается проектирование районной электрической сети. Источником питания является ПС, от которой питаются 5 пунктов потребителей. Каждый пункт содержит определенное количество потребителей I,II и третий категории, а так же каждый пункт имеет свой график нагрузки и свой коэффициент мощности. Необходимо спроектировать районную электрическую сеть.

Первым делом необходимо охарактеризовать электрифицируемый район, состав потребителей, и источник питания.

Прежде чем приступать к проектированию схемы районной электрической сети, необходимо определить потребную району активную мощность и энергию. Далее необходимо составить баланс реактивной мощности и при необходимости установить в пунктах компенсирующие устройства (КУ). После чего можно приступать к составлению рациональных вариантов схем сети. Из всех полученных исключаются варианты с «обратным» потоком мощности и выбираются 2 наиболее рациональные в зависимости от минимальной длины ВЛ и надежности.

Далее выбирается номинальное напряжение линии электропередачи, и подбирается сечение ВЛЭП по нормированному значению экономической плотности тока. После выбора необходимых параметров проводов выбираются трансформаторы у потребителей.

Подобрав все необходимое оборудование, проводится технико-экономическое сравнение выбранных вариантов схем сети, где исключается схема с наибольшими затратами на строительство.

Определившись со схемой сети и с использовавшимся на ней оборудованием, необходимо рассчитать и проанализировать основные режимы сети, такие как: режим наибольших нагрузок, режим наименьших нагрузок, послеаварийные режимы.



1. АНАЛИЗ ИСХОДНЫХ ДАННЫХ

1.1 Характеристика электрифицируемого района

Прежде чем спроектировать районную электрическую сеть необходимо выявить характеристики электрифицированного района. Данная районная электрическая сеть проектируется на территории города Смоленска.

Согласно ПУЭ при расчете ВЛ и их элементов должны учитываться климатические условия - ветровое давление, толщина стенки гололеда, температура воздуха, интенсивность грозовой деятельности, пляска проводов и тросов, вибрация. Определение расчетных условий по ветру и гололеду производится на основании соответствующих карт климатического районирования территории РФ. Смоленская область входит во II район по ветровому давлению и во II район по толщине стенки гололеда.

Температура воздуха определяется на основании данных метеорологических станций и составляет: от 3,4°С на северо-востоке до 4,8°С на юге, максимальная температура воздуха +36°С, минимальная - 32°С.

Интенсивность грозовой деятельности определяется по карте районирования территории РФ по числу грозовых часов в году и составляет 40 - 80 часов с грозой в году.

Определение районов по частоте повторяемости и интенсивности пляски проводов и тросов производится по карте районирования территории РФ. Смоленская область принадлежит району с умеренной пляской проводов - частота повторяемости пляски 1 раз в 5 лет и менее.

Нормативное ветровое давление Wo принимается в зависимости от района по ветровому давлению. Для II района оно соответствует Wо = 500 Па. Скорость ветра Vо составляет 29 м/с.

Нормативная толщина стенки гололеда bэ принимается в зависимости от от района по толщине стенки гололеда. Для II района bэ = 15 мм.



1.2 Характеристика потребителей

В районе строительства существует пять пунктов потребления электроэнергии, наибольшие зимние нагрузки которых равны соответственно П1- 24, П2- 6, П3-18, П4-15, П5-9 МВт. Коэффициент мощности нагрузки В пунктах 1 и 5 равен 0.9, в пунктах 3, 4 равен 0.89, в пункте 2 равен 0.88. Потребители по надёжности электроснабжения I,II и III категории во всех пунктах. Номинальное напряжение вторичной сети проектируемой системы 10 кВ. По графикам нагрузки видно, что увеличение потребления энергии приходится с 8 до 20 часов, в ночное время характерен спад потребляемой мощности.

1.3 Характеристика источника питания

Источником питания является Электрическая подстанция.

Электрическая подстанция (ПС) -- электроустановка, предназначенная для приема, преобразования и распределения электрической энергии, состоящая из трансформаторов или других преобразователей электрической энергии, устройств управления, распределительных и вспомогательных устройств. Подстанция, в которой стоят повышающие трансформаторы, повышает электрическое напряжение при соответствующем снижении значения силы тока, в то время как понижающая подстанция уменьшает выходное напряжение при пропорциональном увеличении силы тока.

Функционально подстанции делятся на:

Трансформаторные подстанции -- подстанции, предназначенные для преобразования электрической энергии одного напряжения в энергию другого напряжения при помощи трансформаторов.

Преобразовательные подстанции -- подстанции, предназначенные для преобразования рода тока или его частоты.

По значению в системе электроснабжения:

Главные понизительные подстанции (ГПП);

Подстанции глубокого ввода (ПГВ);

Тяговые подстанции для нужд электрического транспорта,

Комплектные трансформаторные подстанции.

В зависимости от места и способа присоединения.

Тупиковые -- питаемые по одной или двум радиальным линиям.

Ответвительные -- присоединяемые к одной или двум проходящим линиям на ответвлениях.

Проходные -- присоединяемые к сети путём захода одной линии с двухсторонним питанием.

Узловые -- присоединяемые к сети не менее чем тремя питающими линиями.

По месту размещения подстанции делятся на:

Открытые -- оборудование которой расположено на открытом воздухе.

Закрытые -- подстанции, оборудование которых расположено в здании. Необходимую сети мощность, согласно ПУЭ, следует выдавать по двухцепной линии, поскольку во всех пунктах нагрузки имеются потребители I категории.

Средний номинальный коэффициент мощности генераторов системы, в которую входит район - 0,9.Напряжения на шинах источников питания составляют при наибольших нагрузках - 104%, при наименьших - 101%, при тяжелых авариях в питающей сети - 104%.



2. ПОТРЕБЛЕНИЕ АКТИВНОЙ И БАЛАНС РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ В ПРОЕКТИРУЕМОЙ СЕТИ

2.1 Определение потребной району активной мощности и энергии

1) Построим суточные графики нагрузки для зимы и лета в именных единицах (табл. 1,2).

Таблица 1. Суточный график потребления активной мощности для зимних суток.

Дt,ч Pi, МВт	0-4	4-8	8-12	12-16	16-20	20-24
P1	4.8	14.4	24	19.2	9.6	4.8
P2	2.4	3.6	4.8	6	4.8	2.4
P3	3.6	10.8	18	14.4	7.2	3.6
P4	6	9	12	12	15	6
P5	3.6	5.4	7.2	9	7.2	3.6
?Pi	20.4	43.2	66	60.6	43.8	20.4

, где

Таблица 2. Суточный график потребления активной мощности для летних суток.

Дt,ч Pi, МВт	0-4	4-8	8-12	12-16	16-20	20-24
P1	2.88	8.64	14.4	11.52	5.76	2.88
P2	1.44	2.16	2.88	3.6	2.88	1.44
P3	2.16	6.48	10.8	8.64	4.32	2.16
P4	3.6	5.4	7.2	7.2	9	3.6
P5	2.16	3.24	4.32	5.4	4.32	2.16
?Pi	12.24	25.92	39.6	36.36	26.28	12.24

Максимальная потребляемая сетью активная мощность складывается из суммарной максимальной активной мощности пунктов нагрузки и потерь активной мощности в электрической сети. На первом этапе расчетов потери активной мощности в сети принимаемравными 5% от суммарной максимальной активной мощности нагрузки. Потребность сети в активной мощности полностью обеспечивает источник питания.

,

2) Определим годовое потребление электроэнергии в каждом пункте (число зимних суток в году равно 200, а летних 165).

,

,

,

Аналогично расчету для первого пункта, определим годовое потребление для остальных пунктов нагрузки (табл. 3).

Таблица 3. Годовое потребление электроэнергии в пунктах нагрузки.

Пункт Эi, МВТ•ч	1	2	3	4	5
	307.2	96	230.4	240	144
	184.32	57.6	138.24	144	86.4
	91852.8	28704	68809	71760	43056

4) Рассчитаем для каждой нагрузки число часов использования максимальной нагрузки.



,

,

Таблица 4. Продолжительность использования максимальной нагрузки.

Пункт	1	2	3	4	5
Tmaxi, ч/год	3827	4784	3822	4784	4784

2.2 Составление баланса реактивной мощности

1) Построим суточные графики потребления реактивной мощности для зимних и летних суток.

Таблица 5. Суточный график потребления реактивной мощности для зимних суток.

Дt,ч Qi, Мвар	0-4	4-8	8-12	12-16	16-20	20-24
Q1	2.25	6.76	11.28	9.02	4.51	2.25
Q2	1.24	1.87	2.49	3.12	2.49	1.24
Q3	1.76	5.29	8.82	7.05	3.52	1.76
Q4	2.94	4.41	5.88	5.88	7.35	2.94
Q5	1.69	2.53	3.38	4.23	3.38	1.69
?Qi	9.88	20.86	31.85	29.3	21.25	9.88

Таблица 6. Суточный график потребления активной мощности для летних суток.

Дt,ч Qi, МВт	0-4	4-8	8-12	12-16	16-20	20-24
Q1	1.35	4.05	6.76	5.4	2.7	1.35
Q2	0.75	1.12	1.49	1.87	1.49	0.75
Q3	1.05	3.17	5.29	4.23	2.11	1.05
Q4	1.76	2.64	3.52	3.52	4.41	1.76
Q5	1.01	1.52	2.02	2.53	2.02	1.01
?Qi	5.92	12.52	19.11	17.58	12.75	5.92

Максимальная потребляемая сетью реактивная мощность складывается из суммарной максимальной мощности пунктов нагрузки с учетом потерь реактивной мощности в линиях и трансформаторах сети за вычетом зарядной мощности, генерируемой ВЛ:

,

На первом этапе расчетов принимаем, поэтому:

,

Потери реактивной мощности в трансформаторах приближенно принимаем равными 10% от полной суммарной мощности пунктов нагрузки:

,

,

,

2) Реактивная мощность, которую может обеспечить ИП:

,

3) Выбор и размещение К.У. производят исходя из необходимости обеспечения требуемой пропускной способности сети в нормальном и послеаварийных режимах при поддержании нормативных уровней напряжения и запасов устойчивости. Так как то необходимо устанавливать в пунктах нагрузки компенсирующие устройства:

,

4) Размещаем К.У. по условию нормированного значения у потребителей:

,

5)В данном пункте предлагаем к установке две установки КРМ(УКЛ)-10,5-600 и две установки КРМ(УКЛ)-10,5-225. Фактическая мощность компенсирующих устройств равна:

,

6) Определяем новые значения реактивной мощности и коэффициентов мощности:

,

Расчеты для остальных пунктов выполним аналогично и представим в виде таблицы (табл.7).



Таблица 7. Определение коэффициентов реактивной мощности после установки К.У.

Составляющая пункт	1	2	3	4	5
Pmax	24	6	18	15	9
tgц	0,47	0,52	0,49	0,49	0,47
Qкурасч	1.68	0.72	1.62	1.35	0.63
КУ, МВАр:	2по 0,6 2 по 0,225	2 по 0,125 2 по 0,225	2по 0,6 2 по 0,225	2 по 0,6 2 по 0,075	4 по 0,16
Qкуфакт	1.65	0.7	1.65	1.35	0.6
Qmax	11.28	3.12	8.82	7.35	4.23
Qґmax	9.63	2.42	7.17	6.0	3.63
Sґmax	25.85	6.46	19.37	16.15	9.7
cosґц	0,93	0,93	0,93	0,93	0,93
tgґц	0,4	0,4	0,4	0,4	0,4



3. КОНФИГУРАЦИЯ, НОМИНАЛЬНОЕ НАПРЯЖЕНИЕ, СХЕМА ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ, ПАРАМЕТРЫ ОСНОВНОГО ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ СЕТИ

3.1 Составление рациональных вариантов схем сети

Требования, предъявляемые к схемам электрической сети:

1) Схема сети должна быть экономичной и иметь возможность ее построения из унифицированных элементов линии и подстанций.

2) Схема должна обеспечивать необходимую надежность электроснабжения.

3) При разработке схемы электрической сети необходимо обеспечивать нормированное качество электроэнергии у потребителей.

4) Схема сети должна быть достаточно гибкой, т.е. приспособленной к разным режимам распределения мощности.

5) Схема сети должна строиться с максимальным охватом территории.

6) Схема должна обеспечивать оптимальный уровень токов короткого замыкания.

7) Построение электрической схемы должно соответствовать условиям охраны окружающей среды.

Составим 4 конфигураций схемы электрической цепи:

Из этих 4 выбираем 2 рациональные, для чего определим их длину, учитывая масштаб: 1см=10 км. Протяженность ВЛ на 20% больше воздушной прямой.

Исходя из конструкции электрической цепи и ее длины выбираем в качестве рациональных2 и 4 схему.

3.2. Выбор напряжения линий электропередачи.

1) Для схемы 1:

Таблица 9.1. Определение максимальной мощности, передаваемой по линиям Схема 2.

Дt,ч Pi, МВт	0-4	4-8	8-12	12-16	16-20	20-24
Линия ИП-1
P1	4.8	14.4	24	19.2	9.6	4.8
P5	3.6	5.4	7.2	9	7.2	3.6
P3	3.6	10.8	18	14.4	7.2	3.6
P4	6	9	12	12	15	6
?Pi	18	39.6	61.2	54.6	39	18
Линия ИП-2
P2	2.4	3.6	4.8	6	4.8	2.4
Линия 1-3
P3	3.6	10.8	18	14.4	7.2	3.6
P4	6	9	12	12	15	6
?Pi	9.6	19.8	30	26.4	22.2	9.6
Линия 1-5
P5	3.6	5.4	7.2	9	7.2	3.6
Линия 3-4
P4	6	9	12	12	15	6

Uэк3-4 = = = 52.85кВ, т.к> 50кВ, то принимаем Uном = 110кВ, результаты расчетов для других линий приведены в таблице 10

Таблица 10. Определение номинального напряжения линий схемы 1.

Линия	ИП-3	ИП-2	3-4	1-5	ИП-1
L, км	25.44	18	24	21.6	24
Uэк, кВ	72.56	34.01	52.85	41.4	73.69
Uном, кВ	110	35	110	35	110

1) Для схемы 2:

Аналогичным образом рассчитываем и для схемы 2:

Таблица 11. Определение номинального напряжения линий схемы 2.

Линия	1-3	1-5	3-4	ИП-2	ИП-1
Рmax, МВт	30	9	15	6	61.2
L, км	18.96	21,6	24	18	24
Uэк, кВ	71.02	41.15	52.85	33.97	97.08
Uном, кВ	110	35	110	35	110

3.2 Выбор сечений проводов воздушных линий электропередач

При проектировании ВЛ напряжением до 500 кВ включительно выбор сечения проводов производится по нормированным обобщенным показателям. В качестве таких показателей используются нормированные значения плотности тока jнэк. Данные нормированные плотности тока для ВЛ 35-500 кВ приводятся в соответствующих разделах ПУЭ.

Определим сечение 3-4 в схеме 1:

Tmax2-3 = = = 4784 ч/год ,

по таблице определяем jнэк = 0,9 А/мм2

Iрасч = = = = 43,12 А

Fрасч = = = 47.91 мм2,

по шкале номинальных сечений принимаем F = 70 мм2.

Результаты расчетов для других линий приведены в таблице 12(cosц = 0.93,N = 2).

Таблица 12. Определение сечений проводов воздушных линий электропередач.

	Линия	Эгод МВт·ч	Рmax МВт	Тmax ч/год	jнэк А/мм2	Uном кВ	Iрасч А	Fрасч мм2	F мм2
Схема 1	3-4	Эгод3	71760	15	4784	0,9	110	43.12	47.91	70
	ИП-3	Эгод3	68809	30	4685	0,9	110	86.25	95.83	120
		Эгод4	71760
		ЭгодУ	140569
	1-5	Эгод5	43056	9	4784	0,9	110	81.32	96.38	120
	ИП-1	Эгод1	91852.8	31.2	4324	0,9	110	89.70	99.66	120
		Эгод5	43056
		ЭгодУ	134908.8
	ИП-2	Эгод2	28704	6	4784	0,9	35	54.21	60.24	70
Схема 2	3-4	Эгод4	71760	15	4784	0,9	110	44.56	49.51	70
	1-3	Эгод3	68809	30	4685	0,9	110	86.25	95.83	120
		Эгод4	71760
		ЭгодУ	153750
	ИП-1	Эгод1	91852.8	61.2	4501	0,9	110	175.95	195.5	240
		Эгод5	43056
		Эгод3	68809
		Эгод4	71760
		ЭгодУ
	1-5	Эгод5	43056	9	4784	0,9	35	81.32	96.35	120
	ИП-2	Эгод2	28704	6	4784	0,9	35	54.21	60.24	70

Проверка выбранных сечений:

Вариант схемы №1:

3-4:IРАБ MAX1 = 2· IРАСЧ = 2· 43.12 = 86.24A

Для сечения 70 мм2:IДОП1 = 270 А, КT = 1.29

IДОП1 ·КТ ? IРАБ MAX1; 270·1.29 ? 86.24; - проверку проходит

ИП-3:IРАБMAX2 = 2· IРАСЧ = 2· 86.25 = 172.5A

Для сечения 120 мм2:IДОП2 =385 А, КT = 1.29

IДОП2 ·КТ ? IРАБ MAX2; 385·1.29 ? 172.5 ;- проверку проходит

1-5:IРАБ MAX3 = 2· IРАСЧ = 2· 81.32 = 162.6A

Для сечения 120 мм2:IДОП3 = 385 А, КT = 1.29

IДОП3 ·КТ ? IРАБ MAX3; 385·1.29 ? 162.5; - проверку проходит

ИП-1:IРАБMAX4 = 2· IРАСЧ = 2· 89.7 = 179.4A

Для сечения 120 мм2:IДОП4 =385 А, КT = 1.29

IДОП4 ·КТ ? IРАБ MAX4; 385·1.29 ? 179.4; - проверку проходит

ИП-2:IРАБMAX5 = 2· IРАСЧ = 2· 54.21 = 108.42A

Для сечения 70 мм2:IДОП5 =270 А, КT = 1.29

IДОП5 ·КТ ? IРАБ MAX5; 270·1.29 ? 108.42 ; - проверку проходит

Вариант схемы №2:

3-4:IРАБ MAX1 = 2· IРАСЧ = 2· 44.56 = 89.12A

Для сечения 70 мм2:IДОП1 = 270 А, КT = 1.29

IДОП1 ·КТ ? IРАБ MAX1; 270·1.29 ? 89.12; - проверку проходит

1-3:IРАБMAX2 = 2· IРАСЧ = 2· 86.25 = 172.5A

Для сечения 120 мм2:IДОП3 = 385 А, КT = 1.29

IДОП3 ·КТ ? IРАБ MAX3; 385·1.29 ? 172.5; - проверку проходит

ИП-1:IРАБMAX3 = 2· IРАСЧ = 2· 175.95 = 351.9A

Для сечения 240 мм2:IДОП3 = 605 А, КT = 1.29

IДОП3 ·КТ ? IРАБ MAX3; 605·1.29 ? 351.9; - проверку проходит

1-5:IРАБ MAX4 = 2· IРАСЧ = 2· 81.32 = 162.64A

Для сечения 120 мм2:IДОП4 =385 А, КT = 1.29

IДОП4 ·КТ ? IРАБ MAX4; 385·1.29 ? 162.64 ; - проверку проходит

ИП-2:IРАБMAX5 = 2· IРАСЧ = 2· 54.21 = 108.42A

Для сечения 70 мм2:IДОП5 =270 А, КT = 1.29

IДОП5 ·КТ ? IРАБ MAX5; 270·1.29 ? 108.42 ; - проверку проходит

3.3 Выбор трансформаторов у потребителей

Схема 1.

Произведем выбор трансформатора для пункта 2:

Предварительно будем брать трансформатор ТМН-6300/35

1) Построим график нагрузки трансформатора:

2) Проведем на графике линию Sном.тр = 6.3 МВА

3) Выделим участок перегрузки h

4) Рассчитаем начальную нагрузку трансформатора:



k1 = = = 0.67

5) Рассчитаем предварительное значение коэффициента перегрузки:

kґ2 = = = 1.07

6) Определим 0,9·kmax и сравним с kґ2

kmax = = = 1.07

0,9·kmax = 0,9·1.07 = 0.96

kґ2> 0,9·kmax =>k2 = kґ2 = 1.07

hґ= = 4.93ч

7) Потаблице 9 ГОСТ 14209-85 определяем k2доп в зависимости от температуры окружающей среды Oохл = -10°С, коэффициента k1 = 0.67, времени перегрузки h=4 ч и системы охлаждения трансформатора - М: k2доп = 1.7

Так как k2доп = 1.7>k2 = 1.07, то трансформатор может перезагружаться по заданному графику нагрузки. Выбор трансформаторов для остальных пунктов представлены в таблице 13, 14. Для всех пунктов Oохл = -10°С.



3.4 Технико-экономическое сравнение вариантов схем электрической сети

Схема 1:

1) Рассчитаем капиталовложения на сооружение ВЛЭП:

Линия ИП-2(F=70 мм2 , L=18 км):

Составляющая	Расчет	Величина [тыс.руб.]
kбаз	2·740·18	26640
kпрос	95·2·18·0.25	855
kлежн.д	370·18·0.05	333
kотв.з	50·35·18·10-3·2	63
kВЛ, всего		27891

Линия ИП-3 (F=120 мм2 , L=25.44 км):

Составляющая	Расчет	Величина [тыс.руб.]
kбаз	1150·25.44	29256
kпрос	95·25.44·0.25	604.2
kлежн.д	370·25.44·0.05	470.64
kотв.з	50·40·25.44·10-3	50.9
kВЛ, всего		30381.74

Линия 3-4 (F=70 мм2 , L=24 км):

Составляющая	Расчет	Величина [тыс.руб.]
kбаз	2·850·24	40800
kпрос	95·2·24·0.25	1140
kлежн.д	370·24·0.05	444
kотв.з	50·40·24·10-3·2	96
kВЛ, всего		42480

Линия ИП-1 (F=120 мм2 , L=24 км):

Составляющая	Расчет	Величина [тыс.руб.]
kбаз	1150·24	27600
kпрос	95·24·0.25	570
kлежн.д	370·24·0.05	444
kотв.з	50·40·24·10-3	48
kВЛ, всего		28662

Линия 1-5 (F=120 мм2 , L=21.6 км):

Составляющая	Расчет	Величина [тыс.руб.]
kбаз	1070·21.6	23112
kпрос	95·21.6·0.25	513
kлежн.д	370·21.6·0.05	399.6
kотв.з	50·35·21.6·10-3	37.8
kВЛ, всего		24062.4

Определим капиталовложения на сооружение ПС. Предварительно выберем схему ОРУ ПС. Для выбора схемы открытого распределительного устройства ПС необходимо знать напряжение, количество присоединений, мощность трансформаторов, а также руководствоваться дополнительными условиями применения.

Рассмотрим выбор ОРУ ПС в пункте 2. Анализируя известные данные и используя типовой альбом схем РУ напряжением 35-750 кВ, предлагаем схему 35-4Н «Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий на тупиковых и ответвительных ПС (на высшем напряжении)». Определим стоимость двух трансформаторов, используя данные таблицы 7.20 [1, с. 353]:



,

С помощью данных таблиц 7.18 и 7.19 определяем стоимость ОРУ:

,

Далее определим постоянную часть затрат, которая учитывает подготовку и благоустройство территории, ОПУ, подъездные дороги, освещение и т.д. По данным таблицы 7.30 [1, с.359] для соответствующей схемы ПС находим:

,

Теперь определим стоимость постоянного отвода участка земли под ПС. На основании данных таблицы 7.17 [1, с.350], находим:

,

Определим

,

Отвод земли

,

Таким образом, капиталовложения на строительство ПС в пункте 1 составляют:



,

Аналогичным образом определим капиталовложения на строительство ПС в других пунктах. Полученные результаты представлены в таблице 15, 16.

Таблица 15. Определение капиталовложений на строительство ПС Схема 1.

Кi Пункт	Схема ОРУ	Кт, тыс.руб	КОРУ, тыс.руб	Кпост.ч, тыс.руб	Кпроч., тыс.руб	Котв.земли, тыс.руб	КПСитог, тыс.руб
			ВН	СН
1	рас-чет	110-4Н 35-9	8200•2	7000•2 =14000	2000•5 =10000	10750	51150	50•15	51900
	величина		16400					750
2	рас-чет	35-4Н	2200•2	2000•2 =4000	-	5000	13400	50•2.5	13525
	величина		4400					125
3	рас-чет	110-4Н	5900•2	7000•2 =14000	-	9000	34800	50•10	35300
	величина		11800					500
4	рас-чет	110-4Н	5900•2	7000•2 =14000	-	9000	34800	50•10	35300
	величина		11800					500
5	рас-чет	35-4Н	2200•2	2000•2 =4000	-	5000	13400-	50•2.5	13525
	величина		4400					125

Определим суммарные издержки на обслуживание и ремонт линий и подстанций. Нормы ежегодных издержек для линий и ПС принимаем равными соответственно аВЛ =0,8% и аПС =5,9%. Полученные результаты приведены в таблице.

Суммарные затраты на возмещение потерь определяются:

,

где - годовые потери электроэнергии в ЛЭП и трансформаторах;

Ц - стоимость потерь электроэнергии.

Определим потери электроэнергии в линиях. По таблице 3.8 [1, с. 86] для линии ИП - 2 сечением 70 мм2 определяем значение r0=0,422. Учитывая, что питание потребителя производится по двум цепям линий, полное сопротивление линии ИП-1 равно:

,

Теперь определим суточные и годовые потери электроэнергии.

,

,

,

Аналогично определяем потери в остальных ВЛ. Результаты приведены в таблицах18 и 19.

Таблица 18. Определение потерь электроэнергии в ЛЭП для первого варианта схемы.

Линии	Uном ,кВ	r0, Ом/км	L,км	RЛ, Ом	ДЭсут_з, МВт•ч	ДЭсут_лМВт•ч	ДЭгод ,МВт•ч
ИП-1	110	0.244	24	2.92	1.71	0.61	443.7
ИП-2	35	0.422	18	3.8	1.52	0.55	394.75
1-5	35	0.244	21.6	2.63	2.38	0.85	617.68
ИП-3	110	0.244	25.44	3.1	1.65	0.59	428.06
3-4	110	0.422	24	5.06	1.28	0.46	332.57



Таблица 19. Определение потерь электроэнергии в ЛЭП для второго варианта схемы.

Линии	Uном ,кВ	r0, Ом/км	L,км	RЛ, Ом	ДЭсут_з, МВт•ч	ДЭсут_лМВт•ч	ДЭгод ,МВт•ч
ИП-2	35	0.422	18	3.8	1.52	0.55	394.75
1-5	35	0.244	21,6	2.63	2.38	0.85	617.68
1-3	110	0.244	18.96	2.31	1.23	0.44	319.08
ИП-1	110	0.118	24	1.41	1.58	0.56	409.92
3-4	110	0.422	24	5.06	1.28	0.46	332.57

Потери электроэнергии в трансформаторе, установленном в пункте 2 схемы 1, равны:

,

,

,

,

,

Величина потерь электроэнергии для остальных трансформаторов представлена в таблице 20, 21.

Таблица 20. Определение потерь электроэнергии в трансформаторах Схема 1.

ДPхх, кВт	UномВН,кВ	Rт, Ом	ДЭсут_з	ДЭсут_л	ДЭ`год	ДЭ``год	ДЭгод
9.2	38.5	1.4	0.28	0.1	72.63	161.18	233.81
9.2	38.5	1.4	0.63	0.22	163.63	161.18	324.8
19	115	4.38	0.51	0.18	131	332.88	464.58
19	115	4.38	0.55	0.2	143	332.88	475.88
31	115	1.5	0.4	0.14	103.83	543.12	748.45
	115		0.06	0.02	15.7
	115		0.33	0.12	85.8

Таблица 21. Определение потерь электроэнергии в трансформаторах Схема 2.

ДPхх, кВт	UномВН,кВ	Rт, Ом	ДЭсут_з	ДЭсут_л	ДЭ`год	ДЭ``год	ДЭгод
9.2	38.5	1.4	0.28	0.1	72.63	161.18	233.81
9.2	38.5	1.4	0.63	0.22	163.63	161.18	324.8
19	115	4.38	0.51	0.18	131	332.88	464.58
19	115	4.38	0.55	0.2	143	332.88	475.88
31	115	1.5	0.4	0.14	103.83	543.12	748.45
	115		0.06	0.02	15.7
	115		0.33	0.12	85.8

Теперь определим затраты на возмещение потерь электроэнергии в сети для двух вариантов.

Таблица 22. Затраты на возмещение потерь электроэнергии в сети.

Вариант схемы	ДЭВЛ, МВт•ч	ДЭтр, МВт•ч	ДЭвсего, МВт•ч	Ц, коп/кВт•ч	Зпот?, тыс.руб
1 вариант	2550.9	2247.52	4798.42	6.5	311.9
2 вариант	2074	2247.52	4321.52		280.9

После определения всех составляющих найдем приведенные затраты и сравним варианты схем.

Разница между приведенными затратами двух вариантов исполнения сети:

ДЗ= Разница в экономических затратах является менее 5%, считаем оба варианта экономически равными, первая схема более надежна. Все дальнейшие расчеты будем производить для Схемы 1, т.к. она является более надежной, поэтому, выбираем именно ее.

Таблица 23. Определение приведенных затрат.

Вариант схемы	К?,тыс.руб	И?,тыс.руб	Зпот?, тыс.руб	З, тыс.руб
1 вариант	303027	10041.26	311.9	46716.4
2 вариант	306375	10068.05	280.9	47113.95



4. РАСЧЕТЫ ОСНОВНЫХ РЕЖИМОВ РАБОТЫ СЕТИ

4.1 Составление схемы замещения сети и определение ее параметров

Составим схему замещения сети для второго варианта.Учитывая тот факт, что расчет основных режимов будем производить в среде программы RastrWin, то в Г-образной схеме замещения трансформаторов потери холостого хода будут учтены за счет активных GТ и реактивных BТпроводимостей.

Таблица 24 Расчет параметров линий электропередачи.

Линии	r0, Ом/км	x0, Ом/км	b0, См/км •10-6	L, км	Rл,Ом	Xл, Ом	Bл, См•10-6
ИП-1	0.244	0.427	2.658	24	2.92	5.12	127
1-5	0.244	0.414	-	21.6	2.63	4.47	-
ИП-3	0.244	0.427	2.65	25.44	3.1	5.43	2544
3-4	0.422	0.444	2.54	24	5.06	5.32	121.9
ИП-2	0.422	0.432	-	18	3.79	3.88	-

Таблица 26. Активные и реактивные мощности в пунктах в режимах наибольших и наименьших нагрузок.

Пункт	Режим наибольших нагрузок	Режим наименьших нагрузок
	Pi, МВт	Qi, Мвар	Pi, МВт	Qi, Мвар
1	24	9.6	2.88	1.4
2	4.8	1.92	1.44	0.7
3	18	7.2	2.16	1.1
4	12	4.8	3.6	1.8
5	7.2	2.88	2.16	1.0



4.2 Расчет и анализ режима наибольших нагрузок

С помощью программной среды RastrWinрассчитаем режим наибольших нагрузок в системе.

Таблица 27. Диалоговое окно «узлы» программы RastrWin..

Таблица 28. Диалоговое окно «ветви» программы RastrWin.

Мощность генерации в режиме наибольших нагрузок составляет При этом потери активной мощности в сети составляют , что не превышает нормативных значений (8%).

Согласно нормативным требованиям в режиме наибольших нагрузок напряжения на шинах 10кВ ПС должно быть не ниже 105% от номинального, т.е. в данном случае не ниже 10,5 кВ.

Напряжение на шинах ПС в первом пункте составляет 10.13 кВ, во втором - 11.39 кВ, в третьем - 10.42 кВ, в четвертом - 10.46кВ и в пятом - 10.85кВ.Впервом, третьем и четвертом пункте необходимо произвести регулирование напряжения.

4.3 Расчет и анализ режима наименьших нагрузок

Таблица 29. Диалоговое окно «узлы» программы RastrWin.

Таблица 30. Диалоговое окно «ветви» программы RastrWin. Режим наименьших нагрузок.

Мощность генерации в режиме наименьших нагрузок составляет При этом потери активной мощности в се1 Введение

1.1 Успешная борьба с пожарами во многом зависит от наличия средств пожаротушения, постоянной их готовности к действию и умению персонала АЭС быстро и правильно их применять.

1.2 Как показывает статистика, большинство загораний и многие пожары, еще не получившие развития, успешно ликвидируются дежурным персоналом с применением первичных средств пожаротушения. Однако при пожаре необходимо немедленно сообщить о пожаре в пожарную охрану по телефону 01 и начальнику смены станции 6-23-52 о месте возникновения пожара, характер пожара (где и что горит), свою фамилию. После сообщения принять меры к тушению пожара с применением первичных средств пожаротушения (порошковыми и углекислотными огнетушителями, водяными струями от пожарных кранов и т.п.).

1.3 Умение персонала быстро и правильно применять средства пожаротушения достигается проведением занятий с членами добровольных дружин (ДПД), рабочими и служащими, а также проведением регулярных противопожарных тренировок согласно "Инструкции по организации противопожарных тренировок на атомных станциях концерна «Росэнергоатом» (РД ЭО 0036 - 95).

1.4 При тушении пожаров на электрооборудовании или на электроустановках, которые могут оказаться под напряжением, следует дополнительно руководствоваться требованиями «Типовой инструкции по тушению пожаров на электроустановках АЭС концерна «Росэнергоатом» и «Инструкции по тушению пожаров на электроустановках с АЭС» (Ис-004-ОИ).

2 Общие указания

2.1 Настоящая инструкция предназначена для лиц, ответственных за пожарную безопасность, за техническое состояние, сохранность и гото...