Розрахунок режимів проектованої електричної мережі

АНОТАЦІЯ   В даному дипломному проекті  було здійснено аналіз розвитку електричної  мережі ПАТ „Львівобленерго”. Здійснено техніко-економічний розрахунок варіанту розвитку електричної мережі. Розроблено проект реконструкції підстанції Глибока та вибрано необхідне обладнання електричної частини. Виконано організаційно-економічну частину проекту та проведено розрахунки заходів з охорони праці.     Annotation   Following topics are introduced this diplom project: real basen power engineering network schem of Boryslav region development and analysing for optimal circuit configuration; substation Glyboka project reconstruction with choice of electric power hardware for installing on it; calculations of economic and work-saving parts of project.
					ДП 7.090602 0427011 05
Вим	Арк.	№ Докум.	Підпис	Дата
Виконав		Мирка І.Б.			Розвиток електромережі 110кВ ПАТ”Львівобленерго”. Проект реконструкції         ПС Глибока.	Літ.	Лист	Листів
Керівник		Пастух  О.Р.				н	3	79
Консульт.						НУ “ЛП”                                                гр. ЕСМз4-61
Рецензент
Зав. Каф.

 

ЗМІСТ

ВСТУП..............................................................................................................	6
2. Вихідні дані............................................................................................	9
2.1. Характеристика району електричних мереж........................................	9
2.2. Характеристика ЛЕП .............................................................................	10
2.3. Характеристика підстанцій....................................................................	10
2.4. Розрахунок навантажень підстанцій ....................................................	11
2.5. Розрахунок режиму роботи електричної мережі ................................	13
3. ВАРІАНТ РОЗВИТКУ ЕЛЕКТРИЧНОЇ МЕРЕЖІ...................................	14
3.1. Вибір варіанту розвитку фрагменту електричної мережі ……..........	14
3.2. Вибір трансформаторів ПС Глибока ....................................................	15
4. РОЗРАХУНОК РЕЖИМІВ ПРОЕКТОВАНОЇ ЕЛЕКТРИЧНОЇ МЕРЕЖІ ...........................................................................................................	16
5. ПРОЕКТ ПІДСТАНЦІЇ „ГЛИБОКА” .......................................................	19
5.1. Розрахунок струмів короткого замикання...........................................	19
5.2. Розрахунок максимального робочого струму ....................................	22
5.3. Вибір головної схеми електричних з’єднань підстанції ....................	22
5.4. Вибір апаратів високої напруги, вимірювальних трансформаторів струму та напруги. ..........................................................................................	24
5.4.1. Вибір вимикачів та роз’єднувачів ..................................................	24
5.4.2. Вибір трансформаторів напруги. ....................................................	26
5.4.3. Вибір трансформаторів струму ......................................................	28
5.4.4. Вибір розрядників.............................................................................	31
5.4.5. Вибір вимірювальної апаратури .....................................................	32
5.5. Вибір та розрахунок збірних шин та струмоведучих частин ............	33
5.6. Вибір трансформаторів та схеми власних потреб. .............................	37
6. ОРГАНІЗАЦІЙНО - ЕКОНОМІЧНА ЧАСТИНА…..…..….....................	43
6.1. Планування основного виробництва…..…..…....................................	43
6.1.1. Розрахунок втрат потужності та електроенергії…..…..…......	43
6.1.2. Планування передачі електроенергії. Складання     енерго-                      балансу району електричних мереж…..…....................................	43
6.2. Планування праці та заробітної плати…..…..….................................	44
6.3. Планування витрат на технічне обслуговування електричних               мереж…...................................................................................................	48
6.3.1. Амортизаційні відрахування…..…................................................	48
6.3.2. Матеріальні витрати…....…...........................................................	49
6.3.3. Витрати на оплату праці…..…..….................................................	49
6.3.4. Інші витрати…..…..…....................................................................	49
6.4. Планування прибутку підприємства…..…..…....................................	51
7. Охорона праці…..…..…...............................................................................	54
7.1. Виробнича санітарія…..…..…..............................................................	54
7.1.1. Опалення…..…..….........................................................................	54
7.1.2. Освітлення…..…..…......................................................................	55
7.2. Електробезпека…..…..…......................................................................	57
7.3. Пожежна безпека…..…..…..................................................................	60
7.4. Розрахунок та проект грозозахисту підстанції…..…..…..................	61
7.5. Заходи забезпечення безпеки функціонування підстанції…..…..…	63
7.5.1. Захисти ліній електропередач…..…..…......................................	64
7.6. Міри безпеки при роботі у вторинних колах…..…..….....................	66
7.7. Заземлення електричних мереж…..…..…..........................................	66
СПИСОК ВИКОРИСТАНОЇ ЛІТЕРАТУРИ.................................................	72
ДОДАТКИ	73

 

 

ВСТУП

 

Енергетика України – це галузь національної економіки, від розвитку якої залежить благополуччя держави. Успішний розвиток енергетичної галузі свідчить про загальний рівень держави  та її місце у світовому співтоваристві.

Електроенергетика України  – це потужний, складний і розгалужений технологічний комплекс, призначений  для виробництва, передачі і розподілу електроенергії між промисловими, сільськогосподарськими та побутовими споживачами на всій території країни.

За останні роки в  електроенергетичній галузі України здійснено ряд реформ , що спрямовані на впровадження ринкових відносин та наближення існуючої структури   до  структури енергетики інших країн.

У 1995 році було створено чотири генеруючи компанії теплових станцій (Західенерго, Центренерго, Дніпроенерго, Донбасенерго); дві генеруючи компанії ГЕС ( Дніпрогідроенерго , Дністрогідроенерго ); Національна атомна енергетична компанія «Енергоатом» до складу якої увійшли п’ять АЕС (Рівненська, Хмельницька, Чорнобильська, Запорізька, Південноукраїнська); вісім регіональних диспетчерських центрів; вісім магістральних електричних мереж  і 27 енергопостачальних компаній.

Відповідно до такої  реорганізації передбачалося, що виробники  електричної енергії подаватимуть її на оптовий ринок, а енергопостачальні  компанії будуть її закуповувати і  продавати споживачам.

Для забезпечення керованості в енергетичній галузі в межах всієї країни було створено Національну Комісію Регулювання Електроенергетики (НКРЕ), основна функція якої полягала в узгодженні інтересів виробників, продавців і споживачів електричної енергії, враховуючи загальнонаціональні інтереси.

У 1998-1999рр. відбулася наступна реорганізація,  в наслідок якої були об’єднані регіональні диспетчерські центри, магістральні електричні мережі в електроенергетичну систему.

На сьогоднішній день структура енергетики України є  досить складною. Складність полягає в тому, що частина енергооб’єктів генеруючих та енергопостачальних є державними інші приватними чи публічними, закритими. Також з січня 2006р. виведена з експлуатації Чорнобильська АЕС.

В 2004 році було запущено в роботу два нових енергоблоки-мільйонники на Хмельницькій та Рівненській АЕС, а це означає, що більш як половина всієї електроенергії вироблятиметься атомними станціями.

Але збільшення встановленої потужності АЕС та постійне зростання  коефіцієнту використання встановленої потужності блоків атомних електростанції призводить до необхідності забезпечення на мінімальному складі працюючих блоків ТЕС  значний діапазон регулювання добового графіка для підтримання маневреності енергосистеми.

Енергетична стратегія  України до 2030 р. передбачає гармонійний розвиток як регіональних енергетичних систем, так і Об’єднаної енергосистеми України. Недавно введено в експлуатацію підстанцію 500 кВ „Новодонбаська” з повітряними лініями 500 і 220 кВ. У промислову експлуатацію переведено повітряну лінію 750 кВ Рівненська АЕС – Західноукраїнська ПС. Продовжується будівництво Дністровської і Ташлицької ГАЕС, триває реконструкція енергоблоків Старобешівської, Зміївської та інших ТЕС, каскаду дніпровських ГЕС, зводяться магістральні електромережі для видачі потужності блоків атомних електростанцій.

Згідно статистичних даних в 2004р. загальне виробництво  електричної енергії електростанціями Мінпаливенерго України складало 172,2 млрд. кВт∙год, в тому числі: атомними – 87 млрд. кВт∙год, тепловими – 73,3 млрд. кВт∙год, гідроелектростанціями – 11,7 млрд. кВт∙год, блок-станціями і комунальними ТЕЦ – 9,2 млрд. кВт∙год. Таким чином, основна частина електроенергії виробляється на атомних електростанціях – 48%, на теплових електростанціях, працюючих на органічному паливі, - 40,4%, а на ГЕС – 6,5% від загальної кількості.

У 2007р. в Україні встановлена  потужність електростанцій становила  трохи більше 50млн.кВт. з приблизним розподілом:

- потужність ТЕС –  58%;

- потужність АЕС –  26%;

- потужність ГЕС і  ГАЕС – 10%;

- потужність альтернативних джерел енергії – 6%.

Враховуючи обмежені запаси органічного палива в Україні  в останні роки надії покладають на розширення АЕС .

 

2. ВИХІДНІ ДАНІ

 

2.1. Характеристика району електричних мереж

 

Електрична мережа, розвиток якої виконано у даній роботі відноситься до:

• ІІ району по ожеледі;
• ІІІ району по максимальній нормативній швидкості напору вітру.

 

На рис.2.1. наведено фрагмент діючої електричної мережі ПАТ”Львівобленерго”.

 

 

 

Рис. 2.1. Схема діючої електричної мережі.

 

 

 

 

2.2. Характеристика ЛЕП

 

ЛЕП даної електричної  мережі виконано на залізобетонних опорах з використанням проводів марок, наведених у табл.2.1.

 

Таблиця 2.1.

Параметри ліній електричної  мережі

№п/п	Лінія		Марка проводу	Довжина лінії, км	Актив-ний опір лінії, R(Ом)	Реак-тивний опір лінії, X(Ом)	Ємнісна повідність лінії, B(мкСм)
	Початок	Кінець
1.	Борислав	Страшевичі	АС-185/29	32,3	5,233	13,34	88
2.	Страшевичі	Ст.Самбір	АС-185/29	9,4	1,523	3,882	25
3.	Ст.Самбір	Глибока	АС-150/24	13,0	2,574	5,46	39
4.	Глибока	Чижки	АС-150/24	14,10	2,792	5,922	38

 

 

 

2.3. Характеристика підстанцій

 

1. ПС Борислав.

Навантаження на шинах СН:

S_{нав СН}=24.6+j14 МВ∙А.

Навантаження на шинах  НН:

S_{нав НН}=10+j2 МВ∙А.

 

На ПС встановлено два автотрансформатори типу АТДЦТН-125000/220 з параметрами:

 S_ном=125 МВА; U_ВН=230 кВ; U_СН=121 кВ; U_НН=38,5 кВ; ∆P_Х=65 кВт;

∆P_К=305 кВт; І_Х=0,5 %; Uк_В-С=11 %; Uк_В-Н=45 %; Uк_С-Н=28 %;

∆Q_Х= І_Х∙ S_ном/ U_НОМ =625 кВар.

R_В=0,55 Ом; R_С=0,48 Ом; R_Н=3,20 Ом.

Х_В=59,20 Ом; Х_С=0 Ом; Х_Н=131 Ом.

 

2. ПС Страшевичі.

Навантаження на шинах  НН:

S_нав=1+j0,4 МВ∙А.

На ПС встановлено  два трансформатори типу ТДН-10000/110.

 

3. ПС Ст.Самбір.

Навантаження на шинах НН:

S_нав=24,1+j9,4 МВ∙А.

На ПС встановлено  два трансформатори типу  ТМТН-16000/110 та

трансформатор типу  ТДТН-40000/110.

 

4. ПС Глибока.

Навантаження на шинах НН:

 S_нав=1,3+j0,6 МВ∙А.

На ПС встановлено  трансформатор типу  ТМН-2500/110.

 

5. ПС Чижки .

Навантаження на шинах НН:

S_нав=3+j0,5 МВ∙А.

На ПС встановлено  трансформатор ТМН-6300/110.

 

 

2.4. Розрахунок навантажень підстанцій

 

У табл.2.2 наведені розрахункові навантаження підстанцій для максимального режиму навантаження.

 

 

Таблиця 2.2.

Розрахункові навантаження підстанцій для максимального режиму

№п/п	ПС	Навантаження на шинах CН	Навантаження на шинах НН
1.	Борислав	24,6+j14	10+j2
2.	Страшевичі	-------	1,0+j0,4
3.	Ст.Самбір	-------	24,1+j9,8
4.	Глибока	-------	1,3+j0,6
5.	Чижки	-------	3,0+j1,5

 

 

Навантаження шин підстанцій в мінімальному режимі складає 0.6 від навантаження шин підстанцій максимального режиму. В табл.2.3 наведені розрахункові навантаження підстанцій для режиму мінімального навантаження.

 

 

Таблиця 2.3.

Розрахункові навантаження підстанцій для мінімального режиму

№п/п	ПС	Навантаження CН	Навантаження НН
1.	Борислав	14,76+j8,4	6+j1,2
2.	Страшевичі	-------	0,6+j0.24
3.	Ст.Самбір	-------	14,46+j5,88
4.	Глибока	-------	0,78+j0,36
5.	Чижки	-------	1,8+j0,9

 

 

 

2.5. Розрахунок режиму роботи електричної мережі

 

На рис.1.2 наведено фрагмент діючої електричної мережі 110кВ ПАТ”Львівобленерго”. Навантаження  на шинах СН ПС Борислав та ПС_Ст.Самбір  представлені еквівалентним навантаження. З метою перевірки правильності вибраних параметрів елементів мережі, еквівалентування навантаження виконаємо розрахунок максимального режиму роботи мережі.

 

 

 

 

Рис. 2.2. Схема електричної мережі.

 

Виконаємо попередній комп’ютерний розрахунок електричної мережі ПАТ„Львівобленерго”.

Розрахунок  режиму виконано з допомогою програмного комплексу DAKAR. Результати попереднього комп’ютерного розрахунку режиму роботи електричної мережі приведені в додатку А.

Отримані результати розрахунку режиму роботи фрагменту електричної мережі відповідають диспетчерським результатам розрахунку максимального режиму роботи електричної мережі ПАТ”Львівобленерго”.

 

 

 

 

3. Варіант розвитку електричної  мережі

 

3.1. Вибір варіанту розвитку фрагменту електричної мережі

 

Реконструкція ПС Глибока  передбачає встановлення нового додаткового  обладнання за умови, що навантаження на шинах НН ПС збільшиться до 12МВт, а cosφ=0.89.

Згідно схеми мережі ПАТ „Львівобленерго” даного регіону ПС Глибока розташована на відстані (довжина лінії) від ПС Ст.Самбір – 13,00км. Відстань від інших ПС даного регіону до ПС Глибока є більшою.