Расчёт электроснабжения города Нерчинска и выбор уровня напряжения питающей сети, сечения воздушных и кабельных линий, электрооборудования. Краткая характеристика города, технико-экономическое обоснование проекта. Заземление подстанции, молниезащита.
Для обеспечения подачи электроэнергии в необходимом количестве и соответствующего качества от энергосистем к промышленным объектам, установкам, устройствам и механизмам служат системы электроснабжения промышленных предприятий, состоящие из сетей напряжением до 1 КВ и выше и трансформаторных, преобразовательных и распределительных подстанций. Электроустановки потребителей электроэнергии имеют свои специфические особенности; к ним предъявляются определенные требования: надежность питания, качество электроэнергии, резервирование и защита отдельных элементов и пр. При проектировании, сооружении и эксплуатации систем электроснабжения городов необходимо правильно в технико-экономическом аспекте осуществлять выбор напряжений, определять электрические нагрузки, выбирать тип, число и мощность трансформаторных подстанций, виды их защиты, системы компенсации реактивной мощности и способы регулирования напряжений. Город Нерчинск - административный центр одноименного района, находится в центральной части Читинской области., на расстоянии 305 километров по железной дороге к востоку от города Читы. Город расположен на берегу реки Нерчи, левого притока реки Шилки, при железнодорожной станции Нерчинск, которая находится на 8км севернее магистрали Сибири и связана с последней железнодорожной веткой.Единственным центром питания города является расположенная на восточной окраине города подстанция "Нерчинск" напряжением110/35/6КВ, связанная по ВЛ-110КВ с подстанцией "Холбон"220/110/10КВ. Необходимостью реконструкции электроснабжения является тот факт, что оборудование является морально и физически устаревшим, а перевод нагрузок с напряжения 6КВ на напряжение 10 КВ обеспечит дополнительные ресурсы. замена устаревшего оборудования новым обеспечит надежность и бесперебойность электроснабжения потребителей. На подстанции "Нерчинск" установлены три трансформатора. Проверяем загрузку трансформаторов в нормальном режиме по условию: Где Smax - максимальная нагрузка потребителей в 2004году, КВА. Проведем расчет работы трансформаторов с учетом дополнительной перспективной нагрузки: , На подстанции "Нерчинск" становлены два трансформатора ТДТН - 10000/110.В аварийном режиме трансформатор должен передавать всю необходимую мощность. Проверим загрузку оставшегося в послеаварийном режиме по условию: Окончательно выбираем трансформатор типа ТМН-2500/35 устанавливаю трансформаторы ТМН-2500/35 II-оставлены в работе трансформаторы ТМН-4000/35 ?W-годовые потери электроэнергии в трансформаторе, определяются по формуле: ?W=PXT Pk? ?·?в Ркн ??н, (2.17) средняя нагрузка обмоток высокого и низкого напряжения; ?в, ?н - время наибольших потерь в обмотках высокого и низкого напряжения, час; определяются исходя из продолжительности использования максимальной нагрузки, Тмах.Токи короткого замыкания на шинах 110КВ взяты по данным ВПЭС и равны: I (3) К-1 max=2200А раб. В дипломном проекте этот расчет ведется с целью проверки выбранной аппаратуры, проводов и кабелей на динамическую и термическую стойкость Для расчета схемы замещения запишем следующие исходные параметры элементов схемы: Трансформаторы Т-1 и Т-2 ТИПАТДТН-10000/110/35/10 Принимаю трансформатор типа ТДТН-10000/110 со следующими параметрами: Sн=10МВ·А; Uвн=115КВ; Uсн=38,5КВ; Uнн=11КВ; ?Рх=19КВТ; ?Рк=80КВТ; Ukв-с=10,5%; Ukв-н=17%; Ukc-н=6%; Ix=1,1%Воспользуемся методом точного приведения в относительных единицах (ТПОЕ) Принимаем базисные величины: Для Т-1 и Т-2 базисная мощность-Sб=100МВ*А; базисное напряжение Uб=Ucp ном.Принимаем базисные величины: базисная мощность-Sб=100МВ*А; базисное напряжение Uб=Ucp ном. Линии: (3.6) , Хл. min=0,17о. е. Трансформаторы: (3.7) для трансформатора Т-3Хл. min=0,0006о. е. Хл. min=0, 192о. е. Минимальный режим: Х1 =Хс. min Хл. min ХТ1в=0,0045 0, 192=0, 1965о. е. I (3) к2min= (3.10) Принимаем базисные величины: базисная мощность-Sб=100МВ*А;При расчете используем метод симметричных составляющих и правило эквивалентной прямой последовательности. Определив ток прямой последовательности фазы "А" в месте КЗ, найдем и все остальные симметричные составляющие. Схема замещения обратной последовательности аналогична схеме замещения прямой последовательности, но без ЭДС генерирующих ветвей, а поэтому: Х?=0,084о. е. Схема замещения нулевой последовательности представлена на рисунке 2Определим ударный ток КЗ по формуле: іуд=Ку*v2*Ік. Где Ку ударный коэффициент для цепей рассчитываемый без учета активных нагрузок согласно (Л-2-таблица 2.45) (Ку=1,7) ІУДК-1=1,7*v2*5,79=13,92КАЭлектроснабжение города Нерчинска осуществляется по девяти фидерам. Составляю схему замещения: Рисунок 3 - Схема замещения отходящего фидерадлина всей линии L=6,86км-98 опор. Расстояние между опорами 0,07км. линия выполнена проводом АС-95. расстояние до КТП-493 равно по схеме 0,77км проводом АС-95, и 0,35км до КТП проводом АС-35. мощность трансформатора КТП КВ100КВА 10/0,4 ВЛ-95=0,77*Худ=0,77*0,306=0,277Ом; ХВЛ-35=0,35*0,89=0,313Ом.
План
Содержание
Введение
1. Краткая характеристика города
2. Технико-экономическое обоснование проекта
3. Расчет токов короткого замыкания в сети высокого напряжения
3.1 Расчет токов КЗ на шинах 110КВ
3.2 Расчет токов КЗ на шинах 35КВ
3.3 Расчет токов КЗ на шинах 10КВ
3.4 Расчет токов КЗ на шинах 10КВ трансформаторов Т-2 и Т-1
3.5 Расчет однофазного КЗ на землю110КВ
3.5 Результаты расчетов токов КЗ
3.6 Расчет токов КЗ отходящих фидеров и КТП
4. Выбор оборудования
4.1 Выбор шин
4.2 Выбор изоляторов
4.3 Выбор выключателей
4.4 Выбор разъединителей
4.5 Выбор трансформаторов тока
4.6 Выбор трансформаторов напряжения
4.7 выбор трансформаторов собственных нужд
4.8 выбор защиты от перенапряжений
4.9 Выбор КТП 10/0,4КВ
5. Релейная защита
5.1 Продольная дифференциальная токовая защита трансформатора ТДТН-10000/110
5.2 Максимальная токовая защита автотрансформаторов
5.3 Защита трансформатора от перегрузки
5.4 Газовая защита трансформатора
6. Безопасность и экологичность
6.1 Анализ проектируемого объекта по потенциальной опасности
6.2 Производственная санитария
6.3 Производственное освещение
6.4 Техника безопасности
6.5 Пожарная безопасность
6.6 Расчет заземления подстанции
6.7 Расчет молниезащиты
6.8 Экология
7. Экономика
7.1 Определение сметной стоимости реконструкции подстанции
7.5 Планирование сметы годовых эксплуатационных расходов по обслуживанию подстанций
7.6 Технико-экономические показатели
Заключение
Список используемой литературы
Введение
Для обеспечения подачи электроэнергии в необходимом количестве и соответствующего качества от энергосистем к промышленным объектам, установкам, устройствам и механизмам служат системы электроснабжения промышленных предприятий, состоящие из сетей напряжением до 1 КВ и выше и трансформаторных, преобразовательных и распределительных подстанций. Электроустановки потребителей электроэнергии имеют свои специфические особенности; к ним предъявляются определенные требования: надежность питания, качество электроэнергии, резервирование и защита отдельных элементов и пр. При проектировании, сооружении и эксплуатации систем электроснабжения городов необходимо правильно в технико-экономическом аспекте осуществлять выбор напряжений, определять электрические нагрузки, выбирать тип, число и мощность трансформаторных подстанций, виды их защиты, системы компенсации реактивной мощности и способы регулирования напряжений. Это должно решаться с учетом совершенствования технологических процессов производства, роста мощностей отдельных электроприемников и особенностей каждого населенного пункта, повышения качества и надежности электроснабжения потребителей. Целью данного проекта является расчет электроснабжения города Нерчинска и выбор уровня напряжения питающей сети, сечения воздушных и кабельных линий, электрооборудования. электроснабжение заземление кабельная линия
Город Нерчинск - административный центр одноименного района, находится в центральной части Читинской области., на расстоянии 305 километров по железной дороге к востоку от города Читы. Город расположен на берегу реки Нерчи, левого притока реки Шилки, при железнодорожной станции Нерчинск, которая находится на 8км севернее магистрали Сибири и связана с последней железнодорожной веткой.
Одновременно город является центром пересечения важных автомобильных дорог: Нерчинск - Сретенск, Нерчинск - Зюльзикан, Нерчинск - Шоноктуй.
Ведущими отраслями промышленности являются пищевая и мясомолочная. Крупных промышленных предприятий государственного значения нет.
Деления на административные районы в городе нет. Жилой фонд в основном составляют одноэтажные здания. Единственным видом городского транспорта является автобус, и маршрутные такси.
Город Нерчинск расположен в III-ем климатическом районе по гололеду, минимальная температура - 54°С, максимальная температура 40°С, средняя температура почвы в декабре месяце - 6,7°С.
Данный район относится к зоне распространения островной многолетней мерзлоты долинного типа. Многолетняя мерзлота в районе г. Нерчинска изучена слабо, совершенно отсутствуют данные по замеру температуры многолетнемерзлотных пород. Наличие последних устанавливается визуально при бурении скважин. В прирусловой части реки Нерчи, где в основном расположен город, вечная мерзлота отсутствует.
Вывод
Проверочный расчет трансформаторов на подстанции показал, что увеличение их мощности не требуется.
Согласно контрольных замеров: Рср. з. =1985,714КВТ
Qcp. з=406,83квар
Scp. з=2035,367КВА
Мощность трансформаторов определяем по формуле
, КВА (2.13)
Где Scp - средняя нагрузка потребителя, КВА;
n - число трансформаторов на подстанции;
? - оптимальный коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном режиме, для однотрансформаторной подстанции ?= 0,9
Принимаем к установке два трансформатора марки ТМН-2500КВА
Проверяем загрузку трансформаторов в нормальном и аварийном режимережиме по условию: (2.14)
Где Smax - максимальная нагрузка потребителей в 2004году, КВА.
Sном. Т - номинальная мощность выбранного трансформатора, КВА;
В аварийном режиме трансформатор должен передавать всю необходимую мощность. Проверим загрузку оставшегося в послеаварийном режиме по условию: Окончательно выбираем трансформатор типа ТМН-2500/35 устанавливаю трансформаторы ТМН-2500/35
Производим технико-экономическое сравнение вариантов
I-устанавливаю трансформаторы ТМН-2500/35
II-оставлены в работе трансформаторы ТМН-4000/35
Экономическим показателем является минимум приведенных затрат, определенный по формуле: З=Ен·К И, тыс. руб/год (2.15)
Где Ен - нормативный коэффициент сравнительной эффективности капитальных вложений. Ен=0,12
К - единовременные капиталовложения, тыс. руб. /*год.
И - ежегодные эксплуатационные издержки определяются по формуле: ?·?W, тыс. руб (2.16)
Где Ра, Ро - отчисления на амортизацию и обслуживание, %, общая - Ра=6,4%, затраты на обслуживание - Ро=3%. По Л-1 (справочник по проектированию электроэнергетических систем под редакцией С.С. Рокотяна и И.М. Шапиро третье издание переработанное и дополненное Москва энергоатомиздат 1985год 352с.) таблица 8.2. ?-стоимость электроэнергии, согласно решения №60 от 15 декабря 2005года ОАО "Читаэнерго" ?=1,02руб. /КВТ·час.
?W-годовые потери электроэнергии в трансформаторе, определяются по формуле: ?W=PXT Pk? ?·?в Ркн ??н, (2.17)
Где ?Рх - потери холостого хода трансформатора, КВТ;
Т - время работы трансформаторов, Т=8760часов;
Ркв, Ркн - потери короткого замыкания в обмотках высокого и низкого напряжения.
Sc. в., Sc. н. - средняя нагрузка обмоток высокого и низкого напряжения; ?в, ?н - время наибольших потерь в обмотках высокого и низкого напряжения, час; определяются исходя из продолжительности использования максимальной нагрузки, Тмах.
Время использования максимальной нагрузки определяется по формуле: , ч (2.18)
Где Pi - активная мощность каждого периода, КВТ;
ti - время потребления Рі, час
Рмах - максимальная активная мощность за весь период, КВТ. Определяем Тмах - для обмоток высокого и низкого напряжения. Принимаем данные по показаниям счетчиков подстанции Т-3и отходящих фидеров по 10КВ данные расчетов свожу в таблице №2.2
Таблица №2. расчет мощностей на напряжение 10КВ.
Т-3 ,t, час ?P, КВТ Тмах
1 2 3 4
12,62,8 744 939523,2
1654,2 696 1151323
1657,6 744 1233254
1416,8 720 1020096
1149,4 744 855153,6
781,2 720 562464
702,8 744 522883,2
723,8 744 538507,2
988,4 720 711648
1269,8 744 944731,2
1495,2 720 1076544
1262,8 744 939523,2
10495651 6331,836 ?м= ?·8760, час (2, 19) ?= ?·8760=5022час
Определяем суммарную мощность на стороне 35КВ. по формуле (2.18) рассчитываю время использования максимальной нагрузки данные свожу в таблице №2.3
Таблица №.3 Тмах на стороне 35КВ
Суммарная Р, КВТ ‘t’ч ?Р, КВТ Тмах, ч
1 2 3 4
1998,15 744 1486624
1787,1 696 1243822
1710,45 744 1272575
1529,85 720 1101492
1311,45 744 975718,8
1045,8 720 752976
897,75 744 667926
1058,4 744 787449,6
1173,9 720 845208
1412,25 744 1050714
1697,85 720 1222452
1998,15 744 1486624
12893580 6452,759 ?м= ?·8760, час (2, 19) ?= ?·8760=5184час
Таблица№2.4 Тмах на стороне 10КВ
Вариант I: трансформатор ТМН 2500/35-
?Рх=4,35КВТ, ?Рк=25КВТ
?W=4,35·8760 25· ?·5184 25 ?·5022=
176091,17КВТ/год
?W=176091,17*1,02=179,6КВТ/год
Капитальные затраты для варианта Іскладываются: К1=Ст См-Св. пр.; (2.20)
Где Ст - стоимость трансформатора, Ст=170тыс. руб (Л-1 таб. №9,18)
См-стоимость монтажных работ, См=1000тыс. руб (Л-1 таб. №9,35)
Св. пр. - сумма от продажи трансформатора ТМН-4000/35 сторонней организации за 20% от первоначальной стоимости
Св. пр. =2,3*20%=46тыс. руб
К1=170 1000-46=1124тыс. руб.
Ежегодные эксплуатационные издержки: по формуле 2.16
И= (6,4 3) /100*1124 1,02*179,6=285,3тыс. руб.
Затраты по Іварианту
З1=0,12*1124 285,3=420,18тыс. руб.
Вариант II: трансформаторы ТМН-4000/35-
?Рх==5,74,35КВТ, ?Рк=33,525КВТ
?W=5,7·8760 33,5· ?·5184 33,5 ?·5022=
=122158,6КВТ/год
Трансформатор ТМН-4000/35 был установлен на подстанции "Нерчинск" в 1979 году, срок его работы составляет 27 лет. Отчислений на его амортизацию и обслуживание уже не производится, ежегодные издержки складываются: И=?·?W=1,02*122,1586=124,602тыс. руб.
Затраты по II-варианту составили: З2=И2=124,602тыс. руб.
Результаты технико-экономических показателей сведены в таблице №2.5
