Содержание

Аннотация

Введение

1. Реконструкция подстанции 35/6 «Тульская»

1.1 Состояние электрической сети, необходимость реконструкции подстанции

1.2 Выбор силового оборудования

2. Выбор и проверка оборудования по току короткого замыкания

2.1 Расчет нормального режима сети с использованием программы Rastr

2.2 Расчеты токов короткого замыкания

2.2.1 Расчет трехфазного короткого замыкания в точке К1

.2.2 Расчет трехфазного короткого замыкания в точке К2

.3 Расчеты токов короткого замыкания на ЭВМ с использованием программы TKZ-3000

.4 Выбор и проверка оборудования по току короткого замыкания

.4.1 Выбор и проверка выключателя на 35 Кв

.4.2 Выбор и проверка выключателя на 6 кВ

.5 Выбор и проверка разъединителей установленных в цепи силовых трансформаторов

.5.1 Выбор и проверка разъединителей 35 кВ

.5.2 Выбор и проверка разъединителей 6 кВ

.5.3 Выбор и проверка разъединителей 6 Кв, для ячейки плавки гололеда

2.6 Выбор и проверка измерительных трансформаторов тока

2.6.1 Выбор трансформатора тока в КРУН 6 кВ

2.7 Выбор трансформаторов напряжения в КРУН 6 Кв

3. Разработка системы плавки гололёда на ВЛ 45 кВ

3.1 Виды и параметры гололедно - изморозевых отложений

3.2 Схема плавки гололеда как объект управления

.3 Влияние метеоусловий на процесс гололедообразования

.4 Расчет режимов плавки гололеда на ВЛ 35 кВ

.5 Требования к схемам плавки гололеда

.6 Принципиальные схемы и основные способы плавки гололеда переменным током

.7 Выбор схемы

.7.1 Выбор схемы плавки гололеда на ВЛ 3-ВЛ 5 35 кВ, с проводом АС-95/16 длиной 19,2 км

.7.2 Выберем схему плавки гололеда на ВЛ 4 35 кВ, с проводом АС-95/16 длиной 6,004 км

.8 Расчет времени плавки гололеда с помощью программы гололед 110

3.9 Особенности плавки гололеда на грозозащитном тросе

.10 Релейная защита и автоматика установок плавки гололеда переменным током

4. Безопасность жизнедеятельности

.1 Значение безопасности жизнедеятельности на подстанции

4.2 Расчет защиты от прямых ударов полни на ОРУ 35 Кв

4.3 Меры по технике безопасности при организации борьбы с гололедом и ликвидации гололедно- ветровых аварий

4.3.1 Наблюдение за гололедообразованием и окончанием плавки гололеда

4.3.2 Механическое удаление гололедных отложений

4.4 Защита населения и территории при чрезвычайных ситуациях

5. Оценка эффективности инвестиций в реконструкцию подстанции «Т»

.1 Основные методики оценки эффективности инвестиций в энергетики

5.2 Особенности экономического обоснования развития электрических

.3 Расчет капитальных вложений

.4 Определение эксплуатационных затрат

.5 Расчет показателей экономической эффективности инвестиций

Заключение

Список литературы

Аннотация

В данном дипломном проекте рассматривается реконструкция понизительной подстанции «Т» 35/6, принадлежащей Адыгейским электрическим сетям филиал ОАО «Кубаньэнерго» с установкой второго трансформатора большей мощности в связи с прогнозируемым ростом нагрузки потребителей

В дипломном проекте выполнен расчет параметров участка Адыгейских электрических сетей, в режиме максимальных нагрузок, с использованием программы RASTR, расчет токов короткого замыкания для проверки и выбора оборудования РУ подстанции, выбор основного оборудования подстанции. Дополнительно проверка правильности расчета токов короткого замыкания при помощи программы TKZ3000.

В специальной части рассмотрен вопрос плавки гололеда переменным током на проводах ВЛ 35 кВ.

В разделе «Безопасность жизнедеятельности» произведен расчет молниезащиты ГПП.

В экономической части дипломного проекта произведен расчет эффективности капиталовложений в реконструкцию подстанции и оценка экономической эффективности инвестиций.

Введение

Развитие энергетики и электрификации в значительной мере определяют уровень развития страны.

Главной целью развития основной электрической сети России является обеспечение устойчивости и надежности её функционирования.

Целесообразность создания мощных объединенных энергосистем обусловлено их большими технико-экономическими преимуществами. С увеличение мощности объединения появляется возможность сооружения более мощных электрических станций с мощными, более экономичными агрегатами.

Важной задачей развития электроэнергетики является модернизация и демонтаж устаревшего оборудования электростанций и подстанций.

Основные цели реконструкции действующих подстанций: увеличение числа присоединений в распределительных устройствах, пропускной способности подстанции в целом и ее отдельных элементов, улучшение качества напряжения, повышения надежности функционирования подстанции и ее эксплуатационной гибкости, улучшение условий труда эксплуатирующего персонала и оздоровление экологической ситуации на подстанции и в примыкающей к ней зоне.

При проектировании реконструкции подстанций должны решаться вопросы:

обоснования развития электрических сетей и реконструкции подстанции;

выбора принципиальной электрической схемы подстанции.

-расчет режимов электрической сети с учетом реконструкции подстанции -выбор основного и вспомогательного оборудования.

1. Реконструкция подстанции 35/6 «Тульская»

.1 Состояние электрической сети, необходимость реконструкции подстанции

В связи с ростом потребляемой нагрузки, а также моральным и физическим устареванием оборудования принято решение о техперевооружении подстанции, предусматривающее замену силового трансформатора, шкафов КРУН 6 кВ, отделителей и короткозамыкателей 35 кВ на элегазовые выключатели.

Процесс реконструкции подстанции значительно сложнее сооружения аналогичного объекта, поскольку оборудование необходимо сначала демонтировать, выбрав при этом щадящий режим работы остающегося в действии оборудования. Все работы по демонтажу заменяемого оборудования выполняются на действующей подстанции, где не всегда удается применять технику, необходимо безукоснительное соблюдение правил техники безопасности, необходимо выдерживать при выполнении работы расстояния до токоведущих частей. Аналогичные трудности возникают и при монтаже нового оборудования.

Демонтаж трансформаторов включают следующие работы:

отключение их от сети, отсоединение от трансформаторов ошиновки, слив масла;

демонтаж и транспортировки трансформаторов с места их установки.

Установка и монтаж нового включает следующие работы:

разработка маслосборника и дренажной траншеи;

засыпка по слоям балласта маслоприемника;

установка рельсового фундамента;

транспортировка трансформатора к месту его установки;

установка на подготовленную площадку;

подключение ошиновки к трансформатору;

заполнение маслом бака;

пробное включение и наладка;

включение трансформатора в рабочую сеть и проверка его работы.

Замену трансформаторов необходимо производить тогда, когда подстанция имеет минимальную нагрузку. В этом случае необходимо определить возникающую загрузку оставшегося в работе трансформатора, сохранив питание основных потребителей.

Участок энергорайона куда входит реконструируемая ПС 35/6 кВ представлен в графической части (см."схема электрической сети" рис.1.1).

Подстанция «Т» 35/6 кВ, подлежащая реконструкции, входит в состав Адыгейских электрических сетей филиал ОАО «Кубаньэнерго». Осуществляет энергоснабжение Тульского района.

1.2 Выбор силового оборудования

Токоведущие части (шины, ошиновка) и все виды электрических аппаратов (выключатели, разъединители, измерительные трансформаторы) должны выбираться в соответствии с максимальными расчетными величинами (ток и напряжение), используя справочник [1,с.140]. Для их выбора сравниваются указанные расчетные величины с допустимыми значениями для высоковольтного электрооборудования и токоведущих частей. Составляются таблицы сравнения расчетных и допустимых величин. При этом для обеспечения надежной безаварийной работы расчетные величины должны быть меньше допустимых. Основными условиями выбора электрических аппаратов и токоведущих частей являются:

условие длительного режима работы:

а) выбор по напряжению;

б) выбор по нагреву длительно протекающим номинальным током;

условие устойчивости при протекании сквозных токов короткого

замыкания:

а) проверка на электродинамическую устойчивость;

б) проверка на термическую устойчивость.

Мощность трансформаторов 35/6 кВ на подстанции «Т» выбирается по существующей нагрузке подстанции с добавлением нагрузки. Суммарная установленная мощность трансформаторов должна удовлетворять условию:

St>(Pmax/nt)

где St и nt - единичная мощность и количество трансформаторов, Рmax - максимальная нагрузка подстанции в нормальном режиме. Согласно ГОСТу 14029-69 в аварийных случаях трансформаторы допускают в течение (не более) 5 суток перегрузку в 1.4 номинальной мощности на время максимумов нагрузки продолжительностью не более 6 часов в сутки. Поэтому при наличии резервирования мощность каждого трансформатора должна быть равной 0.7 Рав, но не менее Рмах/2. Согласно выше приведенной методике выбора мощности трансформаторов необходимо установить на подстанции «Т» два трансформатора 35/6 кВ мощностью 4 MBA каждый.

Таблица 1.1 Параметры трансформатора

Тип	Sн ом тМВА	Uном, кВ		Uк, %		∆Qх
		ВН	НН		ВН -НН
ТМ-4000/35	4	35	6,3		7,5		36
∆Pk, кВт	∆Pх, кВт	Iх, %	Rt, Ом			Xt, Ом
			ВН -НН			ВН -НН
33,5	5,3	0,9	2,56			5,74