Курсовая работа (т): Электрическая часть подстанции 110/35/10 КП-140206 Э-537

Электрическая часть подстанции 110/35/10 КП-140206 Э-537

Министерство топлива и энергетики Российской Федерации

ГОУ СПО Екатеринбургский энергетический техникум

Курсовая работа

Тема: Электрическая часть подстанции 110/35/10 КП-140206 Э-537

Разработал: Лагунов В.А.

Руководитель: Созыкина И.А.

ВВЕДЕНИЕ

Основные направления структурной реформы электроэнергетики России.

Основные моменты разработанной РАО «ЕЭС России» концепции реструктуризации электроэнергетики.

Для осуществления намеченных изменений необходимо проведения ряда мероприятий подготовительного этапа структурных реформ в электроэнергетике по следующим направлениям;

·изменения в законодательной базе;

·выработка основных механизмов формирования рынка электроэнергетики и реструктуризации отрасли;

·формировании инфраструктуры рынка электроэнергетики;

·тарифная политика;

·мероприятия подготовительного характера, содержащие вопросы по урегулированию взаиморасчетов организаций электроэнергетики с поставщиками и потребителями, повышению эффективности электроэнергетического производства, а также определению группы потребителей, нуждающихся в финансовой поддержке в процессе перехода к конкурентному рынку.

В рамках РАО «ЕЭС России» основным разработчиком и координатором мероприятий по реструктуризации выступает Департамент корпоративной стратегии, образованной в соответствии с приказом председателя Правления РАО «ЕЭС России» в августе 2000 г.

Основными положительными итогами этого этапа являются следующие базовые достижения:

·создан институт «продавцов» и «покупателей» и заложены основы ФОРЭМ

·заложена необходимость установления договорных (контрактных) отношений между ними;

· заложена необходимость расчета цены (тарифа) энергии с учетом ее специфики (энергопотребления и мощности).

Однако в сложившейся к настоящему времени ситуации имеются и коренные изъяны, в частности:

· «продавцы» не продают энергию, покупатели ее не покупают, а ФОРЭМ фактически не является рынком;

·действует принцип «базового плательщика» - покупатель прикрепляется к продавцу, а договорные отношения носят полуфиктивный характер;

·цена (тариф) устанавливается не рынком, а административными органами (ФЭК и РЭК), и носит затратный характер;

·сохраняется полная монополия на региональном уровне - единый продавец и директивное прикрепление к нему всех покупателей региона.

В результате выполнения РАО «ЕЭС России» Указа Президента РФ от 28 апреля 1997 г. № 426 «Об Основных положениях структурной реформы в сферах естественных монополий удалось добиться:

повышения финансовой стабильности РАО «ЕЭС России», выражающегося в том,что:

·с августа сбор платежей за энергию «живыми деньгами» составляет 100%,

·начиная с мая 2000 г. происходит снижение дебиторской задолженности,

·с января 2001 г. осуществляется переход на 100 % оплату денежными средствами налоговых платежей.

Решить остающиеся фундаментальные проблемы мешают следующие основные причины:

·недостаток инвестиций,

·затратный механизм ценообразования,

·неэкономическое регулирование тарифов,

·отсутствие бизнес - логики у энергокомпаний,

·отсутствие рынка энергии (т.к. ФОРЭМ-не рынок),

·отсутствие стимулов к энергосбережению.

Предлагаемые принципы реформирования электроэнергетики.

Основой реформирования электроэнергетики должны быть:

·разделение естественно-монопольных и конкурентных видов деятельности;

·усиление роли государства в естественно-монопольных видах деятельности;

·демонополизация и развитие конкуренции в секторах производства и сбыта электроэнергии;

·обеспечение устойчивости процесса преобразований, гарантирующей надежную и бесперебойную работу электроэнергетики.

Основные направления реформы электроэнергетики включают в себя:

.создание рынка, в том числе:

·разработку модели функционирования рынка,

·формирование инфраструктуры рынка и системы доступа на рынок (АТС, системный оператор, национальная электрическая сеть, распределительные компании );

.реструктуризацию отрасли с созданием участников рынка генерирующих и сбытовых компаний.

Для успешного достижения поставленных целей при реформировании электроэнергетики должны учитываться такие организационно-экономические особенности России, как;

·низкая платежная дисциплина;

·отсутствие у производителей и потребителей опыта работы в условиях рынка;

·высокий риск банкротства сбытовых компаний;

·наличие потребителей, нуждающихся в защите государства;

·не развитость системы учета энергопотребления.

Требуется также учитывать и следующие технологические особенности электроэнергетики России:

·ограничения сетевые (по пропускной способности в некоторых регионах) и технологические (высокая доля выработки на ТЭЦ);

·высокая доля крупных мощностей;

·низкая инвестиционная привлекательность в настоящие время.

Новая структура, организаторы и участники рынка.

Участниками рынка являются:

·генерирующие компании, объединяющие группы электростанций;

·сбытовые компании, которые обслуживают потребителей, защищенных государством;

·конкурентные потребители.

В коммерческую инфраструктуру рынка входят:

·администратор торговой системы, располагающей торговой площадкой и системой учета;

·расчетная палата или уполномоченный банк, которые реализуют систему расчетов и систему гарантий.

Технологическую инфраструктуру образуют:

·системный оператор, в ведении которого находятся диспетчеризация режимов и резерв мощности;

·федеральная сетевая компания, управляющая национальной электрической сетью;

·региональные сетевые компании, управляющие местными распределительными сетями.

Для осуществления вышеизложенного требуется нормативно-правовое обеспечение реформирования- необходимо внести изменения в действующее законодательство.

Перечень этапов реформирования.

Первый этап - запуск и организация функционирования рынка. Основные мероприятия этого этапа:

·утверждение нормативных актов и правил рынка в форме постановлений Правительства;

·создание инфраструктуры рынка;

·создание первых генерирующих компаний (на базе электростанций Европейской и Сибирской энергозон) и независимых сбытовых компаний;

·запуск рынка электроэнергии на территории Европейской энергозоны;

·создание системы защиты социально значимых потребителей.

Второй этап - расширение зоны функционирования рынка.

Этот этап включает в себя:

·значительное расширение участников рынка;

·завершение формирования генерирующих компаний, расположенных в Европейской и Сибирской энергозонах;

·прекращение перекрестного субсидирования.

Третий этап - завершения формирования рынка. Содержание этого этапа:

·завершение либерализации розничных рынков;

·завершение формирования единого российского рынка за счет включения в него

Дальневосточной энергозоны;

·существенный рост инвестиций в энергетику.

Продолжительность этапов будет зависеть от принятия изменений в действующем законодательстве и от скоординированной работы ряда министерств и ведомств.

Ожидаемые результаты реформ.

Приток частных инвестиций и поддержка реформ инвесторами приведут к повышению совокупной капитализации в отрасли, в результате чего будут достигнуты существенное обновление парка мощностей, рост их эффективности и увеличение надежности электроснабжения. Энергетика станет саморазвивающейся системой. Одновременно, благодаря конкуренции между производителями энергии и между сбытовыми организациями, цена энергии для потребителей установится на конкурентном уровне.

В итоге будет создана сильная национальная энергетика, которая обеспечит экономический рост и интеграцию в мировое хозяйство, стабильные налоговые поступления в бюджет, укрепление единого экономического пространстве страны и создание большого числа рабочих мест для квалифицированной рабочей силы.[ 7,с.5 ]

1. ВЫБОР СТРУКТУРНОЙ СХЕМЫ ПРОЕКТИРУЕМОЙ ПОДСТАНЦИИ

Проектируемая подстанция имеет три напряжения(110/35/10).Связь между распределительным устройством высокого, среднего и низкого напряжения осуществляется с помощью трёхобмоточных трансформаторов.

Структурная схема подстанции изображена на рисунке 1.1

Рисунок 1.1 -Структурная схема подстанции 110/35/10 кВ

Определяем количество присоединений в распределительных устройствах разных напряжений

РУ 110 =4ВЛ+2Т=6 присоединений.

РУ35=4ВЛ+2Т=6 присоединений.

РУ10=10ВЛ+2Т=12 присоединений.

2. ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРОВ НА ПРОЕКТИРУЕМОЙ ПОДСТАНЦИИ

На подстанциях с двумя средними напряжениями рекомендуется установка двух автотрансформаторов или двух групп по три однофазных автотрансформаторов.

Мощность автотрансформаторов выбирают по условию

 [1, с.393] (2.1)

где -наибольшая нагрузка подключенная к различным распределительным устройствам

 (2.2)

Реактивная нагрузка подстанции определяется с учетом tg φ который определяется в зависимости от cos φ

   (2.3)

2.1 Определяем нагрузку подстанции

Определяем реактивную нагрузку по условию(2.3)

Q max 35 =20*0.48=9,6 МВар

Q max 10=18,5*0,48=8,88 МВар

Q max = 9,6*8,88= 18,48 МВар

Р max 35 = 5,5*2+4,5*2= 20 МВт

Р max 10 = 2*3+1,5*5+2,5*2=18,5 МВт

Р max = 20+18,5=38,5 МВт

Определяем наибольшую нагрузку подстанции из условия(2.2)

Мощность трансформатора выбираем из условия(2.1)учитывая число трансформаторов

 МВА

Выбираем два трансформатора типа ТДТН-40000/110/ [2,стр158]

Данные заносим в таблицу 2.1

Таблица 2.1

3. ВЫБОР И ОБОСНОВАНИЕ УПРОЩЕННЫХ СХЕМ РУ

В данном курсовом проекте рассматривается проходная подстанция на три напряжения (110/35/10)кВ.

Проходная подстанция - включается в рассечку одной или двух линий с двухсторонним или односторонним питанием. Через шины подстанции происходит переток мощности.

На 110 кВ определяем количество присоединений 4ВЛ+2Т=6 присоединений согласно НТП выбираем «схему одна рабочая секционированная выключателем и обходная система шин», применяется при большом числе присоединений (5-15) и напряжений 110-220 кВ.

На 35 кВ определяем количество присоединений 4ВЛ+2Т=6 присоединений.

Согласно НТП выбираем «схему с одной системой сборных шин секционированных выключателем», с использованием на каждое присоединение выключателя и двух разъединителей (шинного и линейного).

На 10 кВ определяем количество присоединений 10ВЛ+2Т=12 присоединений. Согласно НТП выбираем «схему одна одиночная секционированная выключателем система шин», применяется при двух трансформаторах, присоединенных к одной секции.

3.1 Схема с одной рабочей и обходной системами шин

Данноя схема применяется для РУ-220-110 кВ на подстанциях при числе присоединений до 8.

В схеме предусматривается рабочая система шин разделённая на две секции и обходная система шин, а также обходной выключатель нормально отключен и секционный выключатель нормально включен, каждое присоединение подключается к рабочей секции через выключатель и разъеденитель, не чётные присоединения подключаются к первой секции, а чётные ко второй секции, а также через разъеденитель к обходной системе шин.

Достоинство:

Возможность вывода в ремонт выключателя с сохранением в работе присоединения. Экономичность.

Недостатки:

Не надёжность. При КЗ на секции исключаются из работы половино присоединений при повреждении секционного выключателя исключаются из работы все присоединения.

4 ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРОВ И СХЕМ СОБСТВЕННЫХ НУЖД

4.1 Выбор схемы собственных нужд

Согласно НТП подстанций выбираем постоянный оперативный ток т.к. высшее напряжение подстанции 110В.трансформаторы собственных нужд присоединяются к шинам 10кВ.

Схема питания собственных нужд

Рис. 4.1

4.2 Выбор трансформаторов собственных нужд

Состав потребителей собственных нужд подстанции зависит от типа подстанции, мощности трансформаторов, типа электрооборудования. Это электродвигатели обдува трансформаторов, обогрев приводов выключателей и разъединителей, шкафов КРУ, освещения подстанции и т.п. [1, c.640]

Потребители собственных нужд подстанции

Таблица 4.1