Войти в мой кабинет
Регистрация
ГОТОВЫЕ РАБОТЫ / ДИССЕРТАЦИЯ, ЭЛЕКТРОНИКА, ЭЛЕКТРОТЕХНИКА, РАДИОТЕХНИКА

Развитие системы внешнего электроснабжения космодрома Восточный в районе подстанции Аэропорт напряжением 110/10 кВ

irina_krut2020 2570 руб. КУПИТЬ ЭТУ РАБОТУ
Страниц: 119 Заказ написания работы может стоить дешевле
Оригинальность: неизвестно После покупки вы можете повысить уникальность этой работы до 80-100% с помощью сервиса
Размещено: 12.03.2020
Магистерская диссертация содержит 113 с., 9 рисунков, 20 таблиц, 94 формулы, 30 источников. НАГРУЗКИ, СЕЧЕНИЯ, ТРАНСФОРМАТОР, ВЫКЛЮЧАТЕЛЬ, РАЗЪЕДИНИТЕЛЬ, ПОДСТАНЦИЯ, ТРАНСФОРМАТОР ТОКА, ТРАНСФОРМАТОР НАПРЯЖЕНИЯ, ХАРАКТЕРИСТИКА РАЙОНА, ТОКИ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ, ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЕ, РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА И АВТОМАТИКА, НАДЁЖНОСТЬ, БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ, МОЛНИЕЗАЩИТА. В данной выпускной квалификационной работе был произведён расчёт варианта строительства и подключения подстанции “Аэропорт”. Произведены расчеты токов короткого замыкания для выбора и проверки электрооборудования; осуществлён выбор типа и мощности понижающих трансформаторов, выбраны коммутационные аппараты, измерительные трансформаторы тока и напряжения, рассчитано заземляющее устройство, а также рассмотрен расчёт релейной защиты трансформатора.
Введение

В соответствии с Указом Президента Российской Федерации от 06.11.2007 № 1473 «О космодроме «Восточный» принято решение о создании на территории Амурской области космодрома научного и социально-экономического назначения «Восточный». Создаваемый космодром предназначен для осуществления подготовки и запуска космических аппаратов (КА) научного, социально-экономического и двойного назначения, а также в интересах выполнения пилотируемых про-грамм, включая реализацию перспективных программ по изучению и освоению небесных тел в пределах Солнечной системы, с использованием новейших и перспективных ракет-носителей и других космических средств. КЦ “Восточный” это огромный комплекс со своей инфраструктурой. Ра-бота которой зависит от многих критериев. Одним из самых важных является её электроснабжение, которому необходимо уделить особое внимание, т.к. от качества электроснабжения зависит работа каждого элемента космодрома. Актуальность данной диссертации заключается в том, что к 2021 году электротехнический персонал космодрома восточный собирается ввести в экс-плуатацию подстанцию Аэропорт для снабжения аэропортового комплекса космодрома «Восточный». Создаваемый для практической деятельности космодрома «Восточный» современный аэродромный комплекс позволит без ограничений эксплуатиро-вать все отечественные и иностранные воздушные суда, обеспечит потребности в воздушном сообщении не только нового отечественного космодрома, но и различных предприятий региона. Аэропортовый комплекс будет иметь два главных направления работы. Во-первых, через него будет осуществляться доставка составных частей ракет и космического оборудования, перевозка технического персонала и членов госкомиссии для подготовки запусков, будет проходить обслуживание взлетно-посадочных операций авиации, комплекса средств поиска и спасения космонавтов и поиска отделяющихся частей космических аппаратов. Главной целью магистерской диссертации является оптимизация нынеш-ней системы внешнего электроснабжения космодрома «Восточный» а именно ввод подстанции Аэропорт для получения надежной системы внешнего элек-троснабжения для питания аэропортового комплекса космодрома «Восточный». Путями решения задачи в данной работе являются: выбор и обоснование электрической схемы, выбор типа и мощности понижающих трансформаторов, расчёт токов короткого замыкания; выбор коммутационных аппаратов, измерительных трансформаторов тока и напряжения. Так же при проектировании учитываются такие факторы как: - Категория объекта электроснабжения - Характеристика окружающей среды - Характеристика технологического процесса - Пожароопасность При проектирование руководствовались как общими директивными и нормативными документами (ПУЭ, ПТЭ и т.д.), так и специально разработан-ными для наземной космической инфраструктуры материалами.
Содержание

Введение 7 1 Характеристика района проектирования 9 2 Анализ электроэнергетической системы рассматриваемого района Амурской области 11 2.1 Структурный анализ электроэнергетической системы района 11 2.2 Расчёт и анализ установившихся режимов существующей сети 24 3 Расчет трехфазных электрических нагрузок 33 3.1 Расчет осветительной нагрузки 38 4 Выбор силовых трансформаторов 40 4.1 Компенсация реактивной мощности 40 4.2 Выбор силовых трансформаторов 41 5 Выбор главной схемы подстанции 43 6 Подключение проектируемой ПС Аэропорт 44 7 Расчёт токов короткого замыкания 48 7.1 Составление расчетной схемы замещения и определение ее параметров 50 8 Выбор сечений проводников 54 9 Выбор элегазового комплектного распределительного устройства 110кв 55 10 Выбор комплектных распределительных устройств 61 8.1 Выбор трансформаторов тока 64 8.2 Выбор трансформаторов напряжения 69 8.3 Выбор ограничителей перенапряжений 71 8.4 Выбор трансформаторов собственных нужд 73 9 Заземление и молниезащита 75 9.1 Расчёт заземлителя 75 9.2 Молниезащита подстанции Аэропорт 78
Список литературы

1 Электротехнический справочник: В 4т. Т.3. Производство, передача и распределение электротехнической энергии../Под ред. Профессоров МЭИ В.Г.Герасимова и др.(гл. ред. А.И.Попов). – 9-е изд., стер. - М.:МЭИ, 2004. – 964 с. 2 Схема и программа развития Единой энергетической системы России на 2013 – 2019 годы [Электронный ресурс]: URL:http://minenergo.gov.ru/upload/iblock/969/969720c9a2385a8e0a7c9f75ddc94358.pdf. Дата обращения (12.05.19). 3 Расчет коротких замыканий и выбор электрооборудования : учеб. пособие / И.П. Крючков [и др.] ; Под ред. И.П. Крючкова .– М. : Академия, 2005 .– 411 с . 4 Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные мате-риалы для курсового и дипломного проектирования: учебное пособие/ Б.Н. Неклепаев, И.П. Крючков - М. : Энергоатомиздат, 2002. - 608 с. 5 Электрооборудование электрических станций и подстанций : учебник для студ. Учреждений сред. проф. Образования / Л.Д. Рожкова, Л.К. Карнеева, Т.В. Чиркова. – 9-е изд., испр. – М. : Издательский центр «Академия», 2013. – 448 с. 6 Порядок расчёта значений соотношения потребления активной и реактивной мощности для отдельных энергопринимающих устройств (групп энергопринимающих устройств) потребителей электрической энергии,: Приказ Минпромэнерго РФ о компенсации реактивной мощности № 49 от 22.02.2007. 7 Файбисович, Д. Л. Укрупнённые стоимостные показатели сетей 35 –1150 кВ / Д. Л. Файбисович, И. Г. Карапетян. – М. : НТФ Энергопрогресс, 2006. – 36 с. 8 Росстат «Размер средней зарплаты в 2014 году в различных субъектах Российской Федерации [Электронный ресурс]. URL: http://www.klerk.ru/buh/news/329309/ (дата обращения: 21.05.19). 9 С.С. Ананичева, А.Л. Мызин, С.Н. Шелюг Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования [Текст]: учеб. пособие: рек. ДВ УМЦ/ 2008. – 54 с. 10 Пешков, А.В. Курс лекций по дисциплине «Применение ЭВМ в энергетике», 2004.- 28 с 11 Правила устройства электроустановок: нормативно-технический материал.-7-е изд.- М.:Энергосервис, 2005.-280 с. 12 Базуткин, В.В. Техника высоких напряжений: Учебник для вузов. – М.: Энергоатомиздат, 2001. – 487 с. 13 Безопасность жизнедеятельности. Безопасность технологических процессов и производств (Охрана труда): Учебное пособие для студентов вузов/ В.Л. Лапин, Н.Л. Пономарев, П.П. Кукин [и др.], – 2-е издание, исправленное и дополненное. – М.: Высшая школа, 2001. – 319 с 14 Андреев, В.А. Релейная защита и автоматика систем электроснабже-ния.– М.: Высшая школа, 2007. – 639 с. 15 Гуревич, Ю.Е. Расчеты устойчивости и противоаварийной автомати-ки в энергосистемах / Ю.Е. Гуревич, Л.Е. Либова, А.А. Окин. – М.: Энергоатомиздат, 2010. – 192 с. 16 Сиэрра, Е. О. Индексы изменения сметной стоимости оборудования на IV квартал 2014 года. Приложение 5 к письму Минстроя РФ № 15285-ЕС/08 от 04.08.2014. [Электронный ресурс]: Режим доступа : http://www.e-smeta.ru/index/561-minstroy-indexy-izmeneniya-smr-4kvartal2014.html/ 17 Файбисович, Д. Л. Справочник по проектированию электрических сетей / Д. Л. Файбисович, И. Г. Карапетян. – М. : НТФ Энергопрогресс, 2009. – 391 с. 18 Нормативы численности промышленно-производственного персонала распределительных электрических сетей. – М. : «ЦОТЭНЕРГО», 2007. – 33 с. 19 Руководящий документ «Межотраслевые правила по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок». ПОТР М – 016-2001, РД-153-34.0-03.150-00. – М.: «Издательство НЦ ЭНАС». – 2001. 20 Инструкция по тушению пожаров в электроустановках электростанций и подстанций: Приказ МЧС РФ № 630 от 31.12.02. 21 Релейная защита трансформаторов с использованием микропроцес-сорного устройства «Сириус-Т»: Методические указания для дипломного проектирования: учебное пособие/ Д.Н. Шестаков, - Курган 2011. - 56 с. 22 Мясоедов, Ю.В. Электрические станции и подстанции : Учебное по-собие / Ю. В. Мясоедов, Н. В. Савина, А. Г. Ротачева. – Благовещенск : Изд-во АмГУ. 2013. 23 Неклепаев, Б. И. Электрическая часть станций и подстанций. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования : Учеб. пособие для вузов / Б. И. Неклепаев, И. П. Крючков. - 5-е изд., - Изд-во БХВ - Петербург. 2013. - 608 с. 24 Герасимов, В.Г. Электротехнический справочник : В 4 т. Т. 3. Произ-водство, передача и распределение электрической энергии / под общ. ред. профессоров МЭИ В. Г. Герасимова и др. М. : издательство МЭИ, 2006. – 964 с. 25 Высоковольтное оборудование [Электронный ресурс]. URL : http://www.uetm.ru/products/146/ (дата обращения: 22.05.2019). 26 Козлов, А.Н. Электромеханические переходные процессы в электри-ческих системах. Учебно-методическое пособие к курсовому проектированию / А.Н. Козлов, В.А. Козлов, А.С. Степанов. – Благовещенск : Амурский гос. ун-т, 2013. – 112 с 27 Идельчик, В.И. Электрические системы и сети : Учебник для вузов / В.И. Идельчик. – М. : Энергоатомиздат, 2012. – 592 с. 28 Методика и устройство для проверки обеспечения требований чув-ствительности, селективности и быстродействия защитных аппаратов электро-установок оперативного постоянного тока Галибин В. М., Гусев Ю. П., Поляков А. М., Саков И. А.:– М, 2000. – с. 52– 54. 29 Расчет коротких замыканий и выбор электрооборудования : учеб. пособие / И.П. Крючков [и др.] ; Под ред. И.П. Крючкова .– М. : Академия, 2005 .– 411 с . 30 ГОСТ 12.1.007-76 Система стандартов безопасности труда (ССБТ). Вредные вещества. Классификация и общие требования безопасности (с Изме-нениями N 1, 2)
Отрывок из работы

1 ХАРАКТЕРИСТИКА РАЙОНА ПРОЕКТИРОВАНИЯ Космодром «Восточный» находится на Дальнем Востоке России, в Амурской области, примерно в 15 километрах к северо-востоку от закрытого посёлка Углегорска, недавно переименованного в город Циолковский, и в 200 километрах севернее Благовещенска. В целом климат резко континентальный с продолжительной морозной зимой и умеренно теплым дождливым летом, характерны большие амплитуды температур теплого и холодного сезонов года, умеренное количество осадков, которые распределяются по сезонам очень неравномерно. Согласно многолетним метеорологическим наблюдениям средняя годовая температура воздуха колеблется от -1?С до -3,5?С. Самый холодный месяц – январь, со средней месячной температурой -25,6?С. Абсолютный температурный минимум зафиксирован на уровне -49?С. Основные сведения сведены в таблицу 1 Таблица 1 – Климатические условия района проектирования Климатические условия Расчётная величина 1 2 Район по ветру II Нормативная скорость ветра, м/сек 29 Район по гололеду II Нормативная стенка гололеда, мм 15 Низшая температура воздуха, оС –39 Среднегодовая температура воздуха, оС -1,5 Высшая температура воздуха, оС +34,8 Число грозовых часов в год 20 Температура гололедообразования, оС –10–14 Нормативная глубина промерзания грунтов, м 2,34 Продолжение таблицы 1 1 2 Сейсмичность района, балл 6 Глубина протаивания грунта на начало грозовой дея-тельности, м 0,6 Эквивалентное удельное сопротивление грунта летом, Ом?м 33 Эквивалентное удельное сопротивление грунта зимой, Ом?м 47 2 АНАЛИЗ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ РАССМАТРИВАЕМОГО РАЙОНА АМУРСКОЙ ОБЛАСТИ Цель данного пункта – показать современное состояние электроэнерге-тической системы района. Граф рассматриваемого эквивалента сети приведен в приложении А к данному курсовому проекту. 2.1 Структурный анализ электроэнергетической системы района Структурный анализ электроэнергетической системы района включает в себя следующие задачи: - характеристику источников питания; - структурный анализ ЛЭП; - структурный анализ ПС. 2.1.1 Характеристика источников питания Зейская ГЭС Основным видом деятельности Зейской ГЭС является производство электрической и тепловой энергии. В Дальневосточной энергосистеме Зейская ГЭС осуществляет следующие функции: • Выдача мощности и выработка электроэнергии; • Регулирование частоты; • Прием суточных и недельных неравномерностей нагрузки по энерго-системе; • Аварийного резерва, как кратковременного по мощности, так и дли-тельного по энергии. На Зейской ГЭС установлены генераторы мощности: 1Г, 2Г, 4Г, 5Г — 225 МВт; 3Г, 6Г — 215 МВт. Генераторное напряжение – 15,75 кВ. Установленная мощность – 1330 МВт. Марка генераторов - 6 ? СВ-1130/220-44ХЛ4 СВ – синхронный вертикальный 1130 - наружный диаметр сердечника статора, см; 220 - длина сердечника статора, см; Количество полюсов – 44 ХЛ4 - климатическое исполнение и категория размещения по ГОСТ Первый гидроагрегат пущен в работу в 1975 году, в 1980 году запущен шестой гидроагрегат и станция вышла на полную мощность. До 2025 года планируется произвести замену всех 6 гидроагрегатов. Главная электрическая схема ГЭС построена следующим образом: два гидрогенератора (№1 и №2) соединены в блоки с повышающими трансфор-маторами типа ТЦ-250000/220 и TNEPE-265000/242 и выдают мощность на напряжении 220 кВ, и четыре гидрогенератора (г№3 - г№6) соединены в блоки с повышающими трансформаторами типа ТЦ-250000/500 (№3 - №5) и TNEPE-265000/525 (№6) для выдачи мощности на напряжении 500 кВ. Последние попарно объединены в укрупненные блоки (3ГТ-4ГТ и 5ГТ-6ГТ). В 2008 году была произведена замена повышающих трансформаторов фирмы АВВ для 1 и 6 генераторов. На ГЭС смонтировано два открытых распределительных устройства ОРУ-500 и ОРУ-220 кВ. Связь двух распределительных устройств осуществляется через группу автотрансформаторов типа АОДЦТН-167000/500/220-75-У1, имеющих резервную фазу. РУ ВН ЗГЭС: UНОМ: 500 кВ Схема РУ: полуторная (№ 17), ОРУ, с подключением автотрансформато-ров к секциям шин через развилку из выключателей. Количество ячеек: 2 линейные, 3 трансформаторные. Трансформаторы напряжения: установлены по 1 на шину. Выключатели: установлены по 3 выключателя на два присоединения. Рисунок 1 – Схема ЗГЭС 500 кВ Таблица 2 – Силовые трансформаторы Марка Кол-во UK , % ?PK, кВт ?PХ, кВт ?QХ, кВАр IX, % B-C B-H C-H АОДЦТН-167000/500/220/35 3 11 35 21,5 325 125 1503 0,4 ТЦ-250000/500/15,75 3 13 600 250 1125 0,45 TNEPE-265000/242/15,75 1 13 600 250 1125 0,45 Таблица 3 – Генераторы Марка Кол-во PНОМ, МВт UНОМ, кВ Номинальная частота враще-ния, об/мин Угонная частота вращения, об/мин СВ-1130/220-44 ХЛ4 2 225 15,75 136 230 СВ-1130/220-44 ХЛ4 2 215 15,75 136 230 РУ СН ЗГЭС: UНОМ: 220 кВ Рисунок 2 – Схема ЗГЭС 220 кВ Схема РУ: одиночная секционированная система шин с обходной (№ 12Н), ОРУ, с секционной связью через два обходных выключателя. Количество ячеек: 5 линейных, 3 трансформаторные, 2 на присоединение автотрансформаторов, 2 обходные. Трансформаторы напряжения: установлены по 1 на каждую секцию шин, 1 – на обходную шину, 1 – на развилку присоединения АТ. Выключатели: установлены по 1 на каждую отходящую линию, по 1 на каждый трансформатор и по 1 на каждый генератор, 2 на развилку подключе-ния АТ к секциям шин. Таблица 4 – Силовые трансформаторы Марка Кол-во UK , % ?PK, кВт ?PХ, кВт ?QХ, кВАр IX, % B-C B-H C-H ТЦ-250000/220/15,75 1 11 650 240 1125 0,45 TNEPE-265000/242/15,75 1 11 650 240 1125 0,45 Таблица 5 – Генераторы Марка Кол-во PНОМ, МВт UНОМ, кВ Ном. частота вращения, об/мин Угонная частота вращения, об/мин СВ-1130/220-44 ХЛ4 2 225 15,75 136 230 Бурейская ГЭС Основные функции в Дальневосточной энергосистеме: • выдача мощности и выработка электроэнергии; • принятие неравномерной нагрузки; • участие в регулировании основных параметров энергосистемы; • обеспечение аварийного резерва, как кратковременного по мощности, так и длительного — по энергии; • резкое повышение надежности функционирования всей энергосистемы региона. Строительство Бурейской ГЭС позволило: • создать около 10 тыс. рабочих мест строительных специальностей • сократить отток высококвалифицированных рабочих кадров • вести крупномасштабное жилищное и социальное строительство в Амурской области • разместить заказы в проектных институтах, машиностроительных заво-дах, предприятиях стройиндустрии и др. Значение Бурейской ГЭС для Дальнего Востока: • одновременно со строительством ГЭС проведеная существенная модер-низация сетевого хозяйства в регионе, в том числе построены две линии 500 кВ; • с выходом Бурейской ГЭС на проектную мощность появилась возмож-ность снизить объем привозного топлива в регионе на 5,2 млн т в год, что позволило экономить 4,7 млрд рублей ежегодно; • экономически эффективная энергия Буреи дает толчок развитию про-мышленности Дальнего Востока; • созданы предпосылки для экспорта высокотехнологичной продукции — электроэнергии. Установленная электрическая мощность составляет 2010 МВт. РУ ВН БГЭС: UНОМ: 500 кВ Схема РУ: Трансформаторы-шины с присоединением линий через 2 вы-ключателя (№ 15), КРУЭ. Количество ячеек: 3 линейные, 3 трансформаторные. Трансформаторы напряжения: установлены по 1 на шину. Выключатели: установлены по 2 на каждую отходящую линию, по 1 на каждый трансформатор и по 1 на каждый генератор. Рисунок 3 – Схема БГЭС 500 кВ Таблица 6 – Силовые трансформаторы Марка Кол-во UK , % ?PK, кВт ?PХ, кВт ?QХ, кВАр IX, % B-C B-H C-H АОДЦТН-167000/500/220/35 3 11 35 21,5 325 125 1503 0,4 ТДЦ-400000/500/15,75 4 13 800 350 1600 0,4 Таблица 7 – Генераторы Марка Кол-во PНОМ, МВт UНОМ, кВ Номинальная частота враще-ния, об/мин Угонная частота вращения, об/мин СВ 1313/265-48 УХЛ4 4 335 15,75 125 230 РУ СН БГЭС: UНОМ: 220 кВ Рисунок 4 – Схема БГЭС 220 кВ Схема РУ: Одна рабочая секционированная выключателями и обходная системы шин с подключением трансформаторов к секциям шин через развилку из выключателей (№ 12Н), ОРУ. Количество ячеек: 4 линейные, 2 трансформаторные, 2 на присоединение автотрансформаторов, 2 обходные. Трансформаторы напряжения: установлены по 1 на каждую секцию шин, 1 – на обходную шину, 1 – на развилку присоединения АТ. Выключатели: установлены по 1 на каждую отходящую линию, по 1 на каждый трансформатор и по 1 на каждый генератор, 2 на развилку подключе-ния АТ к секциям шин. Таблица 7 – Силовые трансформаторы Марка Кол-во UK , % ?PK, кВт ?PХ, кВт ?QХ, кВАр IX, % B-C B-H C-H ТДЦ-400000/220/15,75 2 11 880 330 1600 0,4 Таблица 8 – Генераторы Марка Кол-во PНОМ, МВт UНОМ, кВ Ном. частота вращения, об/мин Угонная частота вращения, об/мин СВ 1313/265-48 УХЛ4 4 335 15,75 125 230 2.1.2 Структурный анализ ЛЭП Таблица 9 – Линии электропередачи на рассматриваемом участке сети Наименование линии UНОМ, кВ Сечение ли-нии Длина линии, км Тип линии Бурейская ГЭС – Амурская 500 АС-3х330 278,7 ВЛ Зейская ГЭС – Амурская 2 х АС-3х330 356,7+361,5 ВЛ Амурская – Шимановск-т 220 АС-240 88,04 ВЛ Амурская – Шимановск-т, отпайка на Ледяная-т АС-240 2,29 ВЛ Амурская – Белогорск-т, отпайка на Белогорск АС-240 0,06 ВЛ Амурская – Короли-т, отпайка на Бе-логорск АС-240 0,05 ВЛ Амурская – Ледяная АСО-300 46,27 ВЛ Ледяная – Шимановск, отпайка на Ле-дяная-т АС-240 2,53 ВЛ Короли-тяга – Завитая АСО-300 51,76 ВЛ Бурейская ГЭС – Завитая 2 х АС-400 2 х 79,5 ВЛ Шимановск-т – Мухинская-т АС-240 54,78 ВЛ Мухинская-т – НПС-24 АС-240 15,01 ВЛ НПС-24 – Чалганы-т АС-240 86,18 ВЛ Чалганы-т – Ключевая АС-240 24,1 ВЛ Сиваки – Ключевая АСО-300 77,7 ВЛ Ключевая – Светлая АСО-300 112,3 ВЛ Ключевая – Магдагачи АС-300 54,64 ВЛ Зейская ГЭС – Магдагачи АС-400 133,53 ВЛ Ледяная – ГПП АС-300 18,6 ВЛ Отдельно выделяются ЛЭП, выполненные разными сечениями. Таблица 10 – Линии, выполненные разными сечениями Наименование линии UНОМ, кВ Сечение ли-нии Длина ли-нии, км Тип ли-нии Благовещенская – Амурская 220 АСО-300 130,2 ВЛ АСО-400 129,7 Амурская – Белогорск-т 220 АС-240 66,56 ВЛ АС-300 8,5 Амурская – Короли-т 220 АС-240 69,01 ВЛ АС-300 68,8 Ледяная - Шимановск 220 АСО-300 39,47 ВЛ АС-240 2,53 Белогорск-т - Завитая 220 АС-240 61,78 ВЛ АСО-300 58,32 Шимановск – Мухинская-т 220 АС-300 52,74 ВЛ АС-240 2,5 Мухинская-т – Сиваки 220 АСО-300 56,66 ВЛ АС-240 2,7 Зейская ГЭС – Светлая №1 220 АС-300 2,17 ВЛ АС-240 10,09 Зейская ГЭС – Светлая №2 220 АС-300 2,14 ВЛ АС-240 10,34 Таблица 11 – Распределение ЛЭП по классам номинального напряжения UНОМ, кВ Суммарная протяженность, км 500 996,9 220 1701,05 Таблица 12 – Интервальная оценка сечений UНОМ, кВ Сечение Суммарная протяженность, км 500 АС-3х330 996,9 220 АС-240 498,55 АС-300 207,59 АСО-300 572,68 АС-400 292,53 АСО-400 129,7 2.1.3 Структурный анализ ПС В данном пункте выделим ПС по способу присоединения к сети, по схе-мам РУ, выделим количество и марки установленных на них трансформаторов. Таблица 13 – ПС по способу присоединения к сети Наименование ПС Способ присоединения к сети Шимановск-тяга Проходная Шимановск Проходная Благовещенская Тупиковая Ледяная-тяга Отпаечная (от ВЛ Амурская – Шимановск-тяга и ВЛ Ледяная – Шимановск) Ледяная Проходная Белогорск Отпаечная (от ВЛ Амурская – Белогорск-тяга и ВЛ Амурская – Короли-тяга) Белогорск-тяга Проходная Амурская Узловая Короли-тяга Проходная Завитая Узловая Мухинская-тяга Узловая Сиваки Проходная НПС-24 Проходная Сиваки-тяга Отпаечная (от ВЛ НПС-24 – Чалганы-т и ВЛ Му-хинская-т – Сиваки) Чалганы-тяга Проходная Ключевая Узловая Магдагачи Проходная Светлая Узловая Энергия Отпаечная (от 2х ВЛ Зейская ГЭС – Светлая) ГПП Тупиковая Таблица 14 – ПС по схемам РУ Наименование ПС Схема РУ ВН Белогорск Одна рабочая секционированная выключателем система шин (9) Белогорск-тяга Мостик (5АН) Благовещенская Одна рабочая секционированная выключателем система шин (9) Короли-тяга Мостик (5АН) Ледяная Одна рабочая секционированная выключателем система шин (9) Ледяная-тяга Два блока линия-трансформатор (4Н) Шимановск Мостик (5АН) Шимановск-тяга Мостик (5АН) Завитая Две рабочие и обходная системы шин (13Н) Мухинская-тяга Одна рабочая секционированная выключателем и обходная системы шин (12) Сиваки-тяга Два блока линия-трансформатор (4Н) НПС-24 Мостик (5АН) Сиваки Мостик (5АН) Чалганы-тяга Мостик (5АН) Ключевая Одна рабочая секционированная выключателем и обходная системы шин (12) Магдагачи Одна рабочая секционированная выключателем система шин (9) Светлая Две рабочие и обходная системы шин (13Н) Энергия Два блока линия-трансформатор (4Н) ГПП Трансформаторы-шины с присоединением линий через 2 выключателя (15) Отдельно выделим ПС Амурская, поскольку для нее рассматриваются РУ двух классов номинального напряжения. РУ 500 кВ: Трансформаторы-шины с присоединением линий через два выключателя (15). РУ 220 кВ: Две рабочие и обходная системы шин (13Н). Таблица 15 – Количество и марки установленных на ПС трансформаторов Наименование ПС Количество и марки трансформаторов Белогорск 2 х АТДЦТН-63000/220/110/10, 2 х ТДНТ-40000/220/35/10 Белогорск-тяга 2 х ТДНТЖ-40000/220/27,5/10 Благовещенская 2 х АТДЦТН-125000/220/110/35 Амурская 6 х АОДЦТН-167000/500/220/10, 2 х АТДЦТН-63000/220/110/35 Короли-тяга 2 х ТДНТЖ-40000/220/27,5/10 Завитая 2 х ТДНТ-25000/220/35/10 Ледяная 2 х ТДТНГ-20000/220/35/6 Ледяная-тяга 2 х ТДНТЖ-40000/220/27,5/10 Шимановск 2 х ТДТН-25000/220/35/10 Шимановск-тяга 2 х ТДНТЖ-40000/220/27,5/10 Мухинская-тяга 2 х ТДНТЖ-40000/220/27,5/10 НПС-24 2 х ТРДН-25000/220/10 Сиваки АТДЦТН-63000/220/110/6, АТДЦТН-30000/220/110/6 Чалганы-тяга 2 х ТДНТЖ-40000/220/27,5/10 Ключевая ТДТН-25000/220/35/10, ТМН-4000/35/10 Светлая 2 х АТДЦТН-63000/220/110/35, 2 х ТДТНГ-20000/220/35/10 Магдагачи ТДНТЖ-40000/220/27,5/10 ТДНТЖ-40000/220/35/27,5 ТДТН-25000/220/35/10 ГПП 2 х АТДЦТН-63000/220/110/10 Рассматриваемый участок электрической сети имеет сложную структуру с замкнутыми контурами с сильными и слабыми связями. Слабыми связями обладают проходные и отпаечные подстанции 220 кВ, поскольку связность этих подстанций ограничивается связью в основном с двумя другими элементами сети. Сильными связями обладают узловые подстанции Амурская, Мухинская-тяга, Ключевая, которые имеют не менее четырех связных элементов. Всего в рассматриваемом районе 20 подстанций, из них большинство являются двухтрансформаторными, по виду присоединения к сети проходными. Практически все ЛЭП являются одноцепными. Преобладают линии но-минального напряжения 220 кВ. Из них наибольшую протяженность имеют линии, выполненные сечением АСО-300. 2.2 Расчёт и анализ установившихся режимов существующей сети Основными задачами данного раздела являются выявление режимных проблем, определение возможности и необходимости оптимизации режима [12]. Для расчёта режимов использовался ПВК «RastrWin». В качестве исход-ных данных использовались: - Схема нормального зимнего режима электрических соединений Амур-ских электрических сетей, зимний режим 2018 г; - Нормальная схема электрических соединений объектов электроэнерге-тики, входящих в ОЗ Амурского РДУ 17.01.2019 г; - Схема потокораспределения Амурских электрических сетей за 19.12.2018 г. Согласно методическим рекомендациям по проектированию развития энергосистем СО 153-34.20.118.-2003 расчёт режимов следует осуществлять [2]: - Расчет нормальной схемы сети предполагает включение в работу всех ВЛ и трансформаторов. При проведении расчетов рекомендуется руководствоваться следующим: - сети 110 кВ и выше - замкнутыми; - точки размыкания сетей 110-220 кВ должны быть обоснованы. Для дальнейших расчетов необходимо произвести прогнозирование нагрузок. Прогноз нагрузки осуществляется по формуле сложных процентов: , (1) где – базовая средняя мощность; ? – среднегодовой относительный прирост электрической нагрузки; принимаем равный 0,0313, согласно СиПР ЕЭС РФ 2012-2018 гг.; N – срок выполнения прогноза, для распределительных сетей принимается равным 5 лет. Определим прогнозируемые мощности для ПС Благовещенская. МВт; Мвар. Аналогично определяются прогнозируемые мощности для всех ПС сети. В электрический расчет входят распределение активных и реактивных мощностей по линиям сети, вычисление потерь активной и реактивной мощностей в сети, а также расчет напряжений на шинах потребительских подстанций в основных нормальных и послеаварийных режимах работы. При выполнении расчетов установившихся режимов решаются следую-щие задачи: - проверка работоспособности сети для рассматриваемого расчетного уровня электропотребления; - выбор схем и параметров сети; - проверка соответствия рекомендуемой схемы сети требованиям надеж-ности электроснабжения; - проверка выполнения требований к уровням напряжений и выбор средств регулирования напряжения и компенсации реактивной мощности; - разработка экономически обоснованных мероприятий по снижению потерь мощности и электроэнергии в электрических сетях; - разработка мероприятий по повышению пропускной способности. Исходными данными для расчета режимов являются режимные характе-ристики потребителей, конфигурация схемы сети, а также параметры ее эле-ментов. Расчёты режимов предпочтительно проводить в специализированном ПВК RastrWin 3 [4]. 2.2.1 Моделирование существующего участка электрической сети Моделирование участка действующей электрической сети производится в ПВК RastrWin 3. В нём линии электропередач вводятся параметрами, описывающими П – образную схему замещения. Трансформаторы, а также автотрансформаторы задаются параметрами соответствующими Г-образной схеме замещения, так же имеется возможность задания устройств регулирования напряжения (РПН, ПБВ, ВДТ). Все характеристические параметры элементов задаются вручную. Расчёт режима существующей сети с учетом прогноза электрических нагрузок приведён в приложении Б. 2.2.2 Анализ режимов существующей сети. Рассмотрим нормальный режим данной сети, когда все элементы сети включены и находятся в работе. В данном режиме напряжения в узлах находятся в допустимых пределах ±10 %. Отклонения по напряжению более 5 % наблюдаются в следующих уз-лах, представленных в таблице 16. Таблица 16 – Отклонение напряжения в узлах сети Номер Название U_ном, кВ U, кВ dU, % 11 Амурская 10 10 10,71 7,12 22 Зейская ГЭС 35 35 37,51 7,16 4 Бурейская ГЭС 35 35 37,80 8,01 3 Бурейская ГЭС 220 220 235,00 6,82 При этом напряжение на шинах 220 кВ Бурейской ГЭС задано согласно схеме потокораспределения, принятой в качестве исходных данных. Напряже-ние в остальных узлах можно отрегулировать с помощью устройств РПН. Ток протекающий по ЛЭП не выходит за рамки длительно допустимого. Исходя из условия 30?Imax/Iдоп?70 % большинство ЛЭП загружены не опти-мально. ВЛ, удовлетворяющие этим условиям, представлены в таблице 17. Таблица 17 – Загрузка ЛЭП в нормальном режиме Название Imax, А Iдоп, А Imax/Iдоп, % Ключевая - Светлая 341 690 49,4 Зейская ГЭС 220 - Магдагачи 351 835 42,0 Бурейская ГЭС 220 - Завитая 342 835 40,9 Бурейская ГЭС 220 - Завитая 342 835 40,9 Светлая - Энергия 1 с. 239 610 39,1 Зейская ГЭС 220 - Энергия 1 с. 267 690 38,9 Светлая - Энергия 2 с. 234 610 38,4 Зейская ГЭС 220 - Энергия 2 с. 264 690 38,3 Остальные ВЛ недогружены, что говорит о том, что сечение этих линий электропередачи завышено. В нормальном режиме потери активной мощности в сети составили 27,16 МВт, что составляет 2 % от суммарной мощности нагрузки в рассматриваемом районе. Схема нормального режима сети показана на рисунке 5. Рисунок 5 – Схема нормального режима Для проверки соответствия рекомендуемой схемы сети требованиям надежности электроснабжения выполняются расчеты послеаварийных режи-мов. Исходными условиями в послеаварийных режимах следует считать: - для сети региональной энергосистемы или участка сети - отключение одного наиболее нагруженного элемента энергосистемы (энергоблок, авто-трансформатор связи шин на электростанции или элемент сети) в период мак-симальных нагрузок. Рассмотрены следующие варианты послеаварийного режима: - отключена одна цепь ВЛ 500 кВ Зейская ГЭС – Амурская; - отключен один из автотрансформаторов ПС Амурская. Расчёт послеаварийных режимов приведён в приложении Б. По результатам расчёта данных режимов видно, что напряжения и токи находятся в допустимых пределах в обоих случаях. Наиболее тяжелым был режим, когда отключена ВЛ 500 кВ Зейская ГЭС – Амурская. Проанализировав этот режим видно, что в результате уровень напряжения на некоторых подстанциях стал ниже номинального, но не вышел за пределы допустимого. Представим узлы, в которых отклонение от номинального значения превышает 5%, в таблице 18. Таблица 18 – Отклонения напряжения в узлах сети Номер Название U_ном, кВ U, кВ dU, % 6 Амурская 500 (2) 500 466,67 -6,67 5 Амурская 500 500 467,02 -6,60 8 Амурская ср.т. (2) 500 467,38 -6,52 7 Амурская ср.т. 500 467,44 -6,51 12 Благовещенская 220 206,10 -6,32 Уровень загрузки оставшихся в работе ЛЭП увеличился, но большинство ЛЭП по-прежнему остались недогруженными. Представим оптимально загруженные линии в таблице 19. Остальные ЛЭП, не представленные в таблице, имеют коэффициент загрузки менее 30% и являются недогруженными. Таблица 19 – Токовая загрузка ЛЭП в послеаварийном режиме Название I max, А Iдоп_расч, А I/I_dop, % Ключевая - Светлая 438 690,0 63,5 Зейская ГЭС 220 - Магдагачи 416 835,0 49,8 Светлая - Энергия 1 с. 287 610,0 47,1 Светлая - Энергия 2 с. 282 610,0 46,3 Зейская ГЭС 220 - Энергия 1 с. 318 690,0 46,1 Зейская ГЭС 220 - Энергия 2 с. 313 690,0 45,3 Бурейская ГЭС 220 - Завитая 356 835,0 42,6 Бурейская ГЭС 220 - Завитая 356 835,0 42,6 Зейская ГЭС 500 - Амурская 500 740 1891,0 39,1 Амурская 220 (2) - оп. 6 198 610,0 32,5 Чалганы-тяга - Ключевая 194 610,0 31,8 Амурская 220 - оп. 5 192 610,0 31,4 Исходя из результатов расчета послеаварийных режимов можно сделать вывод о том, что для их оптимизации можно увеличить напряжение на источ-никах питания, тем самым, не прибегая к использованию дополнительных средств КРМ. Таким образом можно выровнять уровень напряжения в сети и снизить потери мощности. Проведя серию расчетов режимов существующей сети, удалось оптими-зировать данную сеть по потерям активной мощности. Данные по потерям сведены в таблицу 20. Таблица 20 – Потери активной мощности в существующей сети Режим Потери активной мощности, МВт Нормальный режим 27,16 Отключена одна ВЛ 500 кВ Зейская ГЭС – Амурская 44,07 Отключен один автотрансформатор ПС Амурская 28,81 Как видно из выше приведённой таблицы самым оптимальным является нормальным режим, так как потери в сети без подключения каких-либо дополнительных средств компенсации являются минимальными. Схемы послеаварийных режимов сети показаны на рисунках 6 и 7. Рисунок 6 – Схема послеаварийного режима при отключенной ВЛ Зейская ГЭС – Амурская Рисунок 7 – Схема послеаварийного режима при отключении одного автотрансформатора ПС Амурская 3 РАСЧЕТ ТРЕХФАЗНЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК Расчет электрических нагрузок является наиболее ответственным расче-том, выполняемым при проектировании системы электроснабжения любого предприятия. От качества проведенного расчета в значительной степени зави-сят размеры капитальных вложений. Расчет электрических нагрузок может производиться различными мето-дами, такими как: метод удельного электропотребления, метод удельных мощностей, метод коэффициента спроса, вероятностно?статистический метод, а также метод коэффициента расчетной нагрузки. При выполнении расчета электрических нагрузок в выпускной квалификационной работе был использован метод коэффициента расчетной нагрузки, т.к. этот метод применяется при относительно небольшом количестве присоединений и по сравнению с другими методами обеспечивает наибольшую точность расчета. Определение расчетной электрической нагрузки по данному методу про-изводится в следующем порядке: 1. Производится расчет номинальной мощности приемников, работаю-щих в продолжительном и повторно?кратковременном режимах. , (1) где ПВ – паспортная продолжительность включения; ? паспортная мощность, кВт. 2. Электроприемники разбиваются на характерные категории. 3. Определяют номинальную мощность (активную и реактивную ) группы электроприемников (ЭП) как алгебраическую сумму номиналь-ных мощностей отдельных приёмников, приведённых к продолжительности включения ПВ = 1. Групповая номинальная (установленная) активная мощность: , (2) где n – число электроприемников. Групповая номинальная реактивная мощность: (3) 4. Определяется средневзвешенный коэффициент использования группы электроприемников. . (4) 5. Определяют средние активные и реактивные мощности характерной группы ЭП: ; (5) (6) 6. Определяется эффективное число ЭП: . (7) В зависимости от средневзвешенного коэффициента использования и эффективного числа ЭП по кривым определяется коэффициент расчетной нагрузки , [12]. 7. Определяется расчетная активная и реактивная мощность групп ЭП напряжением до 1 кВ: ; (10) Расчетная реактивная мощность: При , (11) При . (12) Исходные данные для расчета представлены в таблице 2. В данном разделе рассматривается расчет расчетных нагрузок на стороне низкого напряжения КТП 10/0,4 кВ.
Не смогли найти подходящую работу?
Вы можете заказать учебную работу от 100 рублей у наших авторов.
Оформите заказ и авторы начнут откликаться уже через 5 мин!
Похожие работы
Диссертация, Электроника, электротехника, радиотехника, 82 страницы
3000 руб.
Диссертация, Электроника, электротехника, радиотехника, 61 страница
1525 руб.
Диссертация, Электроника, электротехника, радиотехника, 87 страниц
2610 руб.
Диссертация, Электроника, электротехника, радиотехника, 83 страницы
2075 руб.
Диссертация, Электроника, электротехника, радиотехника, 79 страниц
2370 руб.
Диссертация, Электроника, электротехника, радиотехника, 143 страницы
4290 руб.
Служба поддержки сервиса
+7(499)346-70-08
Принимаем к оплате
Способы оплаты
© «Препод24»

Все права защищены

Разработка движка сайта

/slider/1.jpg /slider/2.jpg /slider/3.jpg /slider/4.jpg /slider/5.jpg