Войти в мой кабинет
Регистрация
ГОТОВЫЕ РАБОТЫ / ДИССЕРТАЦИЯ, РАЗНОЕ

Повышение энергоэффективности объектов ООО «Транснефть – Дальний Восток» на примере нефтеперекачивающей станции – 26 с питанием от подстанции НПС-26

irina_krut2020 3180 руб. КУПИТЬ ЭТУ РАБОТУ
Страниц: 106 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 работа содержит 90 с., 16 рисунков, 43 таблицы, 8 приложений, 23 источника. ЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ СЕТЬ, ПОТОКИ МОЩНОСТИ, ВОЗДУШНАЯ ЛИНИЯ, РАЦИОНАЛЬНОЕ НАПРЯЖЕНИЕ, КОМПЕНСИРУЮЩИЕ УТРОЙСТВА, СИЛОВОЙ ТРАНСФОРМАТОР, ВЫКЛЮЧАТЕЛЬ, ДЛИТЕЛЬНО-ДОПУСТИМЫЙ ТОК, СЕЧЕНИЕ ПРОВОДА, ЧИСТЫЙ ДИСКОНТИРОВАННЫЙ ДОХОД, ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ СИСТЕМА, РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНОЕ УСТРОЙСТВО, РЕНТАБЕЛЬНОСТЬ, ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ, НАГРУЖЕННОСТЬ ТРУБОПРОВОДА В данной работе произведена разработка схем подключения НПС-26 в Амурской области. Определён эквивалент рассматриваемого участка сети. Осуществлён структурный анализ электрической сети рассматриваемого района. Произведены расчёты нормальных и послеаварийных режимов существующей сети, выполнен анализ этих режимов и выявлены слабые места электрической сети данного района. Расчёты режимов электрической сети проводились с использованием программно-вычислительного комплекса RastrWin. Осуществлён прогноз электрических нагрузок района проектирования. На основании результатов расчётов и анализа режимов разработаны варианты подключения НПС-26 с использованием инновационного оборудования. Проведена техническая проработка предложенных вариантов. Исследованы критерии эффективности использования ЧРП магистральных насосов на нефтепроводах, основанных на влиянии снижения цикличности загружения. Проведена оценка и формализация учета изменения межремонтных интервалов и снижения затрат на ремонт электродвигателей.
Введение

Потребление электроэнергии ПАО «Транснефть» от общего в РФ составляет порядка 1,3 %. В системе трубопроводного транспорта нефти сформирован ряд мероприятий энергосбережения и повышения энергетической эффективности для достижения целей энергетической политики РФ по сокращению удельной энергоемкости предприятий. Необходимо учитывать, что дальнейшее сокращение энергопотребления весьма затруднительно, т.к. Удельное потребление электроэнергии на осуществление транспорта нефти заключается в степенной зависимости от количества перекачиваемой нефти, увеличение объема которой приводит к повышению энергопотребления энергопотребления. Целью исследования является повышение энергоэффективности трубопроводного транспорта нефти. Задачами исследования являются: 1) разработка конкурентно-способных вариантов развития электрической сети; 2) анализ структуры энергопотребления в нефтепроводном транспорте с целью выбора наиболее перспективных направлений исследований для разработки комплекса энергосберегающих мероприятий; 3) расчет по усовершенствованной методике сроков окупаемости ЧРП на МНА с учетом влияния эксплуатационных факторов. В магистерском исследовании были использованы следующие программно-вычислительные комплексы: MathCad prime 3.1, КОМПАС-График.
Содержание

ВВЕДЕНИЕ 8 1 АНАЛИЗ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ РАССМАТРИВАЕМОГО РАЙОНА АМУРСКОЙ ОБЛАСТИ 9 1.1 Структурный анализ электроэнергетической системы района 9 1.1.1 Характеристика источников питания 9 1.1.2 Структурный анализ ЛЭП 17 1.1.3 Структурный анализ ПС 19 1.2 Расчёт и анализ установившихся режимов существующей сети 22 1.2.1 Моделирование существующего участка электрической сети 24 1.2.2 Анализ режимов существующей сети 24 2 ПРОЕКТИРОВАНИЕ РАЗВИТИЯ РАССМАТРИВАЕМОЙ ЭЛЕК-ТРИЧЕСКОЙ СЕТИ 32 2.1 Разработка вариантов развития электрической сети в рассматриваемом районе 32 2.2 Техническая проработка вариантов развития электрической сети 35 2.2.1 Вариант развития электрической сети при подключении НПС-26 к ВЛ 220 кВ Амурская – Короли-тяга 35 2.2.2 Вариант развития электрической сети при подключении НПС-26 к РУ 220 кВ ПС Амурская 46 3 ВЫБОР ОПТИМАЛЬНОГО ВАРИАНТА РАЗВИТИЯ СЕТИ 52 3.1 Капиталовложения 52 3.2 Расчет эксплуатационных издержек 54 3.3 Определение величины ущерба от перерывов электроснабжения 56 3.4 Оценка экономической эффективности проекта 58 4 АНАЛИЗ ПРИМЕНЯЕМОЙ МЕТОДИКИ ОЦЕНКИ ЭФФЕКТИВНОСТИ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ЧРП НА НАСОСНОМ ОБОРУДОВАНИИ И ОСНОВАНИЯ ДЛЯ РАЗРАБОТКИ НОВОЙ МЕТОДИКИ АНАЛИЗА ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ ЧРП 66 4.1 Проблемы обоснования применения ЧРП на нефтепроводах 66 5 УЧЕТ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ФАКТОРОВ ПРИ ОБОСНОВАНИИ ПРИМЕНЕНИЯ ЧРП НА МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДАХ 69 5.1 Особенности эксплуатации нефтепроводов с ЧРП 69 5.1.1 Оценка снижения затрат на ремонт электродвигателей вследствие снижения числа пусков и изменения межре-монтных интервалов 71 5.1.2 Анализ увеличения межремонтного интервала трубопровода с применением ЧРП и снижения затрат на ремонт дефектов трубопровода 74 ЗАКЛЮЧЕНИЕ 86 БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК 88 ПРИЛОЖЕНИЯ 91
Список литературы

1 Алюминиевый композитный усиленный провод 3МТМ ACCR [Электронный ресурс]. – Режим доступа: http://www.kabel-news.ru netcat_files/ 90/100/august_Kompozitnyy_provod_ACCR.pdf. – 13.10.2017. 2 Алюминиевый композитный усиленный провод 3МТМ ACCR: Спецификация [Электронный ресурс]. – Режим доступа: http://solutions. 3mrussia.ru/3MContentRetrievalAPI/BlobServlet?lmd=1423555230000&locale=ru_RU&assetType=MMM_Image&assetId=1319240836570&blobAttribute=ThumbnailImage. – 13.10.2017. 3 Бахтизин, Р.Н. Влияние высокомолекулярных компонентов на реоло-гические свойства в зависимости от структурно-группового и фракционного состава нефти / Р.Н. Бахтизин, Р.М. Каримов, Б.Н. Мастобаев // SOCAR Proceedings. – 2016. – № 1. – С. 42-50. 4 Бахтизин, Р.Н. Обобщенная кривая течения и универсальная реологическая модель нефти / Р.Н. Бахтизин, Р.М. Каримов, Б.Н. Мастобаев // SOCAR Proceedings. – 2016. – № 2. – С. 43-49. 5 Долгосрочная программа развития ПАО «Транснефть»: Приложение 2. Программа энергосбережения и повышения энергетической эффективности ПАО «Транснефть» 2016 – 2021 г.г. – М. : ПАО «Транснефть», 2016. – 180 с. 6 Китушин, В.Г. Надежность энергетических систем. Часть 1. Теоритические основы: учебное пособие / В.Г. Китушин // Серия «Учебники НГТУ». – Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2003. – 256 с. 7 Методические рекомендации по проектированию развития энергосистем СО 153–34.20.118-2003 Утверждены приказом Минэнерго России от 30.06.03. – № 281. 8 ОР-03.100.50-КТН-092-13. Порядок разработки инструкции по управлению технологическим участком магистрального нефтепровода (пуск, перевод с одного режима работы на другой, остановка). – М. : ОАО «АК «Транснефть», 2013. – 21 с. 9 ОР-03.220.99-КТН-092-08. Регламент разработки технологических карт, расчета режимов работы магистральных нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть». – М. : ОАО «АК «Транснефть», 2017. – 75 с. 10 ОР-75.200.00-КТН-085-13. Порядок организации планирования и оформления остановок магистральных нефтепроводов. – М. : ОАО «АК «Транснефть», 2017. – 117 с. 11 ОР-91.140.50-КТН-121-15. Магистральный трубопроводный транс-порт нефти и нефтепродуктов. Требования к планированию и учету потребле-ния электроэнергии (мощности) организациями системы «Транснефть». – М. : ОАО «АК «Транснефть», 2015. – 59 с. 12 РД-23.040.00-КТН-011-16. Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Определение прочности и долговечности труб и сварных соединений с дефектами. – М. : ПАО «Транснефть», 2016. – 153 с. 13 РД-23.040.00-КТН-012-17. Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Оценка технического состояния магистральных трубопроводов на соответствие требованиям нормативных и технических документов. – М. : ПАО «Транснефть», 2016. – 151 с. 14 РД-23.040.00-КТН-098-15. Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Методика проведения анализа и установления причин возникновения дефектов и изменения их параметров на ЛЧ МН ТС ВСТО. – М. : ОАО «АК «Транснефть», 2015. – 57 с. 15 Ревель-Муроз, П.А. К вопросу комплексного подхода к расчету эффективности работы магистрального нефтепровода и магистральных насосных агрегатов / П.А. Ревель-Муроз // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2017. – № 1 (28). – С. 50-52. 16 Ревель-Муроз, П.А. К вопросу оценки увеличения межремонтного интервала трубопровода при использовании ЧРП / П.А. Ревель-Муроз // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2016. – № 3 (23). – С. 37-40. 17 Ревель-Муроз, П.А. Методика оценки энергоэффективности объектов действующих магистральных нефтепроводов / П.А. Ревель-Муроз // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2017. – т. 7. 18 Рожкова, Л.Д. Электрооборудование станций и подстанций / Л.Д. Рожкова, В.С. Козулин. – М. : Энергоатомиздат, 2004. – 648 с. 19 Савина, Н.В. Надежность электроэнергетических систем / Н.В. Савина. – Благовещенск : Изд-во АмГУ, 2013. – 98 с. 20 Савина, Н.В. Проектирование развития электроэнергетических систем и электрических сетей: методические указания к курсовому проектированию / Н.В. Савина. – Благовещенск : Изд-во АмГУ, 2013. – 46 с. 21 Схема и программа развития электроэнергетики Амурской области на период 2017-2021 годов от 25.08.2017. 22 Тарифы на электроэнергию [Электронный ресурс]. – Режим доступа: https://energo-24.ru/authors/energo-24/12302.html. – 01.12.2017 23 Файбисович, Д.Л. Справочник по проектированию электрических сетей / под ред. Д.Л. Файбисовича. – 4-е изд., перераб. и доп. – М. : ЭНАС, 2012. – 376 с.
Отрывок из работы

1 АНАЛИЗ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ РАССМАТРИВАЕМОГО РАЙОНА АМУРСКОЙ ОБЛАСТИ Цель данного пункта – показать современное состояние электроэнергетической системы района. Граф рассматриваемого эквивалента сети приведен в приложении А к данному проекту. 1.1 Структурный анализ электроэнергетической системы района Структурный анализ электроэнергетической системы района включает в себя следующие задачи: характеристику источников питания; структурный анализ ЛЭП; структурный анализ ПС. 1.1.1 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 энергосистеме; аварийного резерва, как кратковременного по мощности, так и длительного 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: U_НОМ: 500 кВ. Схема РУ: полуторная, ОРУ, с подключением автотрансформаторов 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 1 – 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 2 – Генераторы Марка Кол-во PНОМ, МВт UНОМ, кВ Номинальная частота вращения, 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: U_НОМ: 220 кВ. Рисунок 2 – Схема ЗГЭС 220 кВ Схема РУ: одиночная секционированная система шин с обходной (№12 Н), 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 подключения АТ к секциям шин. Таблица 3 – 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 4 – 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 заводах, предприятиях стройиндустрии и др. Значение Бурейской ГЭС для Дальнего Востока: одновременно со строительством ГЭС проведеная существенная модернизация сетевого хозяйства в регионе, в том числе построены две линии 500 кВ; с выходом Бурейской ГЭС на проектную мощность появилась возможность 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 промышленности 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 выключателя (№ 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 5 – 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 6 – Генераторы Марка Кол-во PНОМ, МВт UНОМ, кВ Номинальная частота вращения, об/мин Угонная частота вращения, об/мин СВ 1313/265-48 УХЛ4 4 335 15,75 125 230 РУ СН БГЭС: U_НОМ: 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 подключения 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 1.1.2 Структурный анализ ЛЭП Таблица 9 – Линии электропередачи на рассматриваемом участке сети Наименование линии UНОМ, кВ Сечение линии 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 Белогорск АС-240 0,05 ВЛ Амурская – Ледяная АСО-300 46,27 ВЛ Ледяная – Шимановск, отпайка на Ледяная-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 Отдельно выделяются ЛЭП, выполненные разными сечениями. Таблица 10 – Линии, выполненные разными сечениями Наименование линии UНОМ, кВ Сечение линии Длина линии, км Тип линии 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 1682,45 Таблица 12 – Интервальная оценка сечений UНОМ, кВ Сечение Суммарная протяженность, км 1 2 3 500 АС-3х330 996,9 220 АС-240 498,55 АС-300 188,99 Продолжение таблицы 12 1 2 3 220 АСО-300 572,68 АС-400 292,53 АСО-400 129,7 1.1.3 Структурный анализ ПС В данном пункте выделим ПС по способу присоединения к сети, по схемам РУ, выделим количество и марки установленных на них трансформаторов. Таблица 13 – ПС по способу присоединения к сети Наименование ПС Способ присоединения к сети 1 2 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 Мухинская-т – Сиваки) Чалганы-тяга Проходная Ключевая Узловая Магдагачи Проходная Продолжение таблицы 13 1 2 Светлая Узловая Энергия Отпаечная (от 2х ВЛ Зейская ГЭС – Светлая) 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 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 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 19 подстанций, из них большинство являются двухтрансформаторными, по виду присоединения к сети проходными. Практически все ЛЭП являются одноцепными. Преобладают линии номинального напряжения 220 кВ. Из них наибольшую протяженность имеют линии, выполненные сечением АСО-300. 1.2 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 исходных данных использовались: схема нормального зимнего режима электрических соединений Амурских электрических сетей, зимний режим 2017 г; нормальная схема электрических соединений объектов электроэнергетики, входящих в ОЗ Амурского РДУ 08.06.2015 г; схема потокораспределения Амурских электрических сетей за 20.12.2017 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: Р^прог=Р^баз•?(1+?)?^N, (1) где Р^баз – базовая средняя мощность; ? – среднегодовой относительный прирост электрической нагрузки; принимаем равный 0,0313, согласно СиПР ЕЭС РФ 2017-2023 гг.; N – срок выполнения прогноза, для распределительных сетей принимается равным 5 лет. Определим прогнозируемые мощности для ПС Короли-тяга. Р^прог=23,4•(1+0,0313)^5=27,3 МВт; Q^прог=6,8•(1+0,0313)^5=7,9 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 следующие задачи: проверка работоспособности сети для рассматриваемого расчетного уровня электропотребления; выбор схем и параметров сети; проверка соответствия рекомендуемой схемы сети требованиям надежности 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 характеристики потребителей, конфигурация схемы сети, а также параметры ее элементов. Расчёты режимов предпочтительно проводить в специализированном ПВК RastrWin 3 [4].
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, Разное, 71 страница
990 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