Войти в мой кабинет
Регистрация
ГОТОВЫЕ РАБОТЫ / ДИПЛОМНАЯ РАБОТА, ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЕ МАШИНОСТРОЕНИЕ

Разработка оптимальной схемы подключения подстанции Восток-Раффлс к электроэнергетической системе Приморского края

superrrya 3750 руб. КУПИТЬ ЭТУ РАБОТУ
Страниц: 150 Заказ написания работы может стоить дешевле
Оригинальность: неизвестно После покупки вы можете повысить уникальность этой работы до 80-100% с помощью сервиса
Размещено: 25.10.2021
Бакалаврская работа содержит 151 с., 17 рисунков, 45 таблиц, 6 при-ложений, 27 источников. ЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ СЕТЬ, УСТАНОВИВШИЙСЯ РЕЖИМ, ПОТОКИ МОЩНОСТИ, КОЭФФИЦИЕНТ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ, ПЕРИО-ДИЧЕСКАЯ СОСТАВЛЯЮЩАЯ ТОКА КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ, РЕ-ЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА И АВТОМАТИКА, БЕЗОПАСНОСТЬ ЭКСПЛУАТА-ЦИИ, ТАРИФ В данной работе проведен анализ состояния электрических сетей, раз-работаны варианты подключения проектируемой подстанции в электриче-скую сеть, произведен расчет токов короткого замыкания, осуществлено проектирование подстанции, осуществлен выбор релейной защиты и автома-тики, произведен анализ нормальных и послеаварийных режимов при разви-тии электрической сети, рассчитана инвестиционная привлекательность про-екта, решены вопросы безопасности и экологичности проекта. Цель выпускной квалификационной работы заключается в разработке оптимального варианта конфигурации электрической сети при включении строящейся подстанции, отвечающей современным требованиям надежности, безопасности, экологичности и экономичности. Проект был разработан в операционной системе Windows 10 2020 г. с использованием программ: Microsoft Office Word 2013 г., Microsoft Office Visio 2013 г., Microsoft Office Excel 2013 г., MathType 6.0 Equation, Mathcad 15.0, ПВК Rastrwin 3.
Введение

Положение Приморского края предоставляет возможность региону стать восточными воротами Российской Федерации на пути к Китаю, Япо-нии, Тайваня и Кореи. Также Приморский край обладает богатым природ-ным потенциалам и является одним из наиболее инвестиционно привлека-тельных регионов. АО «Восток-Раффлс» является совместным предприятием «Дальнево-сточный центр судостроения и судоремонта» и сингапурской компании CIMC Raffles Offshore Limited. Целью создания Общества является реализа-ция проекта современной верфи судостроения на Дальнем Востоке России. Проект судостроения АО «Восток-Раффлс» является 3 очередью возведения судостроительного комплекса «Звезда». Верфь будет ориентирована, прежде всего, на строительство полупогруженных и самоподъемных плавучих буро-вых установок для освоения континентального шельфа. Запланированный объект будет находиться недалеко от Владивостока и от крупнейших миро-вых центров судостроения, таких как Китай, Южная Корея и Япония, а также вблизи с новыми нефтяными и месторождениями Дальнего Востока. Электроснабжение потребителей в районе строительства объекта в настоящее время осуществляется на напряжение 110 кВ. Ближайшим элек-тросетевым объектом является ПС 110 кВ Новый мир и ПС 110 кВ Подъ-япольск, пропускная способность которых недостаточна для обеспечения надежного и качественного электроснабжения верфи. Вышесказанное обосновывает актуальность темы выпускной квалифи-кационной работы: разработка оптимальной схемы подключения подстанции Восток-Раффлс к электроэнергетической системе Приморского края Цель выпускной квалификационной работы заключается в разработке оптимального варианта конфигурации электрической сети при её включении, отвечающей современным требованиям надежности и качества электроснаб-жения, безопасности, экологичности и экономичности. К задачам проекта относятся: ? разработка вариантов включения подстанции Восток-Раффлс; ? проектирование подстанции Восток-Раффлс; ? определение экономичного варианта включения и оценка экономиче-ской эффективности проекта. Пути решения поставленных задач: ? структурный анализ и анализ существующих режимов электрической сети рассматриваемого района; ? разработка и выбор оптимального варианта подключения объекта к электрической сети, отвечающего требованиям качества и надежности; ? выбор силового электрооборудования, используя современное обо-рудование; ? расчет затрат проекта и анализ его экономической эффективности. Проект разработан в операционной системе Windows 10 2020 г. С ис-пользованием программ Microsoft Office 365, Microsoft Visio 206 г., Mathcad 15.0, ПВК RastrWin 3.
Содержание

Введение 8 1 Анализ осстояния электрических сетей юга Приморского края 10 1.1 Климатическая характеристика и территориальные особенности юга Приморского края 10 1.2 Характеристика источников питания 12 1.3 Характеристика электрических сетей Приморского края 15 1.4 Расчет установившихся режимов существующей сети 21 1.5 Расчет и прогнозирование электрических нагрузок 27 1.6 Анализ установившихся режимов существующей сети 32 2 Разработка вариантов включения подстанции Восток-Раффлс к энергосистеме Приморского края 43 2.1 Краткая характеристика развития электрических сетей Приморского края на 2023 г. 43 2.2 Разработка оптимального варианта конфигурации электрической сети при включении ПС Восток-Раффлс 44 2.2.1 Выбор номинального напряжения 48 2.2.2 Компенсация реактивной мощности 50 2.2.3 Выбор сечений линий электропередачи 51 2.2.4 Выбор числа и мощности силовых трансформаторов 52 3 Расчет токов короткого замыкания 54 4 Проектирование ПС Восток-Раффлс 58 4.1 Разработка однолинейной схемы подстанции 58 4.2 Выбор и проверка выключателей 59 4.3 Выбор и проверка разъединителей 62 4.4 Выбор трансформаторов тока 63 4.5 Выбор трансформаторов напряжения 67 4.6 Выбор шинных конструкций 69 4.6.1 Выбор жестких шин 69 4.6.2 Выбор гибких шин 71 4.7 Выбор изоляторов 73 4.8 Выбор трансформаторов собственных нужд 75 4.9 Выбор комплектных распределительных устройств 76 4.11 Выбор высокочастотных заградителей 80 4.12 Разработка заземления и молниезащиты проектируемой подстанции 81 4.12.1 Конструктивное исполнение заземления и определение его стационарного и импульсного сопротивлений 81 4.12.2 Расстановка молниеотводов и определение зон молниезащиты 84 4.12.3 Выбор и проверка ОПН 85 5 Релейная защита и автоматика 87 5.1 Расстановка комплексов защиты и автоматики при развитии электрической сети 87 5.2 Релейная защита силового трансформатора 87 5.2.1 Продольная дифференциальная токовая защита 87 5.2.2 Максимальная токовая защита 90 5.2.3 Защита от перегрузки 91 5.2.4 Газовая защита 92 6 Расчет и анализ нормальных и послеаварийных режимов при развитии электрической сети 93 6.1 Выбор и характеристика ПВК для расчета режимов 93 6.2 Подготовка исходных данных для расчета 94 6.3 Расчет максимального режима и его анализ 94 7 Экономический расчет 113 7.1 Расчет капиталовложений 113 7.2 Расчет эксплуатационных издержек 114 7.3 Оценка экономической эффективности проекта 114 8 Безопасность и экологичность 117 8.1 Безопасность 117
Список литературы

1 Поспелов, Г. Е. Электрические системы и сети / Г. Е. Поспелов, В. Т. Федин. – Минск : Издательство «Высшая школа», 2008. – 285 с. 2 Справочник по проектированию электроэнергетических систем / под ред. С. С. Рокотяна, И. М. Шапиро. – 3-е изд., перераб. и доп. – М.: Энерго-атомиздат, 2005. – 185 с. 3 Веников, В. А. Регулирование напряжения в электроэнергетических системах / В. А. Веников, В. И. Идельчик, М .С. Лисеев. – М. : Энергоатом-издат, 2009. – 243 с. 4 Савина, Н. В. Проектирование развития электроэнергетических си-стем и электрических сетей : методические указания к курсовому проектиро-ванию / Н. В. Савина. – Б. : Изд-во Амур. гос. ун-та, 2013. – 46 с. 5 Идельчик, В. И. Разработка и применение геоинформационных си-стем в распределительных электрических сетях / В. И. Идельчик. – М. : Сев-КавГТУ, 2007. – 443 с. 6 Индексы изменения сметной стоимости : письмо № 1951-ВТ/10 от 12.02.2013 // Министерство регионального развития Российской Федерации. – 2013. 7 Электротехнический справочник: в 4 т. / под ред. И. П. Березиной, М. П. Соколовой, Н. Б. Фомичевой. – М. : Издательство «МЭИ», 2002. –Т.2. – 327 с. 8 Правила устройства электроустановок / Минэнерго РФ. – 7-е изд. – М. : Энергоатомиздат, 2003. – 385 с. 9 Файбисович, Д. Л. Справочник по проектированию электрических се-тей / Д. Л. Файбисович, И. Г. Карапетян. – М. : НТФ «Энергоспогресс», 2012. – 376 с. 10 Неклепаев, Б. Н. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования / Б. Н. Неклипаев, И. П. Крючков. – М. : Энергоатомиздат, 1989. – 608 с. 11 Железко, Ю. С. Потери электроэнергии. Реактивная мощность. Ка-чество электрической энергии : Руководство для практических расчетов / Ю. С. Железко. – М. : ЭНАС, 2009. – 456 с. 12 Моржин Ю. И. Цифровая подстанция ЕНЭС / Ю. И. Моржин, С. Г. Попов, П. А. Горожанкин В.Г. Наровлянский, М. А. Власов, А. А. Сердцев // ЭнергоЭксперт – 2011.– № 4 (27).– С. 27–32. 13 Горелик Т. Г. Автоматизация энергообъектов с использованием тех-нологии “цифровая подстанция”. Первый российский прототип / Т. Г. Горе-лик, О. В. Кириенко // Релейная защита и автоматизация – 2012.– № 1(05).– С. 86–89. 14 СО 34.35.310 (РД 34.35.310-97). Общие технические требования к микропроцессорным устройствам защиты и автоматики энергосистем. – М. : ОРГРЭС, 1997. – 39 с. 15 Гельфанд А. М. Перспективы создания цифровых программно-аппаратных комплексов подстанций ЕНЭС / А. М. Гельфанд, П. А. Горожан-кин, В .Г. Наровлянский, Л. И. Фридман // Электрические станции – 2012. – № 5. – С. 55-58. 16 Электрические аппараты. Справочник / И. И. Алиев, М. Б. Абрамов. – М. : Издательское предприятие РадиоСофт, 2007. – 256 с. 17 Эксплуатация электрооборудования / Г. П. Ерошенко, А. П., А. П. Коломиец, Н. П. Кондратьева, Ю. А. Медведько, М. А. Таранов. – М.: Ко-лос, 2005. – 344 с. 18 Кудрин, Б. И. Электроснабжение промышленных предприятий / Б. И. Кудрин. – М. : Интернет Инжиниринг, 2005. – 672 с. 19 Степановских А. С. Охрана окружающей среды / А. С. Степанов-ских. – Курган : ГИПП «Зауралье», 1998. – 512 с. 20 Официальный сайт ОАО «Союз-электро» [Электронный ресурс]. – Режим доступа: http://souzelectro.spb.ru – 8.05.2020 г. 21 Официальный сайт АО «Электронмаш» [Электронный ресурс]. – Режим доступа: http://electronmash.ru – 10.05.2020 г. 22 Официальный сайт ООО «ЮгЭнергоПром» [Электронный ресурс]. – Режим доступа: http://ugenergoprom.ru – 19.05.2020 г. 23 Филатов А. А. Обслуживание электроподстанций оперативным пер-соналом. – СПб.: Издательство ДЕАН, 2011.368 с., ил. 24 Идельчик В. И. Расчеты и оптимизация режимов электрических се-тей и систем. – М.: Энергоатомиздат, 2011. – 288 с. 25 Козлов В. А., Билик Н. И., Д.Л. Файбисович Справочник по проек-тированию электроснабжения. – 2-ое изд., перераб. и доп. – Л. : Энергоатом-издат, 2008. – 256 с. 26 Схема и программа развития электроэнергетики Приморского края на 5-летний период : отчёт о НИР (промежуточ.) : рук. С. А. Порянков; ис-полн. : М. С. Волков. – М., 2019. 27 Булгаков, А.Б. Безопасность жизнедеятельности : Метод. указ. к практ. занят. / А.Б. Булгаков. – Благовещенск : Изд-во АмГУ, 2014. – 100 с.
Отрывок из работы

1 АНАЛИЗ ОССТОЯНИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ ЮГА ПРИ-МОРСКОГО КРАЯ 1.1 Климатическая характеристика и территориальные особенно-сти юга Приморского края Находясь в самой южной части Дальнего Востока, Приморский край занимает юго-восточную окраину Российской Федерации. Находясь на бере-гу Японского моря, край граничит с Хабаровским краем и с Китаем и Север-ной Кореей. В состав Приморского края входят такие острова, как: Руссский, Рикорда, Путятин, Аскольд, Попова и другие. Основные крупно физико-географические подразделения Приморского края – разделяющая их Западно-Приморская равнина, а также Сихотэ-Алинский и Восточно-Маньчжурская горные области. Во внутренней части Западно-Приморской равнинной области нахо-дится озеро Ханка. Вокруг него располагается одноименная низменность – заболоченные равнинные пространства, разделенные широкими речными долинами. На южном и северном продолжении Ханкайской низменности вы-деляются Раздольненская и Нижне-Бикинская равнины, образованные доли-нами крупных рек: Бикин, Уссури, Раздольная. Крайней южной - устье реки Тумыньцзян, крайней северной точкой края является исток речки Дагды, крайней западной - исток реки Черухе в Хасанском районе, крайней восточной - берег Японского моря у мыса Ту-манного. Расстояние между крайними южной и северной точками, располо-женными на границе края, равно 900 км. Наибольшая протяженность края с востока на запад по широте составляет 430 км. Строительство рассматриваемого объекта будет производиться в Шко-товском районе, расположенным на юге Приморского края на берегу Уссу-рийского залива Японского моря. Шкотовский район граничит с городскими округами – Артемовским, Уссурийским, Партизанским, ЗАТО Фокино и Большим Камнем, и районами – Михайловским, Анучинским и Партизан-ским. На рисунке 1 представлена карта Приморского края. Рисунок 1 – Приморский край Необходимые характеристики района сведены в таблицу 1. Таблица 1 – Климатические характеристики района Климатические условия Расчетная величина 1 2 Район по пляске проводов умеренный Нормативная скорость ветра, м/сек 32 Район по гололеду IV Нормативная стенка гололеда, мм 25 Низшая температура воздуха, оС инус 42 Среднегодовая температура воздуха, оС 3 Высшая температура воздуха, оС 37 Продолжение таблицы 2 1 2 Число грозовых часов в год 10-20 Среднегодовая скорость ветра, м/сек 2,8 Количество дней с ветром более 10 м/сек, % <30 Средняя годовая относительная влажность, % 75 Температура гололедообразования, оС минус 10 Степень загрязнения атмосферы II 1.2 Характеристика источников питания Энергосистема Приморского края функционирует в составе ОЭС Во-стока, работающей изолированно от Единой энергосистемы России. В состав рассматриваемой энергосистемы входят ЭС Амурской области, объединен-ный энергорайон энергосистем Хабаровского края и Еврейской автономной области, Южно-Якутский энергорайон Якутской ЭС. 75% общей площади края охвачено централизованным электроснабже-нием, остальная доля снабжается электроэнергией от автономных дизельных электростанций, расположенных, в основном, в отдаленных северных райо-нах и имеющие малые объемы электропотребления. Согласно [26] суммарное потребление электроэнергии за отчетный 2018 год составляет 13393,5 кВт*ч, что на 2,1% выше, чем в прошлом году, при максимуме нагрузки 2442,9 МВт и при использовании максимальной мощности 5832 час. На 01.10.2019 года суммарная установленная мощность электростан-ций Приморского края составляет 2774,5 МВт, из них 2759 МВт работают на ОЭС. Проектируемый объект будет расположен в энергорайоне Партизан-ская ГРЭС – Артёмовская ТЭЦ. В рассматриваемый энергорйон входят по-требители Находкинского городского округа, городского округа Большой камень, городского округа ЗАТО г. Фокино, Партизанского муниципального района и частично Шкотовского муниципального района. Находятся следу-ющие крупные потребители: ОАО «РЖД», ОАО «Восточный порт», АО «Находкинский морской торговый порт», ПАО «Находкинский судоремонт-ный завод», ООО «Спецморнефтепорт Козьмино», ОАО Звезда», главная база Тихоокеанского флота. Электроснабжение района осуществляется по ЛЭП: – ВЛ 220 кВ Артёмовская ТЭЦ – Береговая-2; – ВЛ 220 кВ Лозовая – Широкая; – ВЛ 110 кВ Артёмовская ТЭЦ – Смоляниново/т; – ВЛ 110 кВ Партизанская ГРЭС – Находка/т; – ВЛ 110 кВ Партизанская ГРЭС – Екатериновка. Основными источниками питания рассматриваемого энергорайона яв-ляются Артёмовская ТЭЦ и Партизанская ГРЭС. Артемовская ТЭЦ Место расположения: г. Артём. Тип топлива: нефтетопливо, уголь. Суммарная установленная мощность: 400 МВт. По данным контрольных за-меров зимнего периода суммарная генерируемая мощность составляет 279 МВт, т.е. 69,75 % от суммарной установленной мощности. Таблица 2 – Характеристика генерирующих агрегатов АТЭЦ Номер агре-гата Тип оборудования Год ввода Установленная мощность, МВт 1 КТ-115-8,8-2 24.04.2000 100 2 КТ-115-8,8-2 01.04.2004 100 3 К-100-90-6 25.12.1966 100 4 К-100-90-6 30.09.1967 100 Трансформаторы: ? два автотрансформатора АТДЦТН-180000/220/110/35 кВ; ? двухобмоточный трансформатор ТДЦ-125000/220/10 кВ; ? два двухобмоточных трансформатора ТДЦ-125000/110/10 кВ; ? три трехобмоточных трансформатора ТДТН-40000/110/35/10 кВ; ? двухобмоточный трансформатор РТСН-15000/110/10 кВ; ? двухобмоточный трансформатор РТСН-5500/110/10 кВ. Распределительное устройство 220 кВ выполнено по типовой схеме «13Н – Две рабочие и обходная системы шин», содержит 2 трансформатор-ные ячейки и 5 линейных. Данное РУ применяется на напряжение 110-220 кВ при числе присоединений от 5 до 15 при повышенных требованиях к надеж-ности питания каждой ВЛ и при наличии присоединений, не допускающих даже кратковременную потерю напряжения при плановом выводе выключа-телей из работы. Распределительное устройство 110 кВ выполнено по типовой схеме «13 – Две рабочие системы шин», содержит 8 трансформаторных ячеек и 7 ли-нейных. Распределительное устройство 35 кВ выполнено по типовой схеме «13 –Две рабочие системы шин», содержит 3 трансформаторные ячейки и 5 ли-нейных. Распределительные устройство 10 кВ на однолинейной схеме не задей-ствовано, его описание не требуется. Партизанская ГРЭС Место расположения: г. Партизанск. Тип топлива: нефтетопливо, уголь. Суммарная установленная мощность: 203 МВт. По данным контрольных за-меров зимнего периода суммарная генерируемая мощность составляет 121 МВт, т.е. 59,6 % от суммарной установленной мощности. Таблица 3 – Характеристика генерирующих агрегатов ПаГРЭС Номер агре-гата Тип оборудования Год ввода Установленная мощность, МВт 1 Т-80/97-90 01.12.1980 80 2 К-82/100-90 01.02.2010 82 3 К-41/50-90 01.12.1958 41 Трансформаторы: ? два автотрансформатора АТДЦТН-125000/220/110 кВ; ? двухобмоточный трансформатор ТДЦ-80000/110/10 кВ; ? двухобмоточный трансформатор ТДЦ-125000/110/10 кВ; ? два трехобмоточных трансформатора ТРДН-40000/35/10 кВ. Распределительное устройство 220 кВ выполнено по типовой схеме «4Н – Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со сто-роны линии». Такое решение предназначено для тупиковых или осветитель-ных двухтрансформаторых ПС, питаемые по 2-м ВЛ, содержит две линей-ных и две трансформаторных ячейки. Распределительное устройство 110 кВ выполнено по типовой схеме «13 – Две рабочие системы шин», содержит 7 трансформаторных ячеек и 5 ли-нейных. Распределительное устройство 35 кВ выполнено по типовой схеме «13 –Две рабочие системы шин», содержит 2 трансформаторные ячейки и 3 ли-нейных. Распределительные устройство 10 кВ на однолинейной схеме не задей-ствовано, его описание не требуется. 1.3 Характеристика электрических сетей Приморского края В Приморском крае получили развития электрические сети напряжени-ем 500/220/110/35 кВ. Системообразующая сеть 220-500 кВ относятся к объектам маги-стральной электрической сети ПАО «ФСК ЕЭС» и обслуживается филиалом – «Приморское предприятие МЭС». Распределительная сеть сформирована на напряжении 35-110 кВ, в основном являются объектами АО «ДРСК» и об-служиваются филиалом «Приморские электрические сети». В структурном анализе электрических сетей рассмотрены ЛЭП и ПС напряжением 110-500 кВ. Электрическая сеть 220 кВ рассматриваемого эквивалента сети АТЭЦ – ПС 220 кВ Береговая-2 – ПС 220 кВ Звезда – ПС 220 кВ Перевал – ПС 220 кВ Широкая – ПС 500 кВ Лозовая – ПаГРЭС является магистральной с двухсторонним питанием. Электрическая сеть 110 кВ является сложноза-мкнутой сетью. Таблица 4 –Характеристика линий электропередачи Наименование линии , кВ Марка и сечение Длина линии, км 1 2 3 4 ВЛ 220 кВ АТЭЦ – ПС Береговая-2 220 АС-300 45,3 ВЛ 220 кВ Берегевая-2 – ПС Звезда 220 АС-300 0,59 ВЛ 220 кВ ПС Звезда – ПС Перевал 220 АС-300 34,18 ВЛ 220 кВ Перевал – ПС Широкая 220 АС-300 40,24 ВЛ 220 кВ ПС Широкая – ПС Лозовая 220 АС-300 32,3 ВЛ 220 кВ ПС Лозовая – ПаГРЭС 220 АС-300 22,0 ВЛ 110 кВ АТЭЦ – Смоляниново/т 110 АС-120/М-70 2,98/22,01 ВЛ 110 кВ Смоляниново/т – Садовая 110 АС-150/М-70 2,9/28,91 ВЛ 110 кВ Садовая – Береговая-1 110 М-70 1,04 ВЛ 110 кВ Береговая-1 – Береговая-2 110 АС-120 1,7 ВЛ 110 кВ Береговая-1 – Промысловка 110 М-70 19,49 ВЛ 110 кВ Промысловка – С-55 110 М-95/М-70/АС-120 1,93/8,28/7,54 ВЛ 110 кВ С-55 – Волчанец 110 АС-120/М-70 11,65/8,9 ВЛ 110 кВ Волчанец – Находка 110 АС-120/М-70 1,062/16,15 ВЛ 110 кВ Находка – Находка/т 110 АС-120/М-70 6,75/6,95 ВЛ 110 кВ Находка/т – ПаГРЭС 110 АС-120/М-70 8,3/28,0 Продолжение таблицы 4 1 2 3 4 ВЛ 110 кВ Широкая – Находка 110 АС-240/АС-300 7,5/1,3 ВЛ 110 кВ Береговая 2 – оп. 10 110 АС-70 2 ВЛ 110 кВ Береговая 2 – оп. 81 110 АС-95 2 ВЛ 110 кВ оп. 10 – Песчаная 110 АС-70 22 ВЛ 110 кВ оп. 10 – ПС Топаз 110 АС-95 0,03 ВЛ 110 кВ оп. 81 – ПС Топаз 110 АС-95 0,03 ВЛ 110 кВ оп. 81 – ПС Новый мир 110 АС-95 14,0 ВЛ 110 кВ Новый мир – ПС Подьяпольск 110 АС-95 13,4 ВЛ 110 кВ Подьяпольск – 178-Ф 110 АСК-120 13,9 ВЛ 110 кВ 178-Ф – Прибой 110 АСК-120 6,3 Вл 110 кВ Прибой – Промысловка 110 М-70 8,11 ? Таблица 5 – Характеристика ПС Наименование ПС № тр-ра Марка и мощ-ность тр-ра Способ присоеди-нения U, кВ Вид РУ 1 2 3 4 5 6 Лозовая (РУ 500 кВ) 1 АОДЦТН-167000 Проходная 500 6Н 2 АОДЦТН-167000 3 АОДЦТН-167000 Лозовая (РУ 220 кВ) - - 220 9Н Береговая-2 1 АТДЦТН-63000 Проходная 220 7 2 АТДЦТН-63000 Звезда 1 ТРДН-63000 Проходная 220 7 2 ТРДН-63000 Перевал 1 ТРДН-40000 Проходная 220 13Н 2 ТРДН-40000 Широкая (РУ 220 кВ) 1 АТДЦТН-125000 Проходная 220 9 2 АТДЦТН-125000 Широкая (РУ 110 кВ) 1 ТДТН-40000 110 нетип. 2 ТДТН-40000 Садовая 1 ТРДН-40000 Проходная 110 7 2 ТРДН-40000 Береговая 1 1 ТДТН-20000 Узловая 110 9 2 ТДТН-20000 Промысловка 1 ТДТН-16000 Узловая 110 9 2 ТДТН-16000 С-55 1 ТДТН-10000 Проходная 110 9 2 ТДТН-10000 Смоляниново/т 1 ТДТНЖ-40000 Проходная 110 9 2 ТДТНЖ-40000 Продолжение таблицы 5 1 2 3 4 5 6 Волчанец 1 ТДТН-16000 Тупиковая 110 не-тип. 2 ТДТН-16000 Находка 1 ТДТН-40000 Узловая 110 13 2 ТДТН-40000 Находка/т 1 ТДТНЖ-40000 Проходная 110 9 2 ТДТНЖ-40000 Топаз 1 ТДН-16000 Тупиковая 110 9 2 ТДН-10000 Песчаная 1 ТМН-6300 Тупиковая 110 не-тип. 2 ТДН-10000 Новый мир 1 ТМН-6300 Проходная 110 5Н 2 ТМТН-6300 Подъяпольск 1 ТМН-6300 Проходная 110 5Н 2 ТМН-6300 178-Ф 1 ТДН-16000 Проходная 110 7 2 ТДН-16000 Прибой 1 ТМН-6300 Тупиковая 110 не-тип. 2 ТМТН-6300 Виды РУ: 5Н – Мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линий; 6Н – Треугольник; 7 – Четырехугольник; 9 – Одна рабочая секционированная выключателем система шин; 9Н – Одна рабочая секционированная по числу трансформаторов си-стема шин с подключением трансформаторов к секциям шин через развилку из выключателей; 13 – Две рабочие системы шин; 13Н – Две рабочие и обходная системы шин. Общая протяженность ЛЭП рассматриваемого эквивалента сети со-ставляет 450 км. Самой длинной линией является ВЛ 220 кВ АТЭЦ – ПС Береговая-2. В основном линии является одноцепными, с учатками разных марок и сечений. Большинство проводников выполнено маркой АС, но также присутствуют провода марки М. Данные факторы говорят об высоких потерях электроэнергии в ЛЭП и низкой надежности электросететвого комплекса. В рассматриваемой сети имеются 19 ПС, 2 из них являются тяговыми, которые отрицательно влияют на качество электроэнергии. В основном все ПС являвются двухтрансформаторными, что говорит о повышенной надежности электроснабжения потребителей. Большинство РУ ВН выполнены по типовых схемам 9 и 7, также присутствуют нетиповые схемы. По способу присоединения большниство ПС являются проходными, что говорит о слабой связи между ПС. 1.4 Расчет установившихся режимов существующей сети Задачей расчета режима сети является определение параметров рабо-чего установившегося режима электрической сети (напряжения, тока, пото-кораспределения, потерь мощности). При решении задачи проектирования электрических сетей необходимо оценить условия, в которых будут работать потребители и оборудование электрической сети. Эта оценка позволяет установить допустимость анализи-руемого режима при передаче по сети заданных мощностей, при подключе-нии новых и отключении действующих элементов сети. Помимо этого, такие расчеты дают возможность предусмотреть меры для обеспечения требуемого качества электроэнергии и определить условия для оптимизации производ-ства, передачи и распределения электроэнергии. Расчет режима сети является трудоемкой задачей, прежде всего связан-ной с большим количеством рассматриваемых элементов. Поэтому следует производить расчет режима при помощи ЭВМ. В данном случае расчет был выполнен в ПВК RastrWin 3. Расчет электрического режима сети следует производить при помощи ЭВМ, так как сложность ручного расчета связана с большим количеством рассматриваемых элементов сети. В данном проекте будем использовать RasrtWin3. В данной программе табличного типа схемы замещения линий элек-тропередачи задаются с помощью активного, индуктивного сопротивления и проводимости, удельные значения которых берутся с каталога [7]. Ветви схемы замещения трансформаторов задаются аналогично, но также учитыва-ется коэффициент трансформации. Для удобства моделирования электрической сети в программную среду рекомендовано использовать схемы замещения рассматриваемой электриче-ской сети. В данном проекте эквивалент электрической сети огромен, поэто-му составление схемы замещения опустим. Для расчета параметров линии используются следующие формулы: , (1) , (2) где и – удельные активное и индуктивное сопротивления линии, Ом/км; – длина линии, км; , (3) , (4) где и – удельные активная и ёмкостная проводимости, мкСм/км. Для расчёта параметров трансформатора используем следующие фор-мулы: , (5) , (6) где и – потери реактивной и активной мощностей на холостой ход, Мвар и МВт; – номинальное напряжение на высокой стороне силового транс-форматра. Коэффициент трансформации: (7) (8) где – фактическое напряжение на высокой стороне силового транс-форматора; – фактическое напряжение на средней стороне силового трансфор-матора; – фактическое напряжение на низкой стороне силового трансфор-матора. Расчет параметров ЛЭП и трансформаторов представлен в Приложе-нии А. Таблица 6 – Параметры линий Участок сети R, Ом Х, Ом В, мкСм 1 2 3 4 ВЛ 220 кВ АТЭЦ – ПС Береговая-2 4,43 19,43 -199,59 ВЛ 220 кВ Берегевая-2 – ПС Звезда 0,058 0,253 -1,558 ВЛ 220 кВ ПС Звезда – ПС Перевал 3,35 14,66 -90,23 ВЛ 220 кВ Перевал – ПС Широкая 3,94 17,26 -106,23 ВЛ 220 кВ ПС Широкая – ПС Лозовая 3,16 13,86 -85,27 ВЛ 220 кВ ПС Лозовая – ПаГРЭС 2,156 9,43 -58,08 ВЛ 110 кВ АТЭЦ – Смоляниново/т 6,68 13,29 -53,35 ВЛ 110 кВ Смоляниново/т – Садовая 8,38 17,003 -67,5 ВЛ 110 кВ Садовая – Береговая-1 0,281 0,568 -2,147 ВЛ 110 кВ Береговая-1 – Береговая-2 0,423 0,726 -4,522 ВЛ 110 кВ Береговая-1 – Промысловка 5,262 10,642 -40,227 ВЛ 110 кВ Промысловка – С-55 4,497 8,775 -41,13 ВЛ 110 кВ С-55 – Волчанец 5,304 9,834 -49,359 ВЛ 110 кВ Волчанец – Находка 4,6240 9,271 -36,153 ВЛ 110 кВ Находка – Находка/т 3,557 6,677 -32,3 ВЛ 110 кВ Широкая – Находка 1,027 3,28 -28,97 ВЛ 110 кВ Находка/т – ПаГРЭС 9,627 18,832 -79,87 ВЛ 110 кВ Береговая 2 – оп. 10 0,856 0,888 -5,1 ВЛ 110 кВ Береговая 2 – оп. 81 0,621 0,868 -5,22 ВЛ 110 кВ оп. 10 – Песчаная 9,416 9,768 -56,1 ВЛ 110 кВ оп. 10 – ПС Топаз 0,009 0,013 -0,078 ВЛ 110 кВ оп. 81 – ПС Топаз 0,009 0,013 -0,078 ВЛ 110 кВ оп. 81 – ПС Новый мир 4,284 6,076 -36,54 ВЛ 110 кВ Новый мир – ПС Подьяпольск 4,1 5,816 -34,97 ВЛ 110 кВ Подьяпольск – 178-Ф 3,461 5,935 -36,97 Продолжение таблицы 6 1 2 3 4 ВЛ 110 кВ 178-Ф – Прибой 4,1 5,82 -34,97 Вл 110 кВ Прибой – Промысловка 2,19 4,43 -16,74 Таблица 7 – Параметры трансформаторов Трансформатор Rт, Ом Хт, Ом Вт, мкСм Gт, мкСм 1 2 3 4 5 6 7 3*АОДЦТН-167000 ВН 0,58 61,1 8 0,5 0,46 0,022 СН 0,39 0 0 0 НН 2,9 113,5 0 0 АТДЦТН-63000 ВН 1,4 104 5,95 0,55 0,526 0,028 СН 1,4 0 0 0 НН 2,8 195,6 0 0 АТДЦТН-125000 ВН 0,55 59,2 11,81 1,23 0,526 0,028 СН 0,48 0 0 0 НН 3,2 131 0 0 ТДТНЖ-40000 ВН 0,9 33,5 24,19 4,76 0,308 0,24 СН 0,9 0 0 0 НН 0,9 20,7 0 0 ТДТН-40000 ВН 0,8 35,5 18,15 3,25 0,335 0,054 (0,091) СН 0,8 0 0 0 НН 0,8 22,3 0 0 ТДТН-25000 ВН 1,5 56,9 13,23 2,34 0,335 0,057 (0,096) СН 1,5 0 0 0 НН 1,5 35,7 0 0 Продолжение таблицы 7 1 2 3 4 5 6 7 8 ТДТН-16000 ВН 2,6 56,9 12,09 2,34 0,335 0,057 (0,096) СН 2,6 0 0 0 НН 2,6 35,7 0 0 ТДТН-10000 ВН 5 142,2 8,32 1,28 0,335 0,057 (0,096) СН 5 0 0 0 НН 5 82,7 0 0 ТМТН-6300 ВН 9,7 225,7 5,72 1,06 0,335 0,057 (0,096) СН 9,7 0 0 0 НН 9,7 131,2 0 0 ТРДН-63000 ВН 3,9 100,7 9,42 1,55 0,029 (0,048) 0,029 (0,048) СН 1,95 50,35 0 0 НН 1,95 50,35 0 0 ТРДН-40000 ВН 5,6 158,7 6,8 0,94 0,029 (0,048) 0,029 (0,048) СН 2,8 79,35 0 0 НН 2,8 79,35 0 0 ТРДН-40000(110 кВ) ВН 1,4 34,7 17,39 2,72 0,054 (0,091) 0,054 (0,091) СН 0,7 17,35 0 0 НН 0,7 17,35 0 0 ТДН-16000 - 4,38 86,7 8,46 1,43 - 0,056 (0,095) ТДН-10000 - 7,95 139 5,29 1,05 - 0,056 (0,095) ТМН-6300 - 14,7 220,4 3,81 1,06 - 0,056 (0,095) Для сокращения количества переменных в задаче расчета режима элек-трической сети приведём подстанции 110 кВ к высокой стороне, с учетом нагрузочных потерь трансформаторов. В двухобмоточном силовом трансформаторе нагрузочные потери мощности трансформатора рассчитываются по выражениям: , (9) , (10) где и – значения активной и реактивной мощности нагрузки, МВт и Мвар; и – активное и индуктивное сопротивления трансформатора, Ом. В трехобмоточном трансформаторе или в автотрансформаторе потери мощности рассчитываются по следующим выражениям: , (11) , (12) 1.5 Расчет и прогнозирование электрических нагрузок Состояние электрической сети постоянно изменяются из-за многих фак-торов, например, из-за изменения величин нагрузки, что связано с отключе-нием и включением электроприемников или изменения режима их работы. Электрические нагрузки во время контрольных замеров – два раза в год. Так как в качестве исходной информации об нагрузке известна только максимальная мощность в день контрольных замеров и информация по ГЭН потребителей неизвестна, то для расчета примем, что коэффициент летнего снижения равен , коэффициент заполнения , а коэффициент максимума . Коэффициент формы определяется по формуле: . (13) Средняя активная и реактивная мощности определим как: , (14) . (15) Среднеквадратичная активная и реактивная мощности определяются по формулам: , (16) . (17) Вероятностные характеристики представлены в таблице 8. Рассмотрим пример расчета вероятностных характеристик и в зимний период для ПС Восток-Раффлс. Коэффициент формы при неизвестном ГЭН: . Средняя активная и реактивная мощности: МВт, Мвар. Среднеквадратичная активная и реактивная мощности: МВт; Мвар. Нахождение вероятностных характеристик и прогнозирования нагру-зок для летнего периода проводится аналогично. Таблица 8 – Вероятностные характеристики Название узла Вре-мя Рср, МВт Рэф, МВт Рmax, МВт Qср, Мвар Qэф, Мвар Qmax, Мвар 1 2 3 4 5 6 7 8 АТЭЦ 220 кВ Лето 19,55 22,62 23,46 7,82 9,05 9,38 Зима 23,00 26,61 27,60 9,20 10,64 11,04 АТЭЦ 110 кВ Лето 178,57 206,61 214,29 71,43 82,64 85,71 Зима 210,08 243,07 252,10 84,03 97,23 100,84 Береговая-2 Лето 11,97 13,85 14,37 4,79 5,54 5,75 Зима 14,08 16,29 16,90 5,63 6,52 6,76 Звезда Лето 0,14 0,16 0,17 0,06 0,07 0,07 Зима 0,17 0,19 0,20 0,07 0,08 0,08 Перевал Лето 0,64 0,74 0,76 0,26 0,3 0,31 Зима 0,75 0,87 0,9 0,3 0,35 0,36 Продолжение таблицы 8 1 2 3 4 5 6 7 8 Широкая Лето 35,70 41,30 42,84 14,28 16,52 17,14 Зима 42,00 48,59 50,40 16,80 19,44 20,16 Лозовая 500 кВ Лето 52,63 60,89 63,16 21,05 24,36 25,26 Зима 61,92 71,64 74,30 24,77 28,66 29,72 Лозовая 220 кВ Лето 1,42 1,64 1,70 0,57 0,66 0,68 Зима 1,67 1,93 2,00 0,67 0,77 0,80 ПаГРЭС Лето 125,94 145,71 151,13 50,38 58,29 60,45 Зима 148,17 171,43 177,80 59,27 68,57 71,12 Смоляниново/т Лето 7,44 8,61 8,93 2,98 3,44 3,57 Зима 8,75 10,12 10,50 3,50 4,05 4,20 Береговая 1 Лето 6,52 7,54 7,82 2,61 3,02 3,13 Зима 7,67 8,87 9,20 3,07 3,55 3,68 Промысловка Лето 9,92 11,47 11,90 3,97 4,59 4,76 Зима 11,67 13,50 14,00 4,67 5,40 5,60 С-55 Лето 5,38 6,23 6,46 2,15 2,49 2,58 Зима 6,33 7,33 7,60 2,53 2,93 3,04 Волчанец Лето 7,86 9,10 9,44 3,15 3,64 3,77 Зима 9,25 10,70 11,10 3,70 4,28 4,44 Находка Лето 45,19 52,29 54,23 18,08 20,91 21,69 Зима 53,17 61,51 63,80 21,27 24,61 25,52 Находка/т Лето 7,51 8,69 9,01 3,00 3,47 3,60 Зима 8,83 10,22 10,60 3,53 4,09 4,24 Топаз Лето 3,47 4,02 4,17 1,39 1,61 1,67 Зима 4,08 4,72 4,90 1,63 1,89 1,96 Песчаная Лето 0,35 0,41 0,43 0,14 0,16 0,17 Зима 0,42 0,48 0,50 0,17 0,19 0,20 Продолжение таблицы 8 1 2 3 4 5 6 7 8 Новый мир Лето 1,42 1,64 1,70 0,57 0,66 0,68 Зима 1,67 1,93 2,00 0,67 0,77 0,80 Подъяпольск Лето 1,84 2,13 2,21 0,74 0,85 0,88 Зима 2,17 2,51 2,60 0,87 1,00 1,04 178-Ф Лето 3,75 4,34 4,51 1,50 1,74 1,80 Зима 4,42 5,11 5,30 1,77 2,04 2,12 Прибой Лето 1,70 1,97 2,04 0,68 0,79 0,82 Зима 2,00 2,31 2,40 0,80 0,93 0,96 Садовая Лето 16,58 19,18 19,89 6,63 7,67 7,96 Зима 19,5 22,56 23,40 7,80 9,02 9,36 Восток Раффлс Лето 21,25 24,59 25,50 8,50 9,83 10,20 Зима 25,00 28,93 30,00 10,00 11,57 12,00 Прогноз нагрузки осуществляется по формуле сложных процентов: (18) где – базовая средняя, среднеквадратичная или максимальная активная мощность, МВт; – среднегодовой относительный прирост электрической нагрузки; – срок выполнения прогноза. Среднегодовой относительный прирост электрической нагрузки со-ставляет %, согласно СиПР Приморского края. Рассмотрим прогноз нагрузки на примере ПС Восток-Раффлс: МВт, Мвар, МВт, Мвар, МВт, Мвар. Таблица 9 – Прогнозируемые вероятностные характеристики Название узла Вре-мя Рср, МВт Рэф, МВт Рmax, МВт Qср, Мвар Qэф, Мвар Qmax, Мвар 1 2 3 4 5 6 7 8 АТЭЦ 220 кВ Лето 23,56 27,26 28,27 9,42 10,90 11,31 Зима 27,72 32,07 33,26 11,09 12,83 13,30 АТЭЦ 110 кВ Лето 215,18 248,96 258,21 86,07 99,58 103,29 Зима 253,15 292,90 303,78 101,26 117,16 121,51 Береговая-2 Лето 14,42 16,69 17,31 5,77 6,68 6,92 Зима 16,97 19,63 20,36 6,79 7,85 8,15 Звезда Лето 0,17 0,20 0,20 0,07 0,08 0,08 Зима 0,20 0,23 0,24 0,08 0,09 0,10 Перевал Лето 0,77 0,89 0,92 0,31 0,36 0,37 Зима 0,90 1,05 1,08 0,36 0,42 0,43 Широкая Лето 43,02 49,77 51,62 17,21 19,91 20,65 Зима 50,61 58,56 60,73 20,24 23,42 24,29 Лозовая 500 кВ Лето 63,42 73,37 76,10 25,37 29,35 30,44 Зима 74,61 86,32 89,53 29,84 34,53 35,81 Продолжение таблицы 9 1 2 3 4 5 6 7 8 Лозовая 220 кВ Лето 1,71 1,98 2,05 0,68 0,79 0,82 Зима 2,01 2,32 2,41 0,80 0,93 0,96 ПаГРЭС Лето 151,76 175,59 182,11 60,70 70,23 72,84 Зима 178,54 206,57 214,25 71,42 82,63 85,70 Смоляниново/т Лето 8,96 10,37 10,75 3,58 4,15 4,30 Зима 10,54 12,20 12,65 4,22 4,88 5,06 Береговая 1 Лето 7,85 9,09 9,42 3,14 3,63 3,77 Зима 9,24 10,69 11,09 3,70 4,28 4,43 Промысловка Лето 11,95 13,83 14,34 4,78 5,53 5,74 Зима 14,06 16,27 16,87 5,62 6,51 6,75 С-55 Лето 6,49 7,51 7,78 2,59 3,00 3,11 Зима 7,63 8,83 9,16 3,05 3,53 3,66 Волчанец Лето 9,47 10,96 11,37 3,79 4,38 4,55 Зима 11,15 12,90 13,38 4,46 5,16 5,35 Находка Лето 54,46 63,01 65,35 21,78 25,20 26,14 Зима 64,07 74,12 76,88 25,63 29,65 30,75 Находка/т Лето 9,05 10,47 10,86 3,62 4,19 4,34 Зима 10,64 12,32 12,77 4,26 4,93 5,11 Топаз Лето 4,18 4,84 5,02 1,67 1,94 2,01 Зима 4,92 5,69 5,90 1,97 2,28 2,36 Песчаная Лето 0,43 0,49 0,51 0,17 0,20 0,2 Зима 0,50 0,58 0,60 0,20 0,23 0,24 Новый мир Лето 1,71 1,98 2,05 0,68 0,79 0,82 Зима 2,01 2,32 2,41 0,80 0,93 0,96 Подъяпольск Лето 2,22 2,57 2,66 0,89 1,03 1,07 Зима 2,61 3,02 3,13 1,04 1,21 1,25 Продолжение таблицы 9 1 2 3 4 5 6 7 8 178-Ф Лето 4,52 5,23 5,43 1,81 2,09 2,17 Зима 5,32 6,16 6,39 2,13 2,46 2,55 Прибой Лето 2,05 2,37 2,46 0,82 0,95 0,98 Зима 2,41 2,79 2,89 0,96 1,12 1,16 Садовая Лето 19,97 23,11 23,97 7,99 9,24 9,59 Зима 23,50 27,19 28,20 9,40 10,87 11,28 Восток Раффлс Лето 25,61 29,63 30,73 10,24 11,85 12,29 Зима 30,13 34,85 36,15 12,05 13,94 14,46 1.6 Анализ установившихся режимов существующей сети Установившийся режим электрической сети называют допустимым, когда не нарушены ограничения, наложенные на режимные параметры, например, ограничение по загрузке оборудования и по отклонению напря-жения от номинальных значений.
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
Дипломная работа, Энергетическое машиностроение, 101 страница
2525 руб.
Дипломная работа, Энергетическое машиностроение, 107 страниц
2675 руб.
Дипломная работа, Энергетическое машиностроение, 44 страницы
1100 руб.
Дипломная работа, Энергетическое машиностроение, 66 страниц
1650 руб.
Дипломная работа, Энергетическое машиностроение, 78 страниц
1950 руб.
Дипломная работа, Энергетическое машиностроение, 52 страницы
1300 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