Российская База Рефератов - Усиление надёжности схемы электроснабжения ПС "Северная" - скачать рефераты, бесплатно рефераты, курсовые работы

При проектировании электроснабжения необходимо правильно принимать технические решения по электрическим схемам электрических соединений подстанций всех категорий.

В настоящее время энергетическая система Камчатки не входит в единый энергетический комплекс России, основными генерирующими мощностями на полуострове являются ТЭЦ-1 и ТЭЦ-2 общей мощностью 395 МВт, а так же Мутновская ГеоТЭС мощностью 62 МВт. Ведется строительство Толмачевской ГЭС мощностью 20,4 МВт.

Поскольку основным видом топлива на Камчатке является дорогостоящий мазут и стоимость электроэнергии по стране самая дорогая, вопрос об экономичности, надежности и качество электроэнергии в сети потребителя является одним из самых важных в работе энергосистемы Камчатки.

В последнее время одной из важных проблем в отечественной энергетике является замена устаревшего парка оборудования на электростанциях и подстанциях электроэнергетических систем (ЭЭС), в особенности ЭЭС районов Крайнего Севера. Так, эксплуатация морально устаревших комплексов релейной защиты может привести к ложным срабатываниям защит или даже их отказу, что в свою очередь приведёт к развитию опасных аварийных ситуаций и снижению надёжности функционирования ЭЭС в целом. Истинная надежность электроснабжения достигается благодаря бесперебойной работе всех элементов энергосистемы и использованию у потребителей устройств релейной защиты, контроля и сигнализации. Всё это предопределяет актуальность темы на сегодняшний день по замене, реконструкции и модернизации комплексов релейной защиты с целью повышения надёжности функционирования.

Качество обеспечивается поддержанием на установленном уровне значений напряжения и частоты, ограничением высших гармоник.

Путем разработки совершенных систем распределения электроэнергии, использования рациональных конструкций комплектных распределительных устройств и трансформаторных подстанций, введения рациональной системы учета энергопотребителя достигается экономичность электроснабжения.

Реализация этих требований обеспечивает снижение затрат при сооружении и эксплуатации элементов системы электроснабжения. Это учитывается при проектировании.

В данном дипломном проекте предполагается исследовать схему электрической сети трансформаторной подстанции "Северная", работающей в автоматическом режиме, и проработать основные вопросы модернизации комплексов релейной защиты силовых трансформаторов и отходящих линий.

На первом этапе проекта необходимо привести общие сведения об объекте проектирования, которые включают в себя описание главной схемы электрических силовых цепей, а также назначение подстанции в районной энергосистеме.

Далее, по данным нагрузок, присоединений подстанции следует произвести выбор силовых трансформаторов и трансформаторов собственных нужд. Кроме этого, необходимо рассчитать все виды токов короткого замыкания (КЗ) и на основании результатов расчёта, произвести проверку выбранного оборудования, настройку релейной защиты подстанции.

Основным вопросом дипломного проекта является модернизация комплекса релейной защиты подстанции, для чего необходимо произвести подробные расчёты параметров срабатывания выбранных более современных защит трансформаторов и отходящих линий электропередачи на полупроводниковой и микропроцессорной элементной базе.

В разделе безопасность жизнедеятельности произведен расчет заземляющего устройства подстанции. Рассмотрены противопожарные мероприятия на подстанции.

В экономическом разделе дипломного проекта представлена локальная смета на приобретение и монтаж силового оборудования, а также произведен расчёт стоимости выбранной аппаратуры релейной защиты для защиты линии 110 кВ.

1. Исходные данные для проектирования

1.1 Данные питающей системы

Напряжение системы 110 кВ. Через подстанцию проходит транзит мощности. Мощность короткого замыкания составляет Sкз= 4615 кВ·А.

1.2 Параметры потребителей на стороне низкого напряжения

Напряжение на стороне потребителей 10 кВ. Количество потребителей 16. В режиме максимума, активной нагрузки tgφ= 0,73 (cosφ= 0,8). Линии, идущие к потребителям кабельные.

2. Расчёт и построение графиков электрических нагрузок подстанции

Электрическая нагрузка отдельных потребителей, а, следовательно, и суммарная их нагрузка, определяющая режим работы электрических станций в энергосистеме непрерывно меняется этот факт отражается графиком нагрузки, т.е. диаграммой изменения мощности (тока) электроустановки во времени.

Графики отражают изменение нагрузки за отдельный период времени. По этому признаку их разделяют на суточные, сезонные, годовые и т.д.

График нагрузки необходим для того, что бы определить максимальную мощность или ток, для выбора электрического оборудования и расчета потерь напряжения в электрической сети, для определения суточного и годового энергопотребления, что необходимо для расчета технико-экономических показателей электроустановки или системы электроснабжения.

Таблица 2.1 Распределение нагрузок по часам суток модернизируемой

подстанции.

Часы	Зима, А			Лето, А
4-00	100	180	150	100	90	110
10-00	190	230	240	70	60	75
22-00	270	335	320	80	75	80

2.1 Построение годовых графиков нагрузки подстанции

Годовой график показывает длительность работы установки в течение года с различными нагрузками. Построение годового графика нагрузки по продолжительности производится на основании уже известных суточных графиков за летние и зимние сутки. При построении годового графика по оси ординат откладываются нагрузки, МВт, по оси абсцисс - часы года от 0 до 8760.

Продолжительность потребления нагрузки (ступени) определяется по длительностям ступеней суточных графиков и количеству календарных дней зимы и лета , причем .

2.2 Годовой график нагрузки

По построенному графику определяем следующие показатели и коэффициенты:

годовое потребление активной энергии ;

годовое число часов использования максимума активной мощности ;

время максимальных потерь .

Годовое потребление активной энергии, определяется по формуле:

(2.1)

где - мощность i-й ступени графика таблицы 2.2, МВт;

- продолжительность i-й ступени графика таблицы 2.2, ч;

n - число ступеней годового графика.

Таблица 2.2 Распределение нагрузок подстанции по часам суток за год.

Нагрузки, МВт	Часы в год
Нагрузки, МВт	Часы в год
14,33	744
13	696
8,3	744
7,5	720
10,6	744
4,8	720
4,3	744
5	720
8,5	744
10	744
13,6	720
10,7	744

Годовое число часов использования максимума активной мощности Ртах нагрузки, определяется по формуле:

(2.2)

Годовое число часов использования максимума активной мощности:

Время максимальных потерь, определяется по выражению:

(2.3)

Время максимальных потерь:

3. Выбор силовых трансформаторов

При выборе числа трансформаторов (автотрансформаторов) на подстанции следует руководствоваться требованиями к надежности электроснабжения, определяемыми категориями потребителей.

На подстанциях с высшим напряжением 35-750 кВ рекомендуется устанавливать два трансформатора.

На подстанциях устанавливаются, как правило, трехфазные трансформаторы или автотрансформаторы. При выборе типа трансформаторов или автотрансформаторов необходимо учитывать, что они обязательно должны иметь встроенные устройства регулирования напряжения под нагрузкой (РПН).

Мощность трансформаторов выбирается так, чтобы при отключении наиболее мощного из них на время ремонта или замены, оставшиеся в работе, с учетом их допустимой перегрузки и резерва по сетям среднего и низшего напряжений, обеспечивали питание нагрузки. [2]

Расчетная мощность трансформатора (автотрансформатора) определяется на основании построенных суточных графиков нагрузок, по которым находят максимальную нагрузку подстанции. Обычно мощность каждого трансформатора двухтрансформаторной подстанции выбирают равной (0,7 - 0,8) суммарной максимальной нагрузки подстанции.

3.1 Выбор трансформатора на напряжение 110/10 кВ

Расчетная мощность трансформатора определяется согласно выражению:

(3.1)

По справочной литературе [3] выбирается трехобмоточный трансформатор типа ТДТН - 16000/110

Условные обозначения выбранного трансформатора:

Т - трехфазный; Д - охлаждение масленое с дутьём и естественной циркуляцией масла; Т - трёх обмоточный; Н - наличие РПН; 16000 - номинальная мощность, кВ·А; 110 - класс напряжения обмотки ВН, кВ.

Паспортные данные трансформаторов приведены в таблице 3.1

Таблица 3.1 Паспортные данные трансформатора ТДТН-16000/110.

Условные обозначения	Значения
, МВ·А	16
, кВ	115
, кВ	11
	19,75
	105
	10,5
	6,5
	18,44
	±9×1,78
	1,38

4. Расчет токов короткого замыкания

Согласно проверки, правильности выбора аппаратов и проводников напряжением 6 - 35 кВ производится по току трехфазного КЗ, а напряжением 110 кВ и выше по току трехфазного или однофазного КЗ Расчет токов КЗ производят в основных коммутационных узлах подстанции. Для определения возможного наибольшего тока КЗ в каждом узле следует считать включенными все генераторы в системе, все трансформаторы и линии электропередачи (ЛЭП) подстанции.

Расчет токов короткого замыкания производится для двух точек, на шинах ВН, НН трансформатора ТДТН (рисунок 4.1)

Расчёт параметров схемы замещения системы электроснабжения

Рисунок 4.1 Схема замещения для расчёта токов КЗ.

Расчёт ведём в именованных единицах точечным методом.

Расчёт эквивалентных сопротивлений.

Сопротивление системы:

(4.1)

где напряжение на шинах систем;

мощность короткого замыкания.

Сопротивление трансформатора с РПН, отнесённое к регулируемой стороне высокого напряжения:

(4.2)

где среднее напряжение, приведённое к стороне высокого напряжения согласно

(4.3)

(4.4)

Согласно методического указания принимаем равным 115 кВ.

(4.5)

(4.6)

(4.7)

4.2 Расчёт токов короткого замыкания в точке К1

т. К1-точка короткого замыкания на линии перед трансформатором (рисунок 4.1)

(4.8)

где междуфазное напряжение на шинах системы;

4.3 Расчёт токов короткого замыкания в точке К2

т. К1-точка короткого замыкания на линии после трансформатора

(рисунок 4.1)

Максимально возможный ток короткого замыкания:

(4.9)

Приведение к нерегулируемой стороне низкого напряжения осуществляется по минимальному напряжению:

(4.10)

Минимально возможный ток короткого замыкания:

Результаты расчетов токов коротких замыканий сведены в таблицу 4.1

Таблица 4.1 Токи трехфазного короткого замыкания.

Точка КЗ.	К1		К2
Значение тока	Iвн	Iнн	Iвн	Iнн
Max	23,13	-	1,63	14,13
Min	23,13	-	0,36	4,09

Расчёт токов двухфазного короткого замыкания в точке К1

Ток двухфазного короткого замыкания, упрощённо вычисляется по формуле:

(4.11)

4.5 Расчёт токов двухфазного короткого замыкания в точке К2

Максимально возможный ток короткого замыкания:

(4.12)

(4.13)

Минимально возможный ток короткого замыкания:

Результаты расчётов для двухфазных коротких замыканий занесены в таблицу 4.2

Таблица 4.2 Токи двухфазного короткого замыкания.

Точка КЗ	К1		К2
Значение тока	IВН	IНН	IВН	IНН
Max	20,03	-	1,41	12,2
Min	20,03	-	0,31	3,5

Страницы: 1, 2, 3, 4


	НОВОСТИ


	ВХОД


	ТЕГИ

Рефераты бесплатно, реферат бесплатно, рефераты на тему, сочинения, курсовые работы, реферат, доклады, рефераты, рефераты скачать, курсовые, дипломы, научные работы и многое другое.
Copyright © 2012 г. При использовании материалов - ссылка на сайт обязательна.