Реферати українською » Физика » Реконструкція підстанції 110/35 кВ


Реферат Реконструкція підстанції 110/35 кВ

Страница 1 из 7 | Следующая страница

ЗАПРОВАДЖЕННЯ

Електроенергетика, як галузь промисловості країни, внаслідок різних видів діяльності суспільства отримала чільне місце. Недарма рівень розвитку сучасної цивілізації визначається кількістю споживаної електричної енергії душу населення. Тож з підвищенням науково-технічного прогресу, електрична енергія стає однією з основних та дешевих видів енергії.

Нині спостерігається значне зростання механізації і автоматизації сільського господарства, значне збільшити кількість побутових приладів, як наслідок, значне зростання електричних навантажень та споживання. Тому сучасна електроенергетика має базуватися новому технічної основі, що потребує вдосконалення організації та оперативно керувати процесом виробництва та передавання електроенергії. Разом про те необхідно підвищувати економічну ефективність цієї галузі з допомогою поліпшеного використання наявного устаткування й наскільки можна модернізації застарілого. Необхідно поступово виводити з експлуатації ЧАЕС зношене і застаріле обладнання заміняючи його за сучасне. Під час будівництва нових енергооб'єктів необхідно застосовувати останні досягнення у галузі електроенергетики. Слід також приділяти більше уваги питанням що з якістю електроенергії та надійністю постачання нею споживачів.

У дипломному проекті розглядається реконструкція підстанції «Міська», що з збільшенням потужності підстанції, проведено аналіз режимів системи зроблена заміна трансформаторів більш потужні, заміна застарілого комутаційного устаткування сучасне і надійне розрахунок релейного захисту трансформаторів, розглянуті питання безпеки і екологічності.


1 Коротка характеристикаТивинской енергосистеми

1.1Экономико-географическая характеристика республікиТива

РеспублікаТива розташована Півдні Східного Сибіру, в географічному центрі азіатського материка, територія республіки дорівнює 168,6 тис. км2. На заході межує з Республікою Алтай, на північному заході і півночі - зКрасноярским краєм і РеспублікоюХакасия, на сході – з Іркутською областю і РеспублікоюБурятия, Півдні і сході – з Монголією (малюнок 1.1). Населення становить 306 тис. людина, столиця р.Кизил, створений у 1914 року.

Малюнок 1.1 РеспублікаТива

>Тива гірська республіка, із чергуванням високих хребтів і глибоких улоговин. Гори займають 82 % території республіки. Сільськогосподарські угіддя становлять 21,5 % території, проте переважна місце у лісах займають насадження, відмінні низькою продуктивністю.

Основні природно-кліматичні зони: тундрові плоскогір'я із вічною мерзлотою,таежние масиви, з'єднані зі степом і пустелею. У рельєфі західної та центральній частині республіки виділяєтьсяТивинская улоговина, оточена хребтами ЗахідногоСаяна,Шапшальским,Цаган-Шибету,Танну-Ола і горами східноїТиви. До південно-заходу від хребтаЦаган-Шибету розташовується найвищий вТиве гірський масивМонгун-Тайга (3970 м). У межах східної, найбільш піднесеною частини, перебувають південно-західні схили СхідногоСаяна,Тоджинская улоговина,Восточно-Тувинское нагір'я з хребтом АкадемікаОбручева і нагір'яСангилен. Для північного сходу та сходу республіки характернітаежние лісу, сухі степу вТувинской і напівпустельні ландшафти вУбсунурской улоговинах, гірські тундри у високогір'ї. На території республіки протікають близько восьмої тисяч річок, серед найбільш великими є Єнісей іХемчик, є 11солено-грязевих і більше 8 прісних озер загальною площею понад 300 км2.

Кліматрезко-континентальний, в літній час температура повітря може піднятись ще до плюс 40 >oЗ, взимку температура знижується до мінус 50 З. Літо це часто буває посушливим, зима переважно малосніжна.

У надрах РеспублікиТива зосереджені значні запаси руд, містять срібло, золото, вісмут, мідь, нікель, кобальт. Є передумови до створення високорентабельного гірничо-металургійного провадження у глибоку переробку рудних концентратів родовищ рідкісних видів металевих руд. Ресурсний потенціал республіки по золоту становить 500 т, у тому числі 200 т зосереджене уроссипних родовищах. До цінним видам сировини республіки, у яких велике значення для Туви, так країни загалом, слід віднести кам'яне вугілля, руди заліза, кольорових, шляхетних і рідкісних металів, сировину для хімічної промисловості, будівельні матеріали. Нині уведено підрозділи до господарський оборот лише ресурси вугілля азбесту, використовують нерудні матеріали потреб будівництва.

Промисловість є одним із базових галузей економіки, що значною мері впливає тенденцію розвитку створеного валового регіонального продукту республіки. Провідними галузями промисловості республіки є: кольорова металургія (видобуток кобальту і золота), електроенергетика і харчова промисловість.

>Випуском промислової продукції проводять близько 300 підприємств і підсобних промислових виробництв при непромислових організаціях.

Кольорова металургія. Значне збільшення обсягів продукції останні роки у цілому в промисловості досягнуто рахунок зростання виробництва на 33,3 % кольоровому металургії. З кольорових металів нині видобувається лише золото. Основними підприємствами золотовидобутку республіки є старанні артілі.

Електроенергетика. Частка електроенергетики в промисловому виробництві становить 28,6 %. Вироблення електроенергії здійснюєтьсяКизилской ТЕЦ.

Харчова промисловість. Частка галузі промисловому виробництві становить 21,3 %. У республіці виробляються хлібобулочні, кондитерські, макаронні, ковбасні,ликероводочние вироби, м'ясна продукція.

1.2 Електропостачання РеспублікиТива

Зовнішнє електропостачання Тува здійснюється за двомаВЛ 220 кВ:

«>Шушенская опорна Туран Кизил» від Красноярської енергосистеми загальною протяжністю 307 км;

«>Абаза Ак-Довурак» протяжністю 221 кілометрів відХакасской енергосистеми.

Власні джерела генеруючої потужності Кизилская ТЕЦ встановленої потужністю 17 МВт.

>Тувинская енергосистема пов'язані зЗападними електричними мережами Монгольської Народної Республіки поВЛ 110 кВ «>Чадан Хандагайти Улан-Гом».


2 Розрахунок і аналіз електричних режимів

2.1 Опис програмного комплексуREGIM

Розрахунки, встановлених режимів електроенергетичних систем та мереж (>ЭЭС) становлять значну частину загального обсягу досліджень, виконуваних під час вирішення завдань експлуатації, розвитку та проектуванняЭЭС. Аналізуючи результати цих розрахунків, можна отримати роботу відповіді такі практично важливі питання: можна здійснити цей режим, т. е, чи можлива передача по аналізованої електричної системі (мережі) даних потужностей; становить чи струми і в елементахЭЭС допустимих (граничних) значень; не виходять чи напруги в вузлових точках за задані межі; які втрати активної потужності мережі; як відключення чи включення нових елементівЭЭС (генераторів, навантажень, ліній електропередач тощо. буд.) напотокораспределение в розрахункової схемоюЭЭС, рівні напруг і.

Поряд із розв'язанням перелічених питань розрахунки встановлених електричних режимів необхідно проводити для перевірки допустимості режиму при оперативної оцінці поточних станів і оперативному (до діб) управлінні чи, при короткостроковому (тиждень, добу), довгостроковому (квартал, рік) і перспективному (до 35 років) плануванні режимів, під час вирішення заявок (>нa ремонти основного устаткуванняЭЭС й розв'язанні інших питань. Їх особливу увагу загалом комплексі режимних розрахунків залежить від того обставиною, що вони теж мають як зазначена вище самостійного значення, але й є вихідними чи підвалинами складніших розрахунків, виконуваних в оцінці і планування втрат електроенергії, оптимізації режимів, аналізі статичної і динамічної стійкості, щодо струмів короткі замикання та інших завдань. експлуатації і проектуванняЭЭС.

У цьому дипломної роботі до розрахунку встановленого режиму електроенергетичної системи використовуєтьсяпрограммно-математический комплексREGIM.

2.2 Розрахунок параметрів схеми заміщення ліній електропередач

Малюнок 2 – Схема заміщення ліній електропередач

Вихідними даними є

  номінальне напруга лінії, кВ;

  довжина лінії, км;

марка дроти;

  удільне активне опір дроти,Ом/км;

  відстань між сусідніми проводами, м.

Питома індуктивне опір дроти визначимо за словами [>4],Ом/км

де внутрішнє індуктивне опір дроти (для кольорових металів =1),

Величинасреднегеометрического відстані міжфазними проводами при горизонтальному розташуванні визначимо за словами, м

Фактичний радіусмногопроволочних дротів визначимо за словами, мм

де перетин алюмінієвої частини дроти, мм2; перетин сталевої частини дроти, мм2.

Повне опір лінії,Ом

>Активной провідністю зневажимо, оскільки номінальне напруга лінії менш 220 кВ.

>Реактивная провідність лінії,мкСм

Вихідні параметри ліній наведені у таблиці 2.


Таблиця 2 Вихідні параметри ліній

Номери граничних вузлів Номінальне напруга, кВ Довжина лінії, км Марка дроти >Погонное опір,Ом/км
1-2 220 221,0 АС 300/39 >0,098+j0,429
2-3 70,3
14-15 220 73,9 АС 240/35 >0,120+j0,405
14-16 143,0
6-7 110 87,0 АС 300/39 >0,098+j0,429
7-8 26,5
8-9 108,8 АС 240/35 >0,120+j0,405
9-10 4,87
10-11 5,9
17-18 17,8

Розрахункові параметри ліній наведені у таблиці 2.1.

Таблиця 2.1 Розрахункові параметри ліній

Номери граничних вузлів Повне еквівалентну опір лінії,Ом >Реактивная провідність,мкСм
1-2 >21,66+j94,88 583,0
2-3 6,89+j30,14 186,0
6-7 8,53+j37,32 230,0
7-8 2,6+j44,1 70,0
8-9 >13,75+j44,1 303,9
9-10 0,306+j1,03 28,7
14-15 17,16+j57,92 401,8
14-16 8,87+j29,93 207,7
17-18 >2,14+j4,54 29,16

 

2.3 Параметри схеми заміщення трансформаторів

Оскільки підстанції «Міська» 110/35/10 здійснюється реконструкція то зв'язку зі збільшенням навантаження потрібно замінити трансформатори більш потужні. Повна потужність,предаваемая як максимальних навантажень, становить 25,0МВ·А

де – потужність трансформатора,МВ·А;

– коефіцієнт завантаження, рівний 0,7.

Тоді потужність трансформатора становитиме,МВ·А

По довідковим матеріалам вибираємо 2 трансформатораТРДН-25000/110.

>Определим коефіцієнт завантаження, %

де – число трансформаторів.

Коефіцієнт завантаження ні перевищувати величини 60–70 %; в розглянутий разі ця умова виконується.

>Определим коефіцієнт аварійної перевантаження, %

Коефіцієнт аварійної перевантаження ні перевищувати величини 130–140 %; в розглянутий разі це основна умова виконується.

2.3.1 Параметри схеми заміщеннядвухобмоточних трансформаторів з розщепленими обмоткамиНН

У таблиці 2.6 наведено каталожні параметри трансформаторів [1].

Таблиця 2.2 Параметри трансформаторів

Назва підстанції Тип

nт

U>вн /Uне, кВ

>px, кВт

>qx,квар

R,Ом X,Ом
Міська >ТРДН-25000/110 2 115/10,5 120 175 2,54 55,9

2.3.2 Параметри схеми заміщенняавтотрансформаторов

У таблиці 2.3 наведено каталожні параметриавтотрансформаторов.

Таблиця 2.3 – Параметриавтотрансформаторов

Назва підстанції Тип

nт

>qx,квар

>px, кВт

R обмоток,Ом X обмоток,Ом
У З М У З М
>Чадан >АТДЦТН-32000/220/121/ 3 440 32 3,74 3,74 7,5 198 0 364
>Кизил >АТДЦТН-63000/220/121 2 192 45 1,4 1,4 2,8 104 0 195.6

 

2.4 Параметри навантажень і генеруючих вузлів

Параметри навантажень максимального режиму представлені у таблиці 2.4.

Таблиця 2.4 Параметри навантажень максимального режиму

Назва підстанції Номер вузла навантаження Потужність навантаження

активна,Pзв, МВт

реактивна,Qзв,Мвар

>Ак-Довурак 2 16,1 8,6
>Чадан (>110кВ.) 5 3,4 1,0
>Чадан (10 кВ.) 6 17,4 11,6
>Ариг-Узю 7 2,7 1,1
>Шагонар 8 6,3 2,4
Південна 10 12,6 7,27
>Кизил (>110кВ.) 11 3,5 0,4
>Кизил (>10кВ.) 13 19,4 4,5
Західна 17 30,0 14,5
Міська 18 23,4 6,7

 

Параметри навантажень мінімального режиму представлені у таблиці 2.5.

Таблиця 2.5 Параметри навантажень мінімального режиму

Назва підстанції Номер вузла навантаження Потужність навантаження

активна,Pзв, МВт

реактивна,Qзв,Мвар

>Ак-Довурак 2 6,2 18,5
>Чадан (>110кВ.) 5 1,3 0,6
>Чадан (10 кВ.) 6 8,2 12,3
>Ариг-Узю 7 1,0 0,4
>Шагонар 8 2,3 1,0
Південна 10 7,8 4,4
>Кизил (>110кВ.) 11 6,7 0,3
>Кизил (>10кВ.) 13 5,7 3,0
Західна 17 20,0 8,72
Міська 18 8,6 6,1

Параметри генеруючих вузлів представлені у таблиці 2.6

Таблиця 2.6 Параметри генеруючих вузлів

Вигляд генеруючого вузла Номер вузла Номінальне напруга, U, кВ
ПСШушенская (котрий балансує вузол) 15 235
ПСАбаза (опорний вузол) 1 232

2.5 Аналіз нормальних встановлених режимів

З результатів розрахунку нормального режиму, які у додатку А, видно, що напруги в вузлах відповідають нормі, що зафіксовано у таблиці 2.7.

Таблиця 2.7 – Значення напруг у вузлах нормального режимі Укилловольтах

Назва підстанції Напруга в вузлах в максимальному режимі, кВ Напруга в вузлах в мінімальному режимі, кВ
>Чадан 107,6 122,0
>Ариг-Узю 105,0 119,3
>Шагонар 104,2 118,4
Міська 101,8 114,0
Південна 102,7 114,1
Західна 100,5 113,3

>Заниженние значення напруги в вузлах в максимальному режимі – це наслідок те, що цієї системи має місце дефіцит реактивної потужності.

Задля підтримки напруги на ПС міська необхідно встановити ХСК потужністю 25Мвар.

ХСК можна встановити боці якВН іНН, перелічивши режим з урахуванням батарей конденсаторів, отримані параметри режиму зведемо в таблицю 2.8.

Таблиця 2.8 – Значення напруг у вузлах у і втрат потужності системі нормального режимі із установкою ХСК на ПС Міська вкиловольтах

Назва підстанції Напруга в вузлах в максимальному режимі з урахуванням ХСК 10 кВ. Втрати потужності мережі з ХСК10кВ, МВт Напруга в вузлах в максимальному режимі з урахуванням ХСК 110 кВ.  Втрати потужності мережі з ТСК 110 кВ, МВт
>Чадан 121,2 6,9 121,3 6,06
>Ариг-Узю 118,1 121,3
>Шагонар 117,2 117,3
Міська 113,8 114,0
Південна 113,9 114,1
Західна 112,7 112,8

Аналізуючи таблицю 3.2 установка ХСК 110 кВ дозволяє їм отримати кращі напруги проти установкою ХСК 10 кВ, також знижуються втрати потужності мережі на 12 %.


2.6 Аналіз післяаварійних встановлених режимів

Підпослеаварийним режимом прийматимемо два в крайніх випадках, коли відключаються працюючі лініїШушенская –Туран (15-14) , іАбазаАк-Довурак (1-2). У цьому системі функціонує пристрій автоматичного обмеження зниження напругиУАОСН, який повністю відключає навантаження за незначного зниження напруги нижче припустимого в максимальному режимі на підстанціях Міська іКизил, всі розрахунки зведемо до таблиць.

Значення напруг у вузлах в максимальному післяаварійному режимі із установкою ХСК 110 кВ на підстанції Міська представлені у таблиці 2.9

Таблиця 2.9 – Значення напруг у вузлах в максимальному післяаварійному режимі із установкою ХСК110кВ на підстанціїГородскаявкиловольтах

Назва підстанції Напруга в вузлах в післяаварійному режимі після відключення лінії 1-2. >Потеримощности у мережі, МВт Напруга в вузлах в післяаварійному режимі після відключення лінії 14-15. Втрати потужності мережі МВт
>Чадан 103,6 10,51 113,9 11,2
>Ариг-Узю 104,0 109,7
>Шагонар 104,5 109,1
Міська 111,2 108,1
Південна 111,7 108,1
Західна 110,1 107,2

Значення напруг

Страница 1 из 7 | Следующая страница

Схожі реферати:

Навігація