📄Работа №105897
Тема: Реконструкция электрической части понизительной подстанции 110/10 кВ «Тугулым»
Характеристики работы
Тип работы
Бакалаврская работа
Предмет
Электроэнергетика
Объем:
76 листов
Год:
2021
Просмотров:
283
4220
руб.
🛒 Купить работу
Не подходит эта работа?
Закажите новую по вашим требованиям
Узнать цену на написание
Закажите новую по вашим требованиям
Представленный материал является образцом учебного исследования, примером структуры и содержания учебного исследования по заявленной теме. Размещён исключительно в информационных и ознакомительных целях.
Workspay.ru оказывает информационные услуги по сбору, обработке и структурированию материалов в соответствии с требованиями заказчика.
Размещение материала не означает публикацию произведения впервые и не предполагает передачу исключительных авторских прав третьим лицам.
Материал не предназначен для дословной сдачи в образовательные организации и требует самостоятельной переработки с соблюдением законодательства Российской Федерации об авторском праве и принципов академической добросовестности.
Авторские права на исходные материалы принадлежат их законным правообладателям. В случае возникновения вопросов, связанных с размещённым материалом, просим направить обращение через форму обратной связи.
Настоящий учебно-методический информационный материал размещён в ознакомительных и исследовательских целях и представляет собой пример учебного исследования. Не является готовым научным трудом и требует самостоятельной переработки.
📋 Содержание
Введение 4
1 Анализ реконструируемой подстанции 6
2 Выбор электрической схема подстанции 16
3 Определение требуемой мощности трансформаторов и выбор типа
трансформаторов 17
4 Расчет токов короткого замыкания 30
4.1 Расчет симметричных токов короткого замыкания на подстанции после
реконструкции 30
4.2 Расчет несимметричных токов короткого замыкания на подстанции
после реконструкции 34
5 Выбор оборудования электрической части понизительной подстанции после
реконструкции 40
5.1 Выбор оборудования электрической части понизительной подстанции
после реконструкции на стороне 110 кВ 40
5.2 Выбор оборудования электрической части понизительной подстанции
после реконструкции на стороне 10 кВ 49
6 Релейная защита силовых трансформаторов 53
7 Молниезащита и заземление подстанции 62
7.1 Расчет системы молниезащиты подстанции 62
7.2 Заземление подстанции 65
Заключение 69
Список используемых источников
1 Анализ реконструируемой подстанции 6
2 Выбор электрической схема подстанции 16
3 Определение требуемой мощности трансформаторов и выбор типа
трансформаторов 17
4 Расчет токов короткого замыкания 30
4.1 Расчет симметричных токов короткого замыкания на подстанции после
реконструкции 30
4.2 Расчет несимметричных токов короткого замыкания на подстанции
после реконструкции 34
5 Выбор оборудования электрической части понизительной подстанции после
реконструкции 40
5.1 Выбор оборудования электрической части понизительной подстанции
после реконструкции на стороне 110 кВ 40
5.2 Выбор оборудования электрической части понизительной подстанции
после реконструкции на стороне 10 кВ 49
6 Релейная защита силовых трансформаторов 53
7 Молниезащита и заземление подстанции 62
7.1 Расчет системы молниезащиты подстанции 62
7.2 Заземление подстанции 65
Заключение 69
Список используемых источников
📖 Введение
Территория Российской Федерации покрыта электрическими сетями, которые объединены в Единую Национальную Электрическую Сеть (ЕНЭС). В ЕНЭС кроме внутренних сетей входят электрические сети, обеспечивающие передачу электрической энергии соседним государствам, при этом передача электрической энергии обеспечивается как по линиям переменного напряжения, так и через вставки постоянного тока. Передача электрической энергии на постоянном напряжении обеспечивается в государства, с которыми Единая Энергетическая Система (ЕЭС) России работает не параллельно.
В состав ЕЭС России входят электрические станции, подстанции, а также линии электропередачи. В настоящее время в ЕЭС России функционируют высоковольтные линии электропередачи напряжением до 750 кВ. Строительство таких высоковольтных линий связано с увеличением передаваемой мощности от источников к потребителям и повышением надежности всей энергосистемы России.
Рост потребляемой мощности в ЕЭС России связан в первую очередь с развитием экономики. Основным правилом в развитии энергосистем является жесткое требование опережающего развития. Другими словами, темп развития энергосистемы должен опережать темпы развития экономики. Не соблюдение такого правила может существенно ухудшить экономический климат для инвесторов и снизить увеличение ВВП страны.
Поэтому вопросы, связанные с развитием Единой Энергетической Системы России, являются всегда актуальными.
Намеченные правительством Российской Федерации планы по цифровой трансформации и цифровизации всех отраслей ставят задачу использования новых цифровых технологий во всех отраслях народного хозяйства и в первую очередь в электроэнергетической отрасли России.
Основная часть ЕЭС России была построена и введена в эксплуатацию во времена СССР, поэтому большинство оборудования, установленного на объектах электроэнергетической отрасли просто не способны к цифровой трансформации, поэтому необходимо выполнять поэтапную замену устаревшего оборудования.
При выполнении выпускной квалификационной работы (ВКР) планируется рассмотреть разработку варианта реконструкции понижательной подстанции, оборудование которой физически и морально устарели и не способно осуществлять электроснабжение потребителей с высокой степенью качества и надежности.
Подстанции классифицируются по уровням напряжения, а также по роли в энергосистеме. Они могут быть проходными, тупиковыми, узловыми, ответвительными. В зависимости от роди подстанции в ЕЭС выбирается соответствующая компоновка и схема подстанции.
Целью ВКР является разработка проекта реконструкции электрической части понизительной подстанции.
Поставленная в ВКР цель требует решения следующих задач:
- Анализ объекта реконструкции и определение направлений модернизации оборудования.
- Выбор оптимального состава оборудования подстанции.
- Выполнение расчетов для систем защиты подстанции от аварийных ситуаций.
При решении задач, поставленных в ВКР, необходимо использовать современные инструменты проектирования и действующие методические рекомендации. При выборе оборудования подстанции необходимо отдавать предпочтение оборудованию российского производства. При выполнении ВКР используются данные представленные в открытых, общедоступных источниках [7], [6].
В состав ЕЭС России входят электрические станции, подстанции, а также линии электропередачи. В настоящее время в ЕЭС России функционируют высоковольтные линии электропередачи напряжением до 750 кВ. Строительство таких высоковольтных линий связано с увеличением передаваемой мощности от источников к потребителям и повышением надежности всей энергосистемы России.
Рост потребляемой мощности в ЕЭС России связан в первую очередь с развитием экономики. Основным правилом в развитии энергосистем является жесткое требование опережающего развития. Другими словами, темп развития энергосистемы должен опережать темпы развития экономики. Не соблюдение такого правила может существенно ухудшить экономический климат для инвесторов и снизить увеличение ВВП страны.
Поэтому вопросы, связанные с развитием Единой Энергетической Системы России, являются всегда актуальными.
Намеченные правительством Российской Федерации планы по цифровой трансформации и цифровизации всех отраслей ставят задачу использования новых цифровых технологий во всех отраслях народного хозяйства и в первую очередь в электроэнергетической отрасли России.
Основная часть ЕЭС России была построена и введена в эксплуатацию во времена СССР, поэтому большинство оборудования, установленного на объектах электроэнергетической отрасли просто не способны к цифровой трансформации, поэтому необходимо выполнять поэтапную замену устаревшего оборудования.
При выполнении выпускной квалификационной работы (ВКР) планируется рассмотреть разработку варианта реконструкции понижательной подстанции, оборудование которой физически и морально устарели и не способно осуществлять электроснабжение потребителей с высокой степенью качества и надежности.
Подстанции классифицируются по уровням напряжения, а также по роли в энергосистеме. Они могут быть проходными, тупиковыми, узловыми, ответвительными. В зависимости от роди подстанции в ЕЭС выбирается соответствующая компоновка и схема подстанции.
Целью ВКР является разработка проекта реконструкции электрической части понизительной подстанции.
Поставленная в ВКР цель требует решения следующих задач:
- Анализ объекта реконструкции и определение направлений модернизации оборудования.
- Выбор оптимального состава оборудования подстанции.
- Выполнение расчетов для систем защиты подстанции от аварийных ситуаций.
При решении задач, поставленных в ВКР, необходимо использовать современные инструменты проектирования и действующие методические рекомендации. При выборе оборудования подстанции необходимо отдавать предпочтение оборудованию российского производства. При выполнении ВКР используются данные представленные в открытых, общедоступных источниках [7], [6].
✅ Заключение
Тема ВКР связана с реконструкцией электрической части понизительной подстанции. В качестве объекта выбрана понизительная подстанция «Тугулым» расположенная в Свердловской области в черте городского округа Тугулым. Для разработки проекта реконструкции выполнен анализ подстанции «Тугулым»: определено ее местоположение и связь с соседними подстанциями энергосистемы.
Получены текущие значения загрузки силовых трансформаторов по данным замеров мощности в характерные дни годового зимнего максимума и годового летнего минимума выполненные эксплуатирующей организацией. Значение полной расчетной мощности при выполнении проекта реконструкции определено на основании проведенного прогнозирования роста нагрузок, полученные прогнозные значения нагрузок подстанции использованы при выборе типа и мощности силовых трансформаторов. Проведенное прогнозирование роста нагрузок потребителей подстанции «Тугулым» 110/10 позволило обосновать актуальность темы выпускной квалификационной работы.
Для подстанции «Тугулым» определена схема ОРУ 110 кВ и РУ 10 кВ Так как роль подстанции в энергосистеме не меняется после реконструкции и сохраняется переменный график нагрузки, то для ОРУ 110 кВ выбрана схема ОРУ 110-5АН, а для РУ 10 кВ схема 10(6) - «Одна секционированная выключателем система шин».
Для выбора оптимальной мощности силовых трансформаторов на подстанции на основании полученных прогнозных значений полной мощности потребителей определено значение расчетной мощности силовых трансформаторов по значению которой выполнен поиск марок трансформаторов по каталогам производителей. Для технико-экономического сравнения вариантов установки силовых трансформаторов выбраны СТ марки ТМН 10000/110/10 производства Группа СВЭЛ и ТМН 16000/110/10 производства ООО «Тольяттинский Трансформатор»
Расчет потерь электрической энергии на подстанции «Тугулым» согласно загрузке по годовому упорядоченному графику определена итоговая стоимость потерь электрической энергии для каждого варианта установки СТ. Сравнение технико-экономических показателей для двух вариантов установки СТ позволило принять решение об установке на подстанции после реконструкции двух силовых трансформаторов марки ТМН 10000/110/10.
Для выполнения выбора оборудования подстанции необходимо требовалось проведения расчета токов короткого замыкания. Для этого в ВКР составлена схема для расчета симметричных и несимметричных токов короткого замыкания и определены параметры схемы замещения необходимые для проведения расчетов на основании данных полученных в разделах 1, 2 и 3 ВКР. На основании расчетов получены значения трехфазного тока короткого замыкания на стороне ВН и на стороне НН подстанции. Значение периодической составляющей тока КЗ в начальный момент времени на стороне 110 кВ составило 2056 А, а на стороне 10 кВ 4279 А. Значение ударного тока трехфазного КЗ на стороне 110 кВ составило 5234 А, а на стороне 10 кВ 11657 А. Полученные значения несимметричных токов КЗ оказались ниже чем симметричных, поэтому при выборе оборудования в разделе 5 ВКР были использованы значения симметричных КЗ на стороне 110 кВ и 10 кВ.
Для установки на подстанции выбраны высоковольтные выключатели на стороне 110 и 10 кВ. На стороне 110 кВ принят высоковольтный колонковый выключатель ВГТ-110, на стороне 10 кВ вакуумный выключатель ВБМУ-10-12,5. Выбраны разъединители марки РГ-110-2 и РГ-110-1 для установки на ОРУ 110 кВ проектируемой подстанции. Выбрана гибкая ошиновка ОРУ 110 кВ и выполнена проверка на коронированные проводов. Гибкую ошиновку ОРУ 110 кВ предполагается выполнить приводом парки АС-95/16. Выбраны оптические трансформаторы тока и напряжения, которые позволяют осуществлять подключение измерительных цепей и цепей релейной защиты. При этом все сигналы передаются по оптическим каналам связи и не требуется дополнительная проверка измерительных трансформаторов и выбор их по мощности обмоток.
Для защиты силовых трансформаторов от повреждений выполнен расчет уставок срабатывания для микропроцессорного терминала защиты силового трансформатора. Построена характеристика срабатывания дифференциальной защиты силового трансформатора и выполнена проверка чувствительности дифференциальной защиты силового трансформатора. Согласно расчетному значению уставки защиты обеспечивают требуемый уровень чувствительности и обеспечивает защиту силового трансформатора от повреждений.
Выполнен расчет системы молниезащиты подстанции «Тугулым» 110/10 кВ в котором учтено изменение состава оборудования и компоновки подстанции. Определены наиболее высокие объекты на подстанции относительно которых выполнен расчет зон действия молниеотводов.
Спроектирована система заземления подстанции с учетом размещения оборудования на территории ОРУ 110 кВ. Система заземления выполнена горизонтальными и вертикальными заземлителями. Вертикальные заземлители выполнены стальным уголком 50x50x4 мм, а горизонтальные заземлители выполнены стальной полосой 40x4 мм. Результаты расчета сопротивления системы заземления проверены относительно тока замыкания на землю полученного в разделе 3 ВКР.
В результате выполнения цель ВКР, обозначенная во введении достигнута, все задачи выполнены.
Получены текущие значения загрузки силовых трансформаторов по данным замеров мощности в характерные дни годового зимнего максимума и годового летнего минимума выполненные эксплуатирующей организацией. Значение полной расчетной мощности при выполнении проекта реконструкции определено на основании проведенного прогнозирования роста нагрузок, полученные прогнозные значения нагрузок подстанции использованы при выборе типа и мощности силовых трансформаторов. Проведенное прогнозирование роста нагрузок потребителей подстанции «Тугулым» 110/10 позволило обосновать актуальность темы выпускной квалификационной работы.
Для подстанции «Тугулым» определена схема ОРУ 110 кВ и РУ 10 кВ Так как роль подстанции в энергосистеме не меняется после реконструкции и сохраняется переменный график нагрузки, то для ОРУ 110 кВ выбрана схема ОРУ 110-5АН, а для РУ 10 кВ схема 10(6) - «Одна секционированная выключателем система шин».
Для выбора оптимальной мощности силовых трансформаторов на подстанции на основании полученных прогнозных значений полной мощности потребителей определено значение расчетной мощности силовых трансформаторов по значению которой выполнен поиск марок трансформаторов по каталогам производителей. Для технико-экономического сравнения вариантов установки силовых трансформаторов выбраны СТ марки ТМН 10000/110/10 производства Группа СВЭЛ и ТМН 16000/110/10 производства ООО «Тольяттинский Трансформатор»
Расчет потерь электрической энергии на подстанции «Тугулым» согласно загрузке по годовому упорядоченному графику определена итоговая стоимость потерь электрической энергии для каждого варианта установки СТ. Сравнение технико-экономических показателей для двух вариантов установки СТ позволило принять решение об установке на подстанции после реконструкции двух силовых трансформаторов марки ТМН 10000/110/10.
Для выполнения выбора оборудования подстанции необходимо требовалось проведения расчета токов короткого замыкания. Для этого в ВКР составлена схема для расчета симметричных и несимметричных токов короткого замыкания и определены параметры схемы замещения необходимые для проведения расчетов на основании данных полученных в разделах 1, 2 и 3 ВКР. На основании расчетов получены значения трехфазного тока короткого замыкания на стороне ВН и на стороне НН подстанции. Значение периодической составляющей тока КЗ в начальный момент времени на стороне 110 кВ составило 2056 А, а на стороне 10 кВ 4279 А. Значение ударного тока трехфазного КЗ на стороне 110 кВ составило 5234 А, а на стороне 10 кВ 11657 А. Полученные значения несимметричных токов КЗ оказались ниже чем симметричных, поэтому при выборе оборудования в разделе 5 ВКР были использованы значения симметричных КЗ на стороне 110 кВ и 10 кВ.
Для установки на подстанции выбраны высоковольтные выключатели на стороне 110 и 10 кВ. На стороне 110 кВ принят высоковольтный колонковый выключатель ВГТ-110, на стороне 10 кВ вакуумный выключатель ВБМУ-10-12,5. Выбраны разъединители марки РГ-110-2 и РГ-110-1 для установки на ОРУ 110 кВ проектируемой подстанции. Выбрана гибкая ошиновка ОРУ 110 кВ и выполнена проверка на коронированные проводов. Гибкую ошиновку ОРУ 110 кВ предполагается выполнить приводом парки АС-95/16. Выбраны оптические трансформаторы тока и напряжения, которые позволяют осуществлять подключение измерительных цепей и цепей релейной защиты. При этом все сигналы передаются по оптическим каналам связи и не требуется дополнительная проверка измерительных трансформаторов и выбор их по мощности обмоток.
Для защиты силовых трансформаторов от повреждений выполнен расчет уставок срабатывания для микропроцессорного терминала защиты силового трансформатора. Построена характеристика срабатывания дифференциальной защиты силового трансформатора и выполнена проверка чувствительности дифференциальной защиты силового трансформатора. Согласно расчетному значению уставки защиты обеспечивают требуемый уровень чувствительности и обеспечивает защиту силового трансформатора от повреждений.
Выполнен расчет системы молниезащиты подстанции «Тугулым» 110/10 кВ в котором учтено изменение состава оборудования и компоновки подстанции. Определены наиболее высокие объекты на подстанции относительно которых выполнен расчет зон действия молниеотводов.
Спроектирована система заземления подстанции с учетом размещения оборудования на территории ОРУ 110 кВ. Система заземления выполнена горизонтальными и вертикальными заземлителями. Вертикальные заземлители выполнены стальным уголком 50x50x4 мм, а горизонтальные заземлители выполнены стальной полосой 40x4 мм. Результаты расчета сопротивления системы заземления проверены относительно тока замыкания на землю полученного в разделе 3 ВКР.
В результате выполнения цель ВКР, обозначенная во введении достигнута, все задачи выполнены.
ИЛИ
Поиск аналога
📕 Список литературы
🛒 Оформить заказ
⚡ Работу высылаем в течении 5 минут после оплаты.