Дипломная работа: Проект новой подстанции для обеспечения электроэнергией нефтеперерабатывающего завода

Дипломная работа: Проект новой подстанции для обеспечения электроэнергией нефтеперерабатывающего завода

Халитов А.А. Проект развития Западного участка Сургутских электрических сетей с разработкой подстанции 110/35/10 кВ. - Сургут: ЮУрГУ, Э, 2006, 148 с, 23 рис. приложений, 7 листов чертежей ф. А1.

Произведён анализ режимов работы электрической сети. Предложены меры по реконструкции района, с подключением новой подстанций. Рассчитаны перспективные режимы сети с использованием программы ENERGO.

Разработан проект новой подстанции 110/35/10 кВ для обеспечения электроэнергией нефтеперерабатывающего завода, предусматривающий установку современного оборудования. Составлены сметы капитальных вложений на строительство подстанции 110 кВ и сделан расчёт себестоимости передачи электрической энергии. Проработаны вопросы релейной защиты проектируемой подстанции. Рассмотрены вопросы грозозащиты, заземления и охраны труда. В приложении приведены результаты расчётов режимов сети в различных вариантах работы сети.

Содержание

Аннотация

Введение

Характеристика промышленного района

2 Анализ существующей схемы электрической сети района

2.1Нагрузки потребителей

2.2 Баланс мощности

2.2.1Баланс активных мощностей

2.2.2 Баланс реактивных мощностей

2.3Анализ работы трансформаторов установленных в системе

2.4Расчёт приведённых нагрузок подстанций

2.5 Расчет и анализ существующего режима

2.5.1 Расчет параметров режима

2.5.2 Нагрузки ЛЭП существующей сети в максимальном режиме

2.5.3 Проверка сети по отклонению напряжения

2.5.4 Проверка ЛЭП по нагреву

2.6 Варианты развития схемы сети

2.6.1 Сравнение вариантов развития сети

2.6.2 Выбор сечений проводов и анализ работы сети

2.7 Присоединение новой подстанции

2.7.1 Расчет основных установившихся режимов работы сети с подключением подстанции «НПЗ

2.7.1.1 Первый вариант в максимальном режиме

2.7.1.2 Второй вариант в максимальном режиме

2.7.2 Анализ работы системы в минимальном режиме

2.7.3 Анализ послеаварийного режима

2.8 Выбор отпаек трансформатора на подстанции НПЗ

2.8.1 Режим существующих нагрузок (максимальный

2.8.2Минимальный режим

2.8.3  Послеаварийный режим

2.8.4  Расчет стандартной отпайки для всех режимов

3  Технико–экономическое сравнение вариантов подключения

 подстанции НПЗ

3.1.1  Капитальные затраты на сооружение сети

3.1.2  Годовые эксплуатационные расходы

3.1.3  Приведенные затраты

4   Расчет токов короткого замыкания

4.1  Ручной расчет токов короткого замыкания

4.2  Расчет токов короткого замыкания в программе ENERGO

5 Выбор электрооборудования на подстанции НПЗ

5.1 Выбор оборудования на стороне ВН 110 кВ

5. 1 1 Выключатели и разъединители на 110 кВ, установленные

на вводах

5.1.2  Выбор трансформаторов тока

5.1.3  Выбор трансформаторов напряжения

5.1.4  Ограничители перенапряжения

5.1.5  Токоведущие части

5.2 Выбор оборудования на стороне СН 35 кВ

5.2.1 Выключатели и разъединители на 35 кВ

5.2.2 Выбор трансформаторов ток

5.2.3 Выбор трансформаторов напряжения

5.2.4 Ограничители перенапряжения

5.3 Выбор оборудования на стороне НН 10 кВ

5.3.1 Выключатели на 10 кВ

5.3.2 Выбор трансформаторов тока

5.3.3 Выбор трансформаторов напряжения

5.3.4Выбор КРУ

5.3.5 Выбор трансформатора собственных нужд

5.4 Выбор аккумуляторных батарей

6 Испытания электрооборудования

6.1 Общее положение по применению

6.2. Испытание изоляции приложенным напряжением

6.2.1 Испытание напряжением переменного тока

6.2.2. Испытание напряжением постоянного тока

6.3 Проведение испытаний

6.4 Измерение характеристик изоляционных конструкций

6.5 Схемы измерений. Экранирование

6.6 Измерение сопротивления изоляции

6.7 Методы определения параметров изиляции

7 Обеспечение безопасности на подстанции

7.1 Компоновка ОРУ 110 кВ, ОРУ 35 кВ и ЗРУ 10 кВ

7.2 Расчет заземляющего устройства

7.2.1 Назначение и конструкции заземляющих устройств

7.2.2 Расчет заземляющих устройств

7.3 Средства индивидуальной защиты

7.4 Контроль изоляции

7.5 Противопожарные мероприятия

7.6 Трансформаторы

7.7 Помещение ОПУ

7.8 Кабели

7.9 Помещение АКБ

7.10 Молниезащита ОРУ

7.11 Освещение на ОРУ

7.12 Электромагнитные поля в производственых условиях

7.12.1 Влияние электромагнитных полей на организм человека

7.12.2 Защита от электромагнитных изучений

8 Экономическая часть

8.1.1 Определяемся с фондом заработанной платы рабочих и служащих наших сетей

8.1.2 Составление сметы капитальных вложений на сооружение линий

и подстанций

8.1.3 Постоянные затраты

8.1.4 Определение производственных затрат при передаче и

распределение электроэгии

8.1.5  Себестоимость электроэнергии

8.2  Доходы организаций

8.3  Расходы организаций

8.4  Налог на прибыль

9 Релейная защита и автоматика на подстанции «НПЗ

9.1 Выбор видов защиты для оборудования подстанции

9.1.1 Защита трансформаторов с обмоткой высшего напряжения

110кВ

9..1.2 Защита воздушных линий в сетях напряжением 35 кВ

с изолированной нейтралью

9.1.3 Защита воздушных и кабельных линий в сетях напряжением

 3 - 10 кВс изолированной нейтралью

9.1.4 Защита шин, защита на секционном выключателе

9.2 Выбор поставщика оборудования и типоисполнение

терминалов РЗА

9.2.1 Защита трансформатора

9.2.2 Выбор релейной защиты и автоматики КРУ 6 и ОРУ 35 кВ

9.3 Расчет МТЗ для отходящей линии 35 кВ

9.4 АПВ линий с одностороннем питанием

9.4.1 Выполнение функции АПВ

Введение

Темой данного дипломного проекта является строительство подстанции в сети Западного района, а также разработка эскизного проекта развития районной электрической сети в связи с ростом нагрузок на существующих подстанциях, для строительства нефтеперерабатывающего завода.

Для экономического развития Западной Сибири в первую очередь необходимо подымать промышленность. А так как, в этом регионе имеется и добывается нефть, то необходимо начинать со строительства нефтеперерабатывающего завода. Это приведет к образованию новых рабочих мест для высоко квалифицированных рабочих и служащих, дополнительные поступления в бюджет региона, будет способствовать к снижению цен на горюче-смазочные материалы из-за уменьшения транспортных расходов. Поэтому подстанции с потребителями такого вида как нефтеперерабатывающие заводы, должны обладать высокой

1. Характеристика промышленного района

От Сургутской ГРЭС-1 получают питание подстанции Сургутских электрических сетей «Сургут», «Имилор», «Почитлор» от этих подстанций в свою очередь питаются подстанции западного района 110/35/6-10кВ.

Задачей данного проекта является создание эскизного проекта развития районной электрической сети в связи с появлением новых нагрузок в связи со строительством завода. В процессе проектирования решаются следующие задачи:

-  анализируется существующая сеть энергосистемы и составляется баланс активных и реактивных мощностей с учетом перспективного развития рассматриваемого района;

-  выбираются рациональные варианты схем электрической сети с обоснованием конфигурации сети, номинальных напряжений, числа и мощности трансформаторов на подстанциях, материала и сечений проводов ЛЭП;

-  сопоставляются предложенные схемы по техническим показателям, и выбирается оптимальный вариант по результатам технико-экономического анализа;

-  рассчитываются режимы работы сети;

-  рассматривают необходимость поддержания качества электроэнергии и производят выбор средств регулирования;

-  определяются экономические показатели принятой схемы электрической сети

Рассматриваемый проектом участок Западного района, а именно: подстанция «НПЗ» напряжением 100/35/10 кВ, имеющая два трансформатора ТРДН-25000/110/35/10 кВ. На стороне 110 кВ ОРУ выполнено по схеме мостика с ремонтной перемычкой со стороны линии, а ОРУ 35 кВ имеет схему двойная система сборных шин с обходной. К подстанции подходят две линии 110 кВ с сечением провода АС-120мм2 ;

2 Анализ существующей схемы электрической сети района

2.1 Нагрузки потребителей

Нагрузки потребителей не являются величиной постоянной. От режимов потребления электроэнергии зависят режимы работы энергетических установок. Для расчета электрической сети использовались нагрузки, приближенные к реальному потребителю в период наибольших нагрузок, которой приходится на средний отрезок зимы (декабрь). Исходные мощности нагрузок показаны на электрической схеме района.

2.2 Баланс мощности

2.2.1 Баланс активных мощностей

В каждый момент времени в систему должно поступать от генераторов электростанций столько электроэнергии, сколько в этот момент необходимо всем потребителям с учетом потерь при передаче, то есть баланс по активным мощностям при неизменной частоте записывается как

, (1)

где  –суммарная генерируемая активная мощность электростанций;

– суммарное потребление мощности.

Баланс активных мощностей обеспечивается за счет обменной мощности с соседними энергосистемами через балансирующий узел. Этот узел генерирует необходимое количество активной мощности при дефиците ее в сетевом районе либо потребляет ее при избытке. В данном случае таким узлом является подстанция №1.

Потребление активной мощности в системе складывается из нагрузок потребителей , собственных нужд (с.н.) электрических станций , потерь мощности в линиях  и трансформаторах :

. (2)

 Суммарные потери активной мощности в линиях примем 2%,в трансформаторах 1,2% от мощности нагрузок . Потери в трансформаторах учитываются только для тех подстанций, где нагрузки заданы со стороны шин низкого напряжения. Нагрузки подстанций и потери в трансформаторах сведены в таблицу 1.

Таблица 1 – Активные нагрузки на подстанциях и потери в трансформаторах

Суммарные потери активной мощности в линиях примем 2% от мощности всех нагрузок:

 (3)

где m% – процент потерь в линии, m% = 2;

 – суммарная мощность потребителей;

Мощность нагрузок: ∑Рн = 400,2 МВт.

2.2.2 Баланс реактивных мощностей

Балансу реактивной мощности в системе соответствует выражение

(4)

где - суммарная реактивная мощность, вырабатываемая генераторами электростанции при коэффициенте мощности не ниже номинального;

 Потребление реактивной мощности в системе слагается из нагрузок потребителей , собственных нужд электрических станций , потерь мощности в линиях  и трансформаторах .

Потери реактивной мощности для воздушных линий примем 5% от модуля полной передаваемой по линии мощности при 110 кВ. Потери реактивной мощности в трансформаторах примем 7% от полной мощности, проходящей через трансформатор .

Полные нагрузки подстанций и потери реактивной мощности в трансформаторах сведены в таблицу 2.

Таблица 2 – Полные нагрузки на подстанциях и потери в трансформаторах

Потери реактивной мощности для воздушных линий:

  МВАр

Потребление мощности в системе:

∑Sн = 420+(4.74+j29.37)+(8+j21)=420+29.75+22.47=472.22 МВт.

Итогом расчета баланса полной мощности является определение необходимой обменной мощности:

 (5)

Из баланса мощности мы видим,что можно безболезненно для системы подключить нагрузку до 50 МВт.

2.3 Анализ работы трансформаторов установленных в системе

Необходимость в реконструкции подстанции возникает при перспективном росте трансформируемых мощностей, когда коэффициенты нагрузки и аварийной перегрузки трансформаторов превысят допустимые значения, установленные по ГОСТ 14209-85. На время максимума, аварийную перегрузку трансформаторов  рекомендуется принимать равной 140%, продолжительностью до 6 часов, но не более 5 суток, при этом коэффициент загрузки  в нормальном режиме работы трансформатора зависит от количества трансформаторов, установленных на подстанции.

Так как в рассматриваемом сетевом районе потребители в основном 2-й категории надежности, то следует обеспечить их электроснабжение во всех возможных после аварийных ситуациях на подстанциях. Для понижающих подстанций это условие выполняется, если:

(6)

Здесь  – количество и единичная мощность трансформаторов, установленных на подстанциях;

 – количество отключенных трансформаторов;

 – определяется по наибольшей нагрузке с учетом возможного резервирования () по сети низкого напряжения  

Наибольшая нагрузка в нормальном режиме:

где  – коэффициент совмещения максимума.

При проектировании можно принять = 1, = 0.

Приведем пример расчета потерь мощности и коэффициента аварийной перегрузки трансформатора на подстанции Брусничная.

Тип трансформатора ТДТН-25000/110/35/6.

На рисунке 1 - представлена схема замещения трёхобмоточного трансформатора.

Рисунок 1 – Схема замещения трёхобмоточного трансформатора

Количество трансформаторов – 2.

Справочные данные приведены в таблице 3 .

Таблица 3 – Справочные данные трансформатора ТДТН-25000/110/35/6

Мощность подстанции в нормальном режиме:

S= S35 +S6 = 13,34+j5,4+4,4+j1,8 = 17,74+j7,2МВА.

Мощность, приходящаяся на один трансформатор: S=8,87+j3,6 МВА.

Рассчитаем потери в трансформаторе по формулам:

 (7)

 , (8)

 МВАр.

Коэффициент загрузки трансформатора:

 kз==0,38 или 38%. (9)

Коэффициент аварийной перегрузки трансформатора:

Kав==0,76 или 76%.

Аналогичный расчёт проведём для трансформаторов всех подстанций и результат расчета сведём в таблицу 6. Из таблицы видно, что трансформаторы в замене не нуждаются,

2.4 Расчёт приведённых нагрузок подстанций

Подстанции в расчетной схеме учитываются приведенными нагрузками, которые включают в себя заданную мощность подстанции в рассматриваемом режиме Sн и потери мощности в трансформаторах ∆Sт:

Sпр=Sн+∆Sт.

В таблицу 4 сведем приведенные нагрузки.

Таблица 4 – Приведенные нагрузки подстанций.

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10