Автономные береговые электроэнергетические системы
Министерство транспорта Российской Федерации
Департамент водного транспорта
Новосибирская Государственная Академия Водного Транспорта
Кафедра ЭСЭ
Электромеханический факультет
Расчётно-графическая работа
По дисциплине: “Автономные береговые электроэнергетические системы”
Выполнил: студент
группы ЭТУ - 41
Аладников А.Н.
Проверил: преподаватель
Малышева Е.П.
Новосибирск 2007 г.
Содержание
1. Исходные данные
Схема существующей электрической сети (Рис.1).
Мощности шин действующих подстанций (10 и 35кВ) режима максимальных нагрузок (Табл.1) на пятый год эксплуатации сооружаемой сети.
Геометрическое расположение существующих (Табл.2) и мест сооружения новых (Табл.3) подстанций в декартовой системе координат.
Максимальные мощности новых узлов нагрузки (новых подстанций) на пятый год их эксплуатации (Табл.3).
Время использования максимальной нагрузки Тmax (Табл.3), для общего годового графика энергосистемы с учетом мощностей новых нагрузок.
Ориентировочный состав видов нагрузок новых подстанций (Табл.4)
Зимние и летние суточные графики нагрузки характерных дней новых подстанций (Табл.5).
Напряжение пункта питания в режимах максимальных нагрузок поддерживается на уровне 242 кВ.
Номинальное напряжение на шинах низкого напряжения новых подстанций - 10кВ.
Место строительства - Западная Сибирь.
Материал опор для ВЛ всех напряжений - железобетон.
Рис.1. Схема существующей электрической сети 220/100 кВ
Таблица 1
Мощности режима максимальных нагрузок существующей сети
Мощности нагрузок
А-10
Б-35
Б-10
В-10
Г-10
Активная, МВт
110
15
10
80
90
Реактивная, МВАр
70
10
5
50
60
Таблица 2
Координаты расположения существующих подстанций
Подстанция
х
у
А
63
0
Б
107
-33
В
12
-57
Г
66
-50
Таблица 3
Координаты положения, мощности нагрузок новых подстанций и время использования максимальной нагрузки Тmax
Подстанция
x
y
P
Q
Tmax
ПС-1
55
15
61
34
4500
ПС-2
81
35
30
17
ПС-3
107
46
14
8
Таблица 4
Состав нагрузки сооружаемых подстанций, %
Под - станция
Состав нагрузки
Осветительная нагрузка
Промышленная трёхсменная
Промышленная двухсменная
Промышленная односменная
Электрифициро-ванный транспорт
Сельско-хозяйственное производство
ПС-1
20
20
15
15
30
-
ПС-2
20
20
40
10
-
10
ПС-3
40
15
-
-
-
45
Таблица 5
Зимние и летние суточные графики характерных дней для новых подстанций, %
Время
ПС-1
ПС-2
ПС-3
Зима
Лето
Зима
Лето
Зима
Лето
P
Q
P
Q
P
Q
P
Q
P
Q
P
Q
0: 00
45
43
33
31
45
40
33
32
58
58
37
34
1: 00
42
41
24
23
34
32
26
25
50
52
33
32
2: 00
43
42
24
23
30
30
23
22
45
46
30
31
3: 00
44
44
22
22
30
29
27
27
44
44
28
30
4: 00
47
45
25
24
36
35
45
43
46
45
34
35
5: 00
53
52
30
30
56
55
60
58
52
50
44
46
6: 00
73
71
67
66
78
77
74
73
68
66
52
53
7: 00
90
92
76
77
100
99
75
74
80
80
56
55
8: 00
100
100
80
81
100
100
72
72
86
85
54
54
9: 00
100
100
70
71
96
95
62
60
84
82
50
50
10: 00
92
95
68
68
90
88
55
52
80
78
47
48
11: 00
91
93
69
70
80
81
50
50
72
70
45
46
12: 00
93
90
70
71
70
73
47
45
66
66
43
44
13: 00
88
86
68
68
66
67
46
44
65
65
42
45
14: 00
87
85
69
68
66
67
45
44
66
65
40
43
15: 00
92
94
70
71
66
68
45
45
67
66
41
44
16: 00
95
95
68
69
65
68
46
46
70
70
44
46
17: 00
100
100
70
72
64
67
48
47
86
85
48
49
18: 00
98
95
75
75
72
70
54
52
100
100
55
57
19: 00
97
94
80
78
83
80
62
60
98
99
65
65
20: 00
96
93
80
78
85
84
65
63
95
96
65
65
21: 00
88
86
70
72
80
80
64
62
80
80
60
63
22: 00
78
77
48
47
65
64
49
47
68
68
52
43
23: 00
58
56
34
35
53
50
35
34
63
62
41
42
Среднее
78,75
77,88
57,92
57,92
67,08
66,63
50,33
49,04
70,38
69,92
46,08
46,67
2. Выбор вариантов схем соединения ЛЭП
Имеются данные о расположении новых подстанций ПС-1, ПС-2 и ПС-3 в принятых координатах (табл.3). Намечаем несколько вариантов соединения точек новых подстанций с близлежащими подстанциями (рис.2).
Рис.2. Варианты радиально-магистральных и замкнутых схем соединения новых ЛЭП
Расстояния между пунктами 1, 2 и 3, а также между ними и близрасположенными существующими подстанциями приведены ниже:
Сопоставим намеченные варианты по критерию суммарной длины новых ЛЭП.
Радиальные варианты:
Кольцевые варианты:
Из приведённых вариантов для дальнейшего рассмотрения выбираем радиально-магистральный вариант Р-2.
3. Выбор номинальных напряжений сооружаемых ЛЭП
Выбор номинальных напряжений выполняем по эмпирической формуле:
,
где Р - мощность (МВт) на одну цепь, L - длина линий (км).
Расстояния между подстанциями увеличиваем на 20% относительно воздушной прямой.
Исходные данные по нагрузкам подстанций приведены в таблице 6.
Таблица 6
Выбор номинальных напряжений ВЛ варианта радиально-магистральной сети
ВЛ
L, км
L+20%, км
P, МВт
Цепей
U, кВ
Uном, кВ
А-1
17
20,4
105
2
108,8
110 (220)
1-2
32,8
39,4
44
2
103,2
110
2-3
28,2
33,8
14
2
74,6
110
Для линии А-1 целесообразно выбрать напряжение 220 кВ, так как в этом случае придется поменять сечение проводов линии 0-А и, возможно, опоры. А если выбрать напряжение 110 кВ, то плюс ко всему этому придется менять трансформаторы подстанции А.
4. Определение сечений проводов сооружаемых ЛЭП
Суммарное сечение (F) проводов фазы проектируемой ВЛ составляет:
,
где IP-расчетный ток, А;
jH-нормированная плотность тока, А/мм2.
Для заданного числа использования максимальной нагрузки 4500 ч jH = 1,1 А/мм2.
Значение IP определяется по выражению:
где I5 - ток линии на пятый год её эксплуатации в нормальном режиме;
- коэффициент, учитывающий изменение нагрузки по годам эксплуатации линии. Для линий 110…220 кВ значение может быть принято равным 1,05, что соответствует математическому ожиданию этого коэффициента в зоне наиболее часто встречающихся темпов роста нагрузки.
- коэффициент, учитывающий число часов использования максимальной нагрузки ВЛ (Тmax), а коэффициент Км отражает участие нагрузки ВЛ в максимуме энергосистемы.
Рассчитываем коэффициенты Км для нагрузок новых подстанций (табл.7).
Таблица 7
Под - стан - ция
Активная мощность подстанции Р
Состав различных видов потребителей новых п/ст.,%, для Км, о. е.
Км
Освещение
Пром. трёх-сменная
Пром. двух-сменная
Пром. одно-сменная
Электриф. транспорт
С/х
1
0,85
0,75
0,15
1
0,75
ПС-1
61
20
20
15
15
30
0
0,805
ПС-2
30
20
20
40
10
-
10
0,76
ПС-3
14
40
15
-
-
-
45
0,865
Результаты расчетов сечений проводов новых ЛЭП сведены в (табл.8).
Таблица 8
Расчет сечений проводов ЛЭП варианта радиально-магистральной сети
ВЛ
Р, МВт
Q, МВАр
Uном, кВ
Цепей
I5, А
Iрасч, А
F, мм2
Fстанд, мм2
А-1
105
59
220
2
158
1,2
199,1
181
185
1-2
44
25
110
2
132,8
1,28
178,5
162,3
185
2-3
14
8
110
2
42,3
1,14
50,6
46
70
Для всех воздушных линий выбираем сталеалюминиевые провода.
При выборе стандартных сечений были учтены ограничения по механической прочности ВЛ свыше 1 кВ и условиям короны и радиопомех.
Выбранные сечения подлежат проверке по предельно допустимому току в послеаварийных и ремонтных режимах. Для двухцепных ЛЭП послеаварийным током является удвоенное значение нормального тока в режиме максимальных нагрузок (табл.9).
Таблица 9
Результаты расчетов при выборе проводов ВЛ для радиального варианта
ЛЭП
Предварительное сечение
Марка провода
А-1
316
185
510
АС-185/29
510
1-2
265,6
185
510
АС-185/29
510
2-3
84,6
70
265
АС-70/11
265
5. Выбор трансформаторов на понижающих подстанциях
Трансформаторы выбираем по условию:
,
где S5 - максимальная нагрузка подстанции в нормальном режиме на пятый год эксплуатации;
- допустимый коэффициент перегрузки трансформаторов;
- число трансформаторов на подстанции.
5.1 Выбор трансформатора на понижающей подстанции ПС-1
Выбираем трансформатор на понижающей подстанции ПС-1 220/110/10 кВ с максимальной мощностью нагрузки на пятый год эксплуатации подстанции: Рmax=61 МВт, Qmax=34 МВАр.
Строим зимний график нагрузки (рис.2), так как трансформатор наиболее загружен в зимний период.
Рис.2. Зимний график нагрузки для подстанции ПС-1
Средняя нагрузка характерных зимних суток подстанции Sсред = 54,9 МВА. Выделим продолжительность ступени перегрузки К2 = 69,8 МВА, а К1 как среднеквадратичное значение оставшейся нагрузки. Оно равно К1 = 35,9 МВА.
Соотношение a + b = c + d: a + b = 40,8 МВА. ч; c + d = 30 МВА. ч.
Для данной подстанции с учетом длительности ступени перегрузки 16 часов = 1,4, для вида охлаждения OFAF (ДЦ - принудительная циркуляция воздуха и масла с ненаправленным потоком масла).
Так как в разрабатываемой системе электроснабжения подстанции получают питание последовательно, а напряжение до подстанции ПС-1 220 кВ, а после 110 кВ. То целесообразнее на ПС-1 поставить автотрансформаторы. Для того, чтобы учесть мощности последующих подстанций и обеспечить запас мощности трансформатора с учетом развития, полную мощность ПС-2 и ПС-3 прибавляем к полной мощности ПС-1. Получаем S5 = 120 МВА.
= 85,7 МВА
Выбираем два автотрансформатора АТДЦТН-125000/220.
5.2 Выбор трансформатора на понижающей подстанции ПС-2
Выбираем трансформатор на понижающей подстанции ПС-2 110/10 кВ с максимальной мощностью нагрузки на пятый год эксплуатации подстанции: Рmax = 30 МВт, Qmax = 17 МВАр.
Строим зимний график нагрузки (рис.3), так как трансформатор наиболее загружен в зимний период.
Рис.3. Зимний график нагрузки для подстанции ПС-2
Средняя нагрузка характерных зимних суток подстанции Sсред = 23,1 МВА. Выделим продолжительность ступени перегрузки К2 = 34,5 МВА, а К1 как среднеквадратичное значение оставшейся нагрузки. Оно равно К1 = 23,1 МВА.
Соотношение a + b = c + d: a + b = 9,6 МВА. ч; c + d = 11,4 МВА. ч.
Для данной подстанции с учетом длительности ступени перегрузки 4 часа = 1,5, для вида охлаждения ONAF (Д - принудительная циркуляция воздуха и естественная циркуляция масла).
= 23 МВА
Выбираем два трансформатора ТРДН-25000/110.
5.3 Выбор трансформатора на понижающей подстанции ПС-3
Выбираем трансформатор на понижающей подстанции ПС-2 110/10 кВ с максимальной мощностью нагрузки на пятый год эксплуатации подстанции: Рmax = 14 МВт, Qmax = 8 МВАр.
Строим зимний график нагрузки (рис.4), так как трансформатор наиболее загружен в зимний период.
Рис.4. Зимний график нагрузки для подстанции ПС-3
Средняя нагрузка характерных зимних суток подстанции Sсред = 11,3 МВА. Выделим продолжительность ступени перегрузки К2 = 16,1 МВА, а К1 как среднеквадратичное значение оставшейся нагрузки. Оно равно К1 = 10,8 МВА.
Соотношение a + b = c + d: a + b = 3,2 МВА. ч; c + d = 3 МВА. ч.
Для данной подстанции с учетом длительности ступени перегрузки 4 часа = 1,5, для вида охлаждения ONAF (Д - принудительная циркуляция воздуха и естественная циркуляция масла).
= 7,5 МВА
Выбираем два трансформатора ТДН-10000/110.
6. Принципиальная схема расчетного варианта развития энергосистемы
Рис.5. Принципиальная схема расчетного варианта развития энергосистемы
Нравится материал? Поддержи автора!
Ещё документы из категории физика:
Чтобы скачать документ, порекомендуйте, пожалуйста, его своим друзьям в любой соц. сети.
После чего кнопка «СКАЧАТЬ» станет доступной!
Кнопочки находятся чуть ниже. Спасибо!
Кнопки:
Скачать документ