Автономные береговые электроэнергетические системы
6
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
- 2. Выбор вариантов схем соединения ЛЭП
- 3. Выбор номинальных напряжений сооружаемых ЛЭП
- 4. Определение сечений проводов сооружаемых ЛЭП
- 5. Выбор трансформаторов на понижающих подстанциях
- 5.1 Выбор трансформатора на понижающей подстанции ПС-1
- 5.2 Выбор трансформатора на понижающей подстанции ПС-2
- 5.3 Выбор трансформатора на понижающей подстанции ПС-3
- 6. Принципиальная схема расчетного варианта развития энергосистемы
1. Исходные данныеСхема 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 кВТаблица 1Мощности 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 ЛЭПИмеются 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 ЛЭПРасстояния 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 ЛЭПВыбор 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 6Выбор 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 ЛЭПСуммарное 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 подстанцияхТрансформаторы 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-1Выбираем 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-1Средняя 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 МВАВыбираем два автотрансформатора АТДЦТН-125000/220.
5.2 Выбор трансформатора на понижающей подстанции ПС-2Выбираем 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-2Средняя 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 МВАВыбираем два трансформатора ТРДН-25000/110.
5.3 Выбор трансформатора на понижающей подстанции ПС-3Выбираем 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-3Средняя 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 МВАВыбираем два трансформатора ТДН-10000/110.
6. Принципиальная схема расчетного варианта развития энергосистемыРис.5. Принципиальная схема расчетного варианта развития энергосистемы