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 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 Т_max (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 Т_max

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 I_P-расчетный ток, А;

j_H-нормированная плотность тока, А/мм².

Для заданного числа использования максимальной нагрузки 4500 ч j_H = 1,1 А/мм².

Значение I_P 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 (Т_max), а коэффициент К_м отражает участие нагрузки ВЛ в максимуме энергосистемы.

Рассчитываем коэффициенты К_м 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: Р_max=61 МВт, Q_max=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 S_сред = 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: Р_max = 30 МВт, Q_max = 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 S_сред = 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: Р_max = 14 МВт, Q_max = 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 S_сред = 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