Автономные береговые электроэнергетические системы

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 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