Министерство транспорта Российской Федерации
Департамент водного транспорта
Новосибирская Государственная Академия Водного Транспорта
Кафедра ЭСЭ
Электромеханический факультет
Расчётно-графическая работа
По дисциплине: “Автономные береговые электроэнергетическиесистемы”
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 напонижающих 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 развитияэнергосистемы
1. Исходные данные
Схема существующей электрической сети (Рис.1).
Мощности шин действующих подстанций (10 и 35кВ) режимамаксимальных нагрузок (Табл.1) на пятый год эксплуатации сооружаемой сети.
Геометрическое расположение существующих (Табл.2) и местсооружения 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 энергосистемыс учетом мощностей новых нагрузок.
Ориентировочный состав видов нагрузок новых подстанций (Табл.4)
Зимние и летние суточные графики нагрузки характерных днейновых подстанций (Табл.5).
Напряжение пункта питания в режимах максимальных нагрузокподдерживается на уровне 242 кВ.
Номинальное напряжение на шинах низкого напряжения новыхподстанций — 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 сетиМощности 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 подстанцийПодстанция
х
у А 63 Б 107 -33 В 12 -57 Г 66 -50
Таблица 3
Координатыположения, мощности нагрузок новых подстанций и время использования максимальнойнагрузки ТmaxПодстанция
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 летниесуточные 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 иПС-3 в принятых координатах (табл.3). Намечаем несколько вариантов соединенияточек новых подстанций с близлежащими подстанциями (рис.2).
/>
Рис.2. Варианты радиально-магистральных и замкнутых схемсоединения новых ЛЭП
Расстояния между пунктами 1, 2 и 3, а также между ними иблизрасположенными существующими подстанциями приведены ниже:
/>
/>
/>
/>
/>
Сопоставим намеченные варианты по критерию суммарной длиныновых ЛЭП.
Радиальные варианты:
/>
/>
/>
Кольцевые варианты:
/>
/>
Из приведённых вариантов для дальнейшего рассмотрениявыбираем радиально-магистральный вариант Р-2.
3. Выбор номинальных напряжений сооружаемых ЛЭП
Выбор номинальных напряжений выполняем по эмпирическойформуле:
/>,
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 таблице6.
Таблица 6
Выборноминальных напряжений ВЛ варианта радиально-магистральной сетиВЛ
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, таккак 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 менятьтрансформаторы подстанции А.
4. Определение сечений проводов сооружаемых ЛЭП
Суммарное сечение (F) проводов фазыпроектируемой ВЛ составляет:
/>,
гдеIP-расчетныйток, А;
jH-нормированнаяплотность тока, А/мм2.
Для заданного числа использования максимальной нагрузки 4500ч jH=1,1 А/мм2.
Значение IPопределяется по выражению:
/>
где I5 — ток линии напятый год её эксплуатации в нормальном режиме;
/> - коэффициент,учитывающий изменение нагрузки по годам эксплуатации линии. Для линий 110…220кВ значение /> может быть принято равным1,05, что соответствует математическому ожиданию этого коэффициента в зоненаиболее часто встречающихся темпов роста нагрузки.
/> - коэффициент,учитывающий число часов использования максимальной нагрузки ВЛ (Тmax), а коэффициент Км отражает участиенагрузки ВЛ в максимуме энергосистемы.
Рассчитываем коэффициенты Км для нагрузок новыхподстанций (табл.7).
Таблица 7Под — 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 0,805 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-магистральнойсетиВЛ 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 помеханической прочности ВЛ свыше 1 кВ и условиям короны и радиопомех.
Выбранные сечения подлежат проверке по предельно допустимомутоку в послеаварийных и ремонтных режимах. Для двухцепных ЛЭП послеаварийнымтоком является удвоенное значение нормального тока в режиме максимальныхнагрузок (табл.9).
/>
Таблица 9
Результатырасчетов при выборе проводов ВЛ для радиального вариантаЛЭП
/> 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 — максимальнаянагрузка подстанции в нормальном режиме на пятый год эксплуатации;
/> - допустимыйкоэффициент перегрузки трансформаторов;
/> - числотрансформаторов на подстанции.
5.1 Выбор трансформатора на понижающей подстанцииПС-1
Выбираем трансформатор на понижающей подстанции ПС-1 220/110/10кВ с максимальной мощностью нагрузки на пятый год эксплуатации подстанции: Рmax=61 МВт, Qmax=34МВАр.
Строим зимний график нагрузки (рис.2), так как трансформаторнаиболее загружен в зимний период.
/>
Рис.2. Зимний график нагрузки для подстанции ПС-1
Средняя нагрузка характерных зимних суток подстанции Sсред = 54,9 МВА. Выделим продолжительностьступени перегрузки К2 = 69,8 МВА, а К1 каксреднеквадратичное значение оставшейся нагрузки. Оно равно К1 = 35,9МВА.
Соотношение a + b = c + d: a + b = 40,8 МВА. ч; c+ d = 30 МВА. ч.
Для данной подстанции с учетом длительности ступениперегрузки 16 часов />= 1,4, для видаохлаждения OFAF (ДЦ — принудительная циркуляция воздухаи масла с ненаправленным потоком масла).
Так как в разрабатываемой системе электроснабженияподстанции получают питание последовательно, а напряжение до подстанции ПС-1 220кВ, а после 110 кВ. То целесообразнее на ПС-1 поставить автотрансформаторы. Длятого, чтобы учесть мощности последующих подстанций и обеспечить запас мощноститрансформатора с учетом развития, полную мощность ПС-2 и ПС-3 прибавляем кполной мощности ПС-1. Получаем S5 = 120 МВА.
/> = 85,7 МВА
Выбираем два автотрансформатора АТДЦТН-125000/220.5.2 Выбор трансформатора на понижающей подстанцииПС-2
Выбираем трансформатор на понижающей подстанции ПС-2 110/10кВ с максимальной мощностью нагрузки на пятый год эксплуатации подстанции: Рmax = 30 МВт, Qmax =17 МВАр.
Строим зимний график нагрузки (рис.3), так как трансформаторнаиболее загружен в зимний период.
/>
Рис.3. Зимний график нагрузки для подстанции ПС-2
Средняя нагрузка характерных зимних суток подстанции Sсред = 23,1 МВА. Выделим продолжительностьступени перегрузки К2 = 34,5 МВА, а К1 каксреднеквадратичное значение оставшейся нагрузки. Оно равно К1 = 23,1МВА.
Соотношение a + b = c + d: a + b = 9,6 МВА. ч; c+ d = 11,4 МВА. ч.
Для данной подстанции с учетом длительности ступениперегрузки 4 часа />= 1,5, для видаохлаждения ONAF (Д — принудительная циркуляциявоздуха и естественная циркуляция масла).
/> = 23 МВА
Выбираем два трансформатора ТРДН-25000/110.
5.3 Выбор трансформатора на понижающей подстанцииПС-3
Выбираем трансформатор на понижающей подстанции ПС-2 110/10кВ с максимальной мощностью нагрузки на пятый год эксплуатации подстанции: Рmax = 14 МВт, Qmax =8 МВАр.
Строим зимний график нагрузки (рис.4), так как трансформаторнаиболее загружен в зимний период.
/>
Рис.4. Зимний график нагрузки для подстанции ПС-3
Средняя нагрузка характерных зимних суток подстанции Sсред = 11,3 МВА. Выделим продолжительностьступени перегрузки К2 = 16,1 МВА, а К1 каксреднеквадратичное значение оставшейся нагрузки. Оно равно К1 = 10,8МВА.
Соотношение a + b = c + d: a + b = 3,2 МВА. ч; c+ d = 3 МВА. ч.
Для данной подстанции с учетом длительности ступениперегрузки 4 часа />= 1,5, для видаохлаждения ONAF (Д — принудительная циркуляциявоздуха и естественная циркуляция масла).
/> = 7,5 МВА
Выбираем два трансформатора ТДН-10000/110.
6. Принципиальная схема расчетного вариантаразвития энергосистемы
/>
Рис.5. Принципиальная схема расчетного варианта развитияэнергосистемы