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

Таблица 2

Координаты расположения существующих подстанций

Таблица 3

Координаты положения, мощности нагрузок новых подстанций и время использования максимальной нагрузки Т_max

Таблица 4

Состав нагрузки сооружаемых подстанций, %

Таблица 5

Зимние и летние суточные графики характерных дней для новых подстанций, %

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

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

Результаты расчетов сечений проводов новых ЛЭП сведены в (табл.8).

Таблица 8

Расчет сечений проводов ЛЭП варианта радиально-магистральной сети

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

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