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
|
