Автономные береговые электроэнергетические системы
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. Для линии А-1 целесообразно выбрать напряжение 220 кВ, так как в этом случае придется поменять сечение проводов линии 0-А и, возможно, опоры… Читать ещё >
Автономные береговые электроэнергетические системы (реферат, курсовая, диплом, контрольная)
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.
- 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 | ||||||
Реактивная, МВАр | ||||||
Таблица 2
Координаты расположения существующих подстанций
Подстанция | х | у | |
А | |||
Б | — 33 | ||
В | — 57 | ||
Г | — 50 | ||
Таблица 3
Координаты положения, мощности нагрузок новых подстанций и время использования максимальной нагрузки Тmax
Подстанция | x | y | P | Q | Tmax | |
ПС-1 | ||||||
ПС-2 | ||||||
ПС-3 | ||||||
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 | ; | ||||||
ПС-2 | ; | ||||||
ПС-3 | ; | ; | ; | ||||
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 | |||||||||||||
1: 00 | |||||||||||||
2: 00 | |||||||||||||
3: 00 | |||||||||||||
4: 00 | |||||||||||||
5: 00 | |||||||||||||
6: 00 | |||||||||||||
7: 00 | |||||||||||||
8: 00 | |||||||||||||
9: 00 | |||||||||||||
10: 00 | |||||||||||||
11: 00 | |||||||||||||
12: 00 | |||||||||||||
13: 00 | |||||||||||||
14: 00 | |||||||||||||
15: 00 | |||||||||||||
16: 00 | |||||||||||||
17: 00 | |||||||||||||
18: 00 | |||||||||||||
19: 00 | |||||||||||||
20: 00 | |||||||||||||
21: 00 | |||||||||||||
22: 00 | |||||||||||||
23: 00 | |||||||||||||
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 | 20,4 | 108,8 | 110 (220) | ||||
1−2 | 32,8 | 39,4 | 103,2 | ||||
2−3 | 28,2 | 33,8 | 74,6 | ||||
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 | ||||
0,85 | 0,75 | 0,15 | 0,75 | ||||||
ПС-1 | 0,805 | ||||||||
ПС-2 | ; | 0,76 | |||||||
ПС-3 | ; | ; | ; | 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 | 1,2 | 199,1 | ||||||||
1−2 | 132,8 | 1,28 | 178,5 | 162,3 | ||||||
2−3 | 42,3 | 1,14 | 50,6 | |||||||
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 | АС-185/29 | |||||
1−2 | 265,6 | АС-185/29 | ||||
2−3 | 84,6 | АС-70/11 | ||||
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-125 000/220.
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-25 000/110.
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-10 000/110.
6. Принципиальная схема расчетного варианта развития энергосистемы
Рис. 5. Принципиальная схема расчетного варианта развития энергосистемы