Автономные береговые электроэнергетические системы (стр. 2 из 2)
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 МВАВыбираем 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 МВАВыбираем 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 МВАВыбираем два трансформатора ТДН-10000/110.
6. Принципиальная схема расчетного варианта развития энергосистемы
Рис.5. Принципиальная схема расчетного варианта развития энергосистемы