Автономные береговые электроэнергетические системы (стр. 1 из 2)

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

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 Т_max

Подстанция	x	y	P	Q	T_max
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
Под - станция	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	U_ном, 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.