Составление
вариантов схемы электрической сети
I вариант
II вариант
III вариант
ДП.
2103002. 06. 41а. 09 . ПЗ. лист 3 лист КП.
0901000. 06. 301. 15. ПЗ.
2
лист 3
К
дальнейшему расчету принимаем III
и IV
варианты, т.к. они наиболее короткие
по длине
IV вариант
V вариант
VI вариант
КП.
0901000. 06. 301. 15. ПЗ.
Выбор
типа и мощности силовых трансформаторов Для
подстанции №1
Принимаем
к установке трансформатор типа
ТДТН-40/110/35/10
табл.1
Тип Напряжение
обмоток,
кВ Потери,
кВт Uк% I% ВН СН НН ΔРхх ΔРк.з U1-2 U1-3 U2-3 ТДТН-40 115 38,5 11 50 200 10,5 17 6 0,8
(Л-2
табл. П.3-2) Определяем
параметры трансформатора
Определяем
потери в обмотках трансформатора
лист 4
КП.
0901000. 06. 301. 15. ПЗ.
лист 5
рис.1
КП.
0901000. 06. 301. 15. ПЗ.
КП.
2101. 03. 31. 02. ПЗ. лист
8
лист 6 Выбор
типа и мощности силовых трансформаторов
Для
подстанции №2
Принимаем
к установке трансформатор типа
ТРДН-25/110//10
табл.2 Тип Напряжение
обмоток,
кВ Потери,
кВт Uк% I% ΔРхх ΔРк.з ТРДН-25 115 10,5 29 120 10,5 0,75
(Л-2
табл. П.3-2) Определяем
параметры трансформатора
Определяем
потери в обмотках трансформатора
рис.2
КП.
0901000. 06. 301. 15. ПЗ.
лист 7
Выбор типа и
мощности силовых трансформаторов
Для
подстанции №3
Принимаем
к установке трансформатор типа
ТРДН-40/110/10
табл.3
Тип Напряжение
обмоток,
кВ Потери,
кВт Uк% I% ВН НН ΔРхх ΔРк.з ТРДН-40 115 10,5 42 175 10,5 0,65
(Л-2
табл. П.3-2) Определяем
параметры трансформатора
Определяем
потери в обмотках трансформатора
рис.3
КП.
0901000. 06. 301. 15. ПЗ.
Рассчитываем
I-ый
вариант
рис.4
Определяем
токи по участкам: Определяем
сечение по экономической плотности
тока:
Выбираем
промежуточную железобетонную одноцепную
опору на 110 кВ
рис.5
Данные
линии
табл.4 Учас ток дли- на, км провод r0 Ом/км d, мм х0 Ом/км b0 см/км R, Ом X Ом B Q, Мвар
2-3 24 АС-150 0196 17,5 0,389 4,7 0,552 0,425
Л-3
табл. П.1-2
лист
КП.
0901000. 06. 301. 15. ПЗ.
8
Участок
2-3
рис.6
Проверка
лист
КП.
0901000. 06. 301. 15. ПЗ.
9
Определяем
токи по участкам:
Определяем
сечение по экономической плотности
тока:
Выбираем
промежуточную железобетонную одноцепную
опору на 110 кВ
рис.7
10
лист
КП.
0901000. 06. 301. 15. ПЗ.
Данные
линии
табл.5 Учас ток дли- на, км провод r0 Ом/км d, мм х0 Ом/км b0 см/км R, Ом X Ом B Q, Мвар
А-2 33 АС-240 0,122 21,0 0,383 4,026 12,639 0,59 2-1 51 АС-95 0,420 11,4 0,415 21,42 21,165 0,84 1-В
34
АС-240
0,122
21,0 0,383
4,148 13,022
0,613
Л-3
табл. П.1-2 Производим
расчет мощностей в режиме максимальных
нагрузок Участок
А-2
Участок
2-1 Участок
1-В
лист
КП.
0901000. 06. 301. 15. ПЗ.
11
рис.8
лист
КП.
0901000. 06. 301. 15. ПЗ.
12
Рассчитываем
II-ой
вариант
рис.9 Определяем
токи по участкам: Определяем
сечение по экономической плотности
тока:
см.
Л-3 табл. П.1-2
Выбираем
промежуточную железобетонную двухцепную
опору на 110 кВ рис.10
13
ДП.
2103002. 06. 42. 07. ПЗ.
14
КП.
0901000. 06. 301. 15. ПЗ.
лист
14 Выбираем
промежуточную железобетонную двухцепную
опору на 110 кВ
рис.11
Данные
линии
табл.6 Учас ток дли- на, км провод r0 Ом/км d, мм х0 Ом/км b0 см/км R, Ом X Ом B Q, Мвар
А-1 34 2хАС-95 0,316 19,8 0,404 10,74 13,73 1,16 А-2 33 2хАС-150 0,196 17,5 0,411 6,68 13,56 1,101 2-3
24
АС-150
0,196
17,5 0,389 4,7 9,552
0,425
Л-3
табл. П.1-2
Производим
расчет мощностей в режиме максимальных
нагрузок
Участок
3-2
лист
КП.
0901000. 06. 301. 15. ПЗ.
Участок
А-2
Участок
1-А
рис.12
лист
КП.
0901000. 06. 301. 15. ПЗ.
15
Технико-экономическое
сравнение вариантов.
К основным
техническим показателям относятся:
надёжность электроснабжения и
долговечность объекта в целом и отдельных
его частей, условия обслуживания,
количество обслуживающего персонала,
расход цветного металла на провода,
величина номинального напряжения сети.
I-
вариант
табл.6 Участок Район
по гол. Тип
опоры Тип
провода Цена А-2 II ж.
б. АС-240 24,0 2-3 II ж.
б. АС-150 20,0 В-1 II ж.
б. АС-240 24,0 2-1 II ж.
б. АС-95 17,8
(Л-3табл.
§ 42.2 стр.367)
Определяем
капитальные вложения в сооружений
воздушных линий:
Определяем
потери электроэнергии в линии: =2200
ч (Л-3, стр.78, рис.4-3)
Стоимость
потерь электроэнергии в линии:
Стоимость
отчислений на амортизацию и капитальный
ремонт:
см.
Л-3 таб.4-1
ДП.
2103002. 06. 42. 07. ПЗ.
17
лист
КП.
0901000. 06. 301. 15. ПЗ.
16
17 Капитальные
вложения в подстанции:
табл.7 № п/ст I-вар II-вар 1 250 170 2 290 290 3 130 130 Итого:
х 1000 К1п/ст
=469000 К2
п/ст =413000
(Л-3
табл.49.31 § 49.2.)
Годовые
эксплуатационные издержки: Эксплуатационные
расходы :
II-
вариант
табл.8
Участок Район
по гол. Тип
опоры Тип
провода Цена А-1 II ж.
б. АС-95 17,8 А-2 II ж.
б. АС-150 20,0 2-3 II ж
.б. АС-150 20,0
(Л-3
табл. § 42.2 стр.367)
Определяем
капитальные вложения в сооружений
воздушных линий:
Определяем
потери электроэнергии в линии: =2200
ч (Л-3, стр.78,
рис.4-3)
лист
КП.
0901000. 06. 301. 15. ПЗ.
18 Стоимость
потерь электроэнергии в линии:
Стоимость
отчислений на амортизацию и капитальный
ремонт:
см.
Л-3 таб.4-1
Капитальные
вложения в подстанции
Эксплуатационные
расходы:
Для
дальнейшего расчета выбираем II-вариант,
так как он наиболее выгодный по цене
лист
КП.
0901000. 06. 301. 15. ПЗ.
19
Расчет сети в
минимальном режиме
Подстанция
№ 1
рис.13
лист
КП.
0901000. 06. 301. 15. ПЗ.
20
Подстанция
№ 2
рис.14
лист
КП.
0901000. 06. 301. 15. ПЗ.
21
Подстанция
№ 3
рис.15
лист
КП.
0901000. 06. 301. 15. ПЗ.
22 Участок
1-А
Участок
3-2
Участок
А-2
рис.16
лист
КП.
0901000. 06. 301. 15. ПЗ.
Аварийный
режим Участок
3-2 Участок
2-А Участок
1-А
рис.17
лист
КП.
0901000. 06. 301. 15. ПЗ.
23
24
Определение
напряжения на шинах подстанции на ВС
Максимальный
режим
Umax=118
кВ Подстанция
№1
лист
КП.
0901000. 06. 301. 15. ПЗ.
25 Подстанция
№2
Подстанция
№3
Минимальный
режим
Umin=115
кВ
Подстанция
№1
лист
КП.
0901000. 06. 301. 15. ПЗ.
26 Подстанция
№2
Подстанция
№3
Аварийный
режим Uавар=119
кВ
лист
КП.
0901000. 06. 301. 15. ПЗ.
Подстанция
№1
Подстанция
№2
Подстанция
№3
лист
КП.
0901000. 06. 301. 15. ПЗ.
27
28 Выбор
способа регулирования напряжения РПН
9
х 1,77%
табл.10
№ Полож. Добавленное
число витков Wp% Добавленное
число витков в отн.ед. Коэффициент
трансформации Ктр п/ст. №1
п/ст
№2
п/ст
№3
1 2 3 4 5 6 7 8 9
10
11 12 13 14 15 16 17 18 19 +15,93 +14,16 +12,39 +10,69 +8,85 +7,08 +5,31 +3,54 +1,77
0
-1,77 -3,54 -5,31 -7,08 -8,85 -10,62 -12,39 -14,16 -15,93
1,1593 1,1416 1,1239 1,1062 1,0885 1,0708 1,0531 1,0354 1,0177
1
0,9823 0,9646 0,9469 0,9292 0,9115 0,8938 0,8761 0,8584 0,8407 12,11 11,92 11,74 11,55 11,37 11,189 11,004 10,82 10,63
10,26 10,08 9,89 9,71 9,52 9,34 9,15 9,78 8,97
max min
авар
min max авар
min
max авар
Подстанция
№1 Максимальный
режим Минимальный
режим Аварийный
режим
лист
КП.
0901000. 06. 301. 15. ПЗ.
лист 29 Подстанция
№2 Максимальный
режим Минимальный
режим Аварийный
режим
Подстанция
№3 Максимальный
режим Минимальный
режим Аварийный
режим
КП.
0901000. 06. 301. 15. ПЗ.
лист 30 ПБВ2
х 2,5%
табл.11 Кол-во пер. Доб.W Доб.
W-ое Коэф.транс формации Режим
раб. 1 +5 1,05 3,13 авар. 2 +2,5 1,025 3,05 min 3 0 1
4 -2,5 0,975 2,9 max 5 -5 0,95 2,83
Максимальный
режим Минимальный
режим Аварийный
режим
КП.
0901000. 06. 301. 15. ПЗ.
лист 31
Список
используемой литературы:
Дукенбаев
К. «Энергетика Казахстана» Боровиков
В. А., Косарев В. К., Ходот Г. А. «Электрические
сети энергетических систем» Электротехнический
справочник, книга 1, том 3, под общей
редакцией Орлова И. Н., Энергоиздат,
2000г. ПУЭ
КП.
0901000. 06. 301. 15. ПЗ.