I
вариант
II
вариант
III
вариант
1.1. Составление вариантов схемы электрической сети
ДП.
2103002. 06. 41а. 09 . ПЗ. лист 3
IV
вариант
V
вариант
VI
вариант
К
дальнейшему расчету принимаем II
и V
варианты, т.к. они наиболее короткие
по длине
Для
подстанции №1
Принимаем
к установке трансформатор типа
ТДТН-40/110/35/10
табл.1.2.1
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
1.2. Выбор типа и мощности силовых трансформаторов.
рис.1
КП.
2101. 03. 31. 02. ПЗ. лист
8
лист 6 Выбор
типа и мощности силовых трансформаторов.
Для
подстанции №2
Принимаем
к установке трансформатор типа
ТДН-16/110/10
табл.1.2.2. Тип Напряжение
обмоток,
кВ Потери,
кВт Uк% I% ΔРхх ΔРк.з ТДН-16 115 11 21 90 10,5 0,8
(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
ТДН-10/110/10
табл.1.2.3 Тип Напряжение
обмоток,
кВ Потери,
кВт Uк% I% ΔРхх ΔРк.з ТДН-10 115 11 14 60 10,5 0,85
(Л-2
табл. П.3-2) Определяем
параметры трансформатора
Определяем
потери в обмотках трансформатора
рис.3
КП.
0901000. 06. 301. 15. ПЗ.
рис.12
лист
КП.
0901000. 06. 301. 15. ПЗ.
16
Рассчитываем
I-ый
вариант
рис.4
Проверка
Определяем
токи по участкам:
лист
КП.
0901000. 06. 301. 15. ПЗ.
8
Определяем
сечение по экономической плотности
тока:
см.
Л-3 табл. П.1-2
Выбираем
одноцепную промежуточную опору на 110
кВ
рис.5
Данные
линии
табл.4 Учас ток дли- на, км токи
по участ. провод r0 Ом/км d, мм х0 Ом/км b0 см/км R, Ом X Ом B Q, Мвар
1’-2 15 105
А АС-170 0,420 11,4 0,415 6,3 6,2 0,2 2-3 20 2
А АС-70 0,420 11,4 0,415 8,4 8,3 0,3 3-1”
25
61
А АС-70
0,420
11,4 0,415
10,5 10,375 0,4
Л-3
табл. П.1-2
9
лист
КП.
0901000. 06. 301. 15. ПЗ.
Производим
расчёт мощностей в режиме максимальных
нагрузок Участок
1’-2 Участок
2-3 Участок
3-1’’
рис.6
лист
КП.
0901000. 06. 301. 15. ПЗ.
10
рис.7 Определяем
токи по участкам: Определяем
сечение по экономической плотности
тока:
АС-95/15
Iдоп=330
А см. Л-3 табл.
П.1-2
Выбираем
двухцепную промежуточную опору на 110
кВ рис.8
Данные
линии табл.5
Учас ток дли- на, км токи
по участ. провод r0 Ом/км d, мм х0 Ом/км b0 см/км R, Ом X Ом B Q, Мвар
А-1 20 238
А АС-95 0,314 13,5 0,404 6,28 8,08 0,6
Л-3
табл. П.1-2
лист
КП.
0901000. 06. 301. 15. ПЗ.
11
рис.9
12
ДП.
2103002. 06. 42. 07. ПЗ.
14
КП.
0901000. 06. 301. 15. ПЗ.
лист
13
Участок А-1
Рассчитываем
II-ой
вариант
рис.10
Определяем
токи по участкам:
лист
КП.
0901000. 06. 301. 15. ПЗ.
Определяем
сечение по экономической плотности
тока:
см.
Л-3 табл. П.1-2
Выбираем
двухцепную промежуточную опору на 110
кВ
рис.11
Данные
линии
табл.5 Учас ток дли- на, км токи
по участ. провод r0 Ом/км d, мм х0 Ом/км b0 см/км R, Ом X Ом B Q, Мвар
А-1 20 405
А АС-150 0,194 17,1 0,389 3,88 7,78 0,7 1-3 25 59
А АС-70 0,420 11,4 0,415 10,5 10,3 0,8 1-2
15
107
А АС-70
0,420
11,4 0,415
6,3 6,2 0,5
Л-3
табл. П.1-2
лист
КП.
0901000. 06. 301. 15. ПЗ.
14
Производим
расчёт мощностей в режиме максимальных
нагрузок
Участок
1-3
Участок
2-1
Участок
А-1
ДП.
2103002. 06. 42. 07. ПЗ.
17
лист
КП.
0901000. 06. 301. 15. ПЗ.
15
17
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 1-3 II ж.
б. АС-70 12,0 1-2 II ж.
б. АС-70 12,0 2-3 II ж.
б. АС-70 12,0 А-1 II ж
.б. АС-95 17,8
(Л-3
табл. § 42.2 стр.367)
Определяем
капитальные вложения в сооружений
воздушных линий:
Определяем
потери электроэнергии в линии: =2100
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
лист
КП.
0901000. 06. 301. 15. ПЗ.
18 Капитальные
вложения в подстанции:
табл.7 № п/ст I-вар II-вар 1 320 320 2 210 130 3 210 130 Итого:
х 1000 К1п/ст
=518000 К2
п/ст =406000
(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 1-3 II ж.
б. АС-70 17,8 1-2 II ж.
б. АС-70 17,8 1-А 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: =2100
ч (Л-3, стр.78,
рис.4-3)
лист
КП.
0901000. 06. 301. 15. ПЗ.
19 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 I-вариант,
так как он наиболее выгодный по цене
лист
КП.
0901000. 06. 301. 15. ПЗ.
20 Расчёт
сети в минимальном режиме
Подстанция
№ 1
рис.13
лист
КП.
0901000. 06. 301. 15. ПЗ.
21
Подстанция
№ 2
рис.14
лист
КП.
0901000. 06. 301. 15. ПЗ.
22
Подстанция
№ 3
рис.15
лист
КП.
0901000. 06. 301. 15. ПЗ.
рис.16
Проверка
Производим
расчёт мощностей в режиме минимальных
нагрузок
Участок
3-1’’
лист
КП.
0901000. 06. 301. 15. ПЗ.
23
24 Участок
2-3 Участок
1’-2
рис.17
Участок А-1
лист
КП.
0901000. 06. 301. 15. ПЗ.
25
рис.18
лист
КП.
0901000. 06. 301. 15. ПЗ.
26 Аварийный
режим Участок
2-3
Участок
3-1’’
рис.19
лист
КП.
0901000. 06. 301. 15. ПЗ.
Участок А-1
рис.20
лист
КП.
0901000. 06. 301. 15. ПЗ.
27
28
Определение
напряжения на шинах подстанции на ВС
Максимальный
режим
Umax=116
кВ Подстанция
№1
лист
КП.
0901000. 06. 301. 15. ПЗ.
лист 29 Подстанция
№2 Подстанция
№3
Минимальный
режим
Umin=114
кВ
КП.
0901000. 06. 301. 15. ПЗ.
лист 30 Подстанция
№1 Подстанция
№2
Подстанция
№3
Аварийный
режим
Uавар=118
кВ
КП.
0901000. 06. 301. 15. ПЗ.
лист 31
Подстанция
№1 Подстанция
№2 Подстанция
№3
КП.
0901000. 06. 301. 15. ПЗ.
лист 32 РПН
9
х 1,77%
Подстанции
№
1,2,3
табл.9 № Полож Добавленное
число витков Wp% Добавленное
число витков в отн.ед. Коэффициент
трансформации Ктр Режим
работы №1 №2
№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 12,114 11,929 11,744 11,559 11,374 11,189 11,004 10,486 10,634
10,265 10,08 9,895 9,71 9,525 9,34 9,155 8,97 8,785
min max авар
min max
авар
min max
авар
Подстанция
№1
Максимальный
режим Минимальный
режим Аварийный
режим
КП.
0901000. 06. 301. 15. ПЗ.
лист 33 Подстанция
№2
Максимальный
режим Минимальный
режим Аварийный
режим
Подстанция
№3
Максимальный
режим Минимальный
режим Аварийный
режим
КП.
0901000. 06. 301. 15. ПЗ.
лист 34 Подстанция
№1 ПБВ
2х
2,5%
табл.10 Положение
переключателя ответвлённой обмотки
220 кВ. Добавочный
процент числа витков. Wв% Относительное
число рабочих витков. Коэффициент
трансформации ВН-НН Режим
работы 1 +5 1,05 3,12
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 авар.
Максимальный
режим Минимальный
режим Аварийный
режим
КП.
0901000. 06. 301. 15. ПЗ.
лист 35
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.
ДП.
2103002. 06. 42. 09. ПЗ.