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
ТРДН-25/110//10
табл.1 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.1
лист 4
КП.
0901000. 06. 301. 15. ПЗ.
лист 5 Выбор
типа и мощности силовых трансформаторов
Для
подстанции №2
Принимаем
к установке трансформатор типа
ТРДН-32/110//10
табл.2 Тип Напряжение
обмоток,
кВ Потери,
кВт Uк% I% ΔРхх ΔРк.з ТРДН-32 115 10,5 35 145 10,5 0,7
(Л-2
табл. П.3-2) Определяем
параметры трансформатора
Определяем
потери в обмотках трансформатора
рис.2
КП.
0901000. 06. 301. 15. ПЗ.
КП.
2101. 03. 31. 02. ПЗ. лист
8
лист 6
Выбор типа и
мощности силовых трансформаторов Для
подстанции №3
Принимаем
к установке трансформатор типа
ТДТН-40/110/35/10
табл.3
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
КП.
0901000. 06. 301. 15. ПЗ.
лист 7
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 двухцепную
опору на 110 кВ рис.5
лист
КП.
0901000. 06. 301. 15. ПЗ.
8
Выбираем одноцепную промежуточную
опору на 110 кВ рис.6
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
А-3 25 2хАС-70 0,42 15,5 0,415 10,5 10,4 0,8 А-1 45 2хАС-95 0,314 15,5 0,404 14,13 18,18 1,5 1-2
25
АС-95
0,314
15,5 0,404
7,85 10,1
0,4
Л-3
табл. П.1-2 Производим
расчёт мощностей в режиме максимальных
нагрузок Участок
А-3
Участок
2-1
лист
КП.
0901000. 06. 301. 15. ПЗ.
9
Участок
1-А
рис.7
10
лист
КП.
0901000. 06. 301. 15. ПЗ.
Рассчитываем
II-ой
вариант
рис.8
Проверка Определяем
токи по участкам:
лист
КП.
0901000. 06. 301. 15. ПЗ.
11
Определяем
сечение по экономической плотности
тока:
Выбираем
промежуточную железобетонную одноцепную
опору на 110 кВ
рис.9
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-3 25 АС-150 0,195 16,8 0,389 4,875 9,725 0,4 3-1 45 АС-70 0,420 11,4 0,415 18,9 18,67 0,7 1-В
20
АС-185
0,154
18,9 0,383
3,08 7,66
0,3
Л-3
табл. П.1-2
лист
КП.
0901000. 06. 301. 15. ПЗ.
12
Производим
расчет мощностей в режиме максимальных
нагрузок Участок
1-В
Участок
3-1
Участок
А-3
13
ДП.
2103002. 06. 42. 07. ПЗ.
14
КП.
0901000. 06. 301. 15. ПЗ.
лист
14
рис.10
лист
КП.
0901000. 06. 301. 15. ПЗ.
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 2-1 II ж.
б. АС-95 16,4 1-А II ж.
б. 2хАС-95 24,4 А-3 II ж.
б. 2хАС-70 24,6
(Л-3табл.
§ 42.2 стр.367)
Определяем
капитальные вложения в сооружений
воздушных линий:
Определяем
потери электроэнергии в линии: =3500
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.
15
Капитальные
вложения в подстанции:
табл.7 № п/ст I-вар II-вар 1 290 210 2 130 130 3 170 150 Итого:
х 1000 К1п/ст
=590000 К2
п/ст =590000
(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-3 II ж.
б. АС-150 16,9 3-1 II ж.
б. АС-70 18 1-2 II ж
.б. АС-95 16,4 1-В II ж.
б. АС-185 16,5
(Л-3
табл. § 42.2 стр.367)
Определяем
капитальные вложения в сооружений
воздушных линий:
Определяем
потери электроэнергии в линии: =3500
ч (Л-3, стр.78,
рис.4-3)
ДП.
2103002. 06. 42. 07. ПЗ.
17
лист
КП.
0901000. 06. 301. 15. ПЗ.
16
17 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.
18 Расчёт
сети в минимальном режиме
Подстанция
№ 1
рис.11
лист
КП.
0901000. 06. 301. 15. ПЗ.
19
Подстанция
№ 2
рис.12
лист
КП.
0901000. 06. 301. 15. ПЗ.
20
Подстанция
№ 3
рис.13
лист
КП.
0901000. 06. 301. 15. ПЗ.
21
рис.14
Проверка
Производим
расчет мощностей в режиме минимальных
нагрузок
Участок
2-1
лист
КП.
0901000. 06. 301. 15. ПЗ.
22 Участок
1-В
Участок
3-1
Участок
А-3
лист
КП.
0901000. 06. 301. 15. ПЗ.
рис.15
лист
КП.
0901000. 06. 301. 15. ПЗ.
23
24 Аварийный
режим - отключение более мощного
источника Участок
2-1 Участок
3-1 Участок
А-3
рис.16
лист
КП.
0901000. 06. 301. 15. ПЗ.
25
Определение
напряжения на шинах подстанции на ВС
Максимальный
режим
Umax=116
кВ Подстанция
№1 Подстанция
№2
Подстанция
№3
лист
КП.
0901000. 06. 301. 15. ПЗ.
26
Минимальный
режим
Umin=114
кВ Подстанция
№1 Подстанция
№2
лист
КП.
0901000. 06. 301. 15. ПЗ.
Подстанция
№3
Аварийный режим
Uавар=118
кВ
Подстанция
№1
лист
КП.
0901000. 06. 301. 15. ПЗ.
27
28 Подстанция
№2 Подстанция
№3
лист
КП.
0901000. 06. 301. 15. ПЗ.
лист 29 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
min
max
авар
min
max
авар
min max
авар
Подстанция
№1 Максимальный
режим Минимальный
режим Аварийный
режим
КП.
0901000. 06. 301. 15. ПЗ.
лист 30 Подстанция
№2 Максимальный
режим Минимальный
режим Аварийный
режим
Подстанция
№3 Максимальный
режим Минимальный
режим Аварийный
режим
КП.
0901000. 06. 301. 15. ПЗ.
лист 31 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
2 +2,5 1,025 3,05 min 3 0 1 авар. 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 32
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.