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.
3
лист 4
К
дальнейшему расчету принимаем II
и VI
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 автотрансформатор типа
АТДТН-63/220/110/10
табл.1 Тип Напряжение
обмоток,
кВ Потери,
кВт Uк% I% ВН СН НН ΔРхх ΔРк.з U1-2 U1-3 U2-3 АТДТН-63 230 121 11 37 215 11 35 22 0,5
(Л-4
табл. П.3-2)
Определяем
параметры трансформатора Определяем
потери в обмотках трансформатора
лист 5
КП.
0901000. 06. 301. 15. ПЗ.
лист 6
рис.1
КП.
0901000. 06. 301. 15. ПЗ.
КП.
2101. 03. 31. 02. ПЗ. лист
8
лист 7 Выбор
типа и мощности силовых трансформаторов
Для
подстанции №2
Принимаем
к установке трансформатор типа
ТРДН-40/220/10
табл.3 Тип Напряжение
обмоток,
кВ Потери,
кВт Uк% I% ΔРхх ΔРк.з ТРДН-40 230 11 45 170 12 0,8
(Л-4
табл. П.3-2) Определяем
параметры трансформатора
Определяем
потери в обмотках трансформатора
КП.
0901000. 06. 301. 15. ПЗ.
лист 8 Выбор
типа и мощности силовых трансформаторов
Для
подстанции №3
Принимаем
к установке трансформатор типа
ТРДН-63/220/10
табл.3 Тип Напряжение
обмоток,
кВ Потери,
кВт Uк% I% ΔРхх ΔРк.з ТРДН-63 230 11 67 300 12 0,8
(Л-4
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 одноцепную промежуточную
опору на 220 кВ
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
2-3 40 192
А АС-240 0,118 21,6 0,438 4,72 17,52 2,507
Л-4
табл. П.1-2
см.
Л-4 табл. П.1-2
рис.5
лист
КП.
0901000. 06. 301. 15. ПЗ.
9
Участок
2-3
рис.6
рис.7
Проверка
лист
КП.
0901000. 06. 301. 15. ПЗ.
10
Определяем
токи по участкам:
Определяем
сечение по экономической плотности
тока:
Выбираем одноцепную промежуточную
опору на 220 кВ
11
2хАС-240/32
Iдоп
=610 А см. Л-4
табл. П.1-2
рис.8
лист
КП.
0901000. 06. 301. 15. ПЗ.
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-2 52 145
А АС-240 0,118 21,6 0,438 6,136 22,77 3,2 2-1 41 22
А АС-240 0,118 21,6 0,438 4,838 17,95 2,5 1-В
42
201
А АС-240
0,118
21,6 0,438
4,956 18,39 2,6
Л-4
табл. П.1-2
Производим
расчёт мощностей в режиме максимальных
нагрузок
Участок
1-В
Участок
2-1
лист
КП.
0901000. 06. 301. 15. ПЗ.
12
Участок
А-2
рис.9
Рассчитываем
II-ой
вариант
рис.10
лист
КП.
0901000. 06. 301. 15. ПЗ.
13
Определяем
токи по участкам:
Определяем
сечение по экономической плотности
тока:
Выбираем двухцепную промежуточную
опору на 220 кВ
рис.11 Данные
линии
табл.6 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 42 535
А АС-240 0,118 21,6 0,438 4,926 18,396 5,265 1-2 41 312
А АС-240 0,118 21,6 0,438 4,838 17,958 5,139 2-3
40
189
А АС-240
0,118
21,6 0,438
4,72 17,52 2,507
Л-4
табл. П.1-2
14
2хАС-240/32
Iдоп
=610 А см. Л-4
табл. П.1-2
ДП.
2103002. 06. 42. 07. ПЗ.
14
КП.
0901000. 06. 301. 15. ПЗ.
лист
15 Производим
расчёт мощностей в режиме максимальных
нагрузок Участок
3-2 Участок
2-1 Участок
1-А
рис.12
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
таблица 7 Участок Район
по гол. Тип
опоры Тип
провода Цена 2-3 II ж.
б. АС-240/32 34,4 А-2 II ж.
б. АС-240/32 21,0 2-1 II ж.
б. АС-240/32 21,0 1-В II ж.б. АС-240/32 21,0
(Л-5
табл. § 42.2 стр.367)
Определяем
капитальные вложения в сооружений
воздушных линий:
Определяем
потери электроэнергии в линии: =3500
ч (Л-4, стр.78,
рис.4-3)
Стоимость
потерь электроэнергии в линии:
Стоимость
отчислений на амортизацию и капитальный
ремонт:
см.
Л-4 таб.4-1
лист
КП.
0901000. 06. 301. 15. ПЗ.
16
Капитальные
вложения в подстанции:
табл.8 № п/ст I-вар II-вар 1 750+290 750+290 2 360 460 3 360 240 Итого:
х 1000 К1п/ст
=1760000 К2
п/ст=1740000
(Л-5
табл.49.31 § 49.2.)
Годовые
эксплуатационные издержки: Эксплуатационные
расходы :
II-
вариант
табл.9
Участок Район
по гол. Тип
опоры Тип
провода Цена 3-2 II ж.
б. 2хАС-240/32 21,0 2-1 II ж.
б. 2хАС-240/32 34,4 1-А II ж
.б. 2хАС-240/32 34,4
(Л-5
табл. § 42.2 стр.367)
Определяем
капитальные вложения в сооружений
воздушных линий:
Определяем
потери электроэнергии в линии: =3500
ч. (Л-4,
стр.78, рис.4-3)
ДП.
2103002. 06. 42. 07. ПЗ.
17
лист
КП.
0901000. 06. 301. 15. ПЗ.
17
18 Стоимость
потерь электроэнергии в линии:
Стоимость
отчислений на амортизацию и капитальный
ремонт:
Капитальные
вложения в подстанции
Эксплуатационные
расходы:
Для
дальнейшего расчета выбираем II-ой
вариант, так как он наиболее выгодный
по цене
см.
Л-4 таб.4-1
лист
КП.
0901000. 06. 301. 15. ПЗ.
19 Расчёт
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 Производим
расчёт мощностей в режиме минимальных
нагрузок Участок
3-2 Участок
2-1 Участок
1-А
рис.16
лист
КП.
0901000. 06. 301. 15. ПЗ.
23 Аварийный
режим Участок
3-2 Участок
2-1 Участок
1-А
рис.17
лист
КП.
0901000. 06. 301. 15. ПЗ.
Определение
напряжения на шинах подстанции на ВС
Максимальный
режим
Umax=226
кВ
Минимальный
режим
Umin=223
кВ
лист
КП.
0901000. 06. 301. 15. ПЗ.
24
25 Аварийный
режим
Uавар.=228
кВ
Подстанция
№1
лист
КП.
0901000. 06. 301. 15. ПЗ.
26 Подстанция
№2
Подстанция
№3
Минимальный
режим Подстанция
№1
лист
КП.
0901000. 06. 301. 15. ПЗ.
27 Подстанция
№2
Подстанция
№3
Аварийный
режим Подстанция
№1
лист
КП.
0901000. 06. 301. 15. ПЗ.
Подстанция
№2
Подстанция
№3
лист
КП.
0901000. 06. 301. 15. ПЗ.
28
29 Подстанция
№1 РПН
табл.10
№ Полож. Добавленное
число витков. Wp% Добавленное
число витков в отн. ед. Ктр п/ст
№2
1 2 3 4 5 6 7 8
9
10 11 12 13 14 15 16 17 12 10,5 9 7,5 6 4,5 3 1,5
0
-1,5 -3 -4,5 -6 -7,5 -9 -10,5 -12 1,12 1,105 1,09 1,075 1,06 1,045 1,03 1,015
1
0,985 0,97 0,955 0,94 0,925 0,91 0,895 0,88 2,47 2,185 2,071 2,0425 2,014 1,9855 1,957 1,9285
1,8715 1,843 1,8145 1,786 1,75 1,729 1,7 1,672
min max
авар.
Подстанция
№1
Максимальный
режим Минимальный
режим Аварийный
режим
8х1,5%
в нейтрале ВН
лист
КП.
0901000. 06. 301. 15. ПЗ.
лист 30 РПН
Подстанция
№1 и №3
табл.11
№
Полож. Добавленное
число витков. Wp% Добавленное
число витков в отн. ед. Ктр №2 №3 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
13
14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 12 11 10 9 8 7 6 5 4 3 2 1
0
-1 -2 -3 -4 -5 -6 -7 -8 -9 -10 -11 -12 1,12 1,11 1,1 1,09 1,08 1,07 1,06 1,05 1,04 1,03 1,02 1,01
1
0,99 0,98 0,97 0,96 0,95 0,94 0,93 0,92 0,91 0,90 0,89 0,88 23,408 23,199 22,99 22,781 22,572 22,363 22,154 21,945 21,736 21,527 21,318 21,109 20,691 20,482 20,273 20,064 19,855 19,646 19,437 19,228 19,019 18,81 18,601 18,392
min
max
авар
min
max авар
Подстанция
№1 Максимальный
режим Минимальный
режим Аварийный
режим
12х1%
в нейтрале ВН
КП.
0901000. 06. 301. 15. ПЗ.
Подстанция
№3 Максимальный
режим Минимальный
режим Аварийный
режим
лист 31
КП.
0901000. 06. 301. 15. ПЗ.
лист 2
Выработка
электроэнергии достигла величины 58,2
млрд. кВтч и возросла по сравнению с
2001 годом на 2,9 млрд. кВтч или на 3,5%.
Прирост
выработки электроэнергии обусловлен
вводом в действия ряда энергоблоков
в дефицитном Западном Казахстане для
покрытия собственных потребностей,
значительная часть которых все еще
покрывается поставками из России, что
дало возможность увеличить выработку
электроэнергии в регионе на величину
около 800 млрд. кВтч или на 14%. Увеличение
электроэнергии в Северной и Южной
частях Казахстана, организацией экспорта
электроэнергии в Россию.
В связи с
благоприятными погодными условиями в
2002 году на гидроэлектростанциях было
выработано электроэнергии на 10%больше
чем в 2001 году. Тепловыми электростанциями
выработка электроэнергии повышена на
3,7%, газотурбинами на 24,8% .
Экспорт
электроэнергии в Россию за 2002 год
составил 2,5 млрд. кВтч или 66% от уровня
импорта 2001 года. Характерной чертой
электроэнергии Казахстана является
преобладающее использование органичного
топлива. Преимущественно угля, при
выработке электроэнергии на КЭС. Это
объясняется достаточным наличием
энергетических ресурсов в государстве.
Имеется в изобилии дешевый уголь в
большой своей части имеет низкое
качество ( с большим содержанием злы),
что поражает в свою очередь не малые
проблемы технического характера и
проблемы, связанные с загрязнением
окружающей среды. Страна располагает
также большими нефтяными и газовыми
ресурсами, освоение которых планируется
увеличить в несколько раз. Это позволит
увеличить использование их, преимущественно
газа в электроэнергетики. В действительности
сегодня она располагает некоторым
избытком производственных мощностей,
но при этом, не имев возможности передать
их в Южный регион республики из-за
недостаточной пропускной способности
электрических сетей и чем самым уменьшить
зависимость Юга от импорта. Все это в
настоящее время не позволяет с
максимальной отдачей использовать
производственные мощности страны.
КП.
0901000. 06. 301. 15. ПЗ.
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
лист 32
КП.
0901000. 06. 301. 15. ПЗ.