Добавил:

rainy21 Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.

Вуз:

Алматинский государственный колледж энергетики и электронных технологий

Предмет:

Электрические сети

Файл:

102.doc

Скачиваний:

Добавлен:

04.03.2018

Размер:

1.56 Mб

Скачать

☆

<<< < Предыдущая 12 / 22

Составление вариантов схемы электрической сети

I вариант

II вариант

III вариант

ДП. 2103002. 06. 41а. 09 . ПЗ.

лист

лист

КП. 0901000. 06. 301. 15. ПЗ.

лист

IV вариант

V вариант

VI вариант

К дальнейшему расчету принимаем III и IV варианты, т.к. они наиболее короткие по длине

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%

ВН

СН

НН

ΔРхх

ΔРк.з

U1-2

U1-3

U2-3

ТДТН-40

115

38,5

200

10,5

0,8

(Л-2 табл. П.3-2)

Определяем параметры трансформатора

Определяем потери в обмотках трансформатора

лист

КП. 0901000. 06. 301. 15. ПЗ.

лист

рис.1

КП. 0901000. 06. 301. 15. ПЗ.

КП. 2101. 03. 31. 02. ПЗ.

лист

лист

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

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

Ом

Мвар

2-3

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.

Участок 2-3

рис.6

Проверка

лист

КП. 0901000. 06. 301. 15. ПЗ.

Определяем токи по участкам:

Определяем сечение по экономической плотности тока:

Выбираем промежуточную железобетонную одноцепную опору на 110 кВ

рис.7

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.

рис.8

лист

КП. 0901000. 06. 301. 15. ПЗ.

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

ДП. 2103002. 06. 42. 07. ПЗ.

КП. 0901000. 06. 301. 15. ПЗ.

лист

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.

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.

лист

КП. 0901000. 06. 301. 15. ПЗ.

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.

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.

Расчет сети в минимальном режиме

Подстанция № 1

рис.13

лист

КП. 0901000. 06. 301. 15. ПЗ.

Подстанция № 2

рис.14

лист

КП. 0901000. 06. 301. 15. ПЗ.

Подстанция № 3

рис.15

лист

КП. 0901000. 06. 301. 15. ПЗ.

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.

Определение напряжения на шинах подстанции на ВС

Максимальный режим

Umax=118 кВ

Подстанция №1

лист

КП. 0901000. 06. 301. 15. ПЗ.

Подстанция №2

Подстанция №3

Минимальный режим

Umin=115 кВ

Подстанция №1

лист

КП. 0901000. 06. 301. 15. ПЗ.

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.

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

+15,93

+14,16

+12,39

+10,69

+8,85

+7,08

+5,31

+3,54

+1,77

-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

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

Подстанция №2

Максимальный режим

Минимальный режим

Аварийный режим

Подстанция №3

Максимальный режим

Минимальный режим

Аварийный режим

КП. 0901000. 06. 301. 15. ПЗ.

лист

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

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.

<<< < Предыдущая 12 / 22

Соседние файлы в предмете Электрические сети

#
04.03.20182.61 Mб571. Сети 168 МВт.doc
#
04.03.20181.56 Mб19102.doc
#
04.03.2018218.85 Кб28102.dwg
#
04.03.2018245.1 Кб9103.bak
#
04.03.20181.56 Mб11103.doc
#
04.03.2018222.47 Кб11103.dwg
#
04.03.2018299.98 Кб5106.bak