Добавил:

rainy21 Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.

Вуз:

Алматинский государственный колледж энергетики и электронных технологий

Предмет:

Электрические сети

Файл:

148.doc

Скачиваний:

Добавлен:

04.03.2018

Размер:

1.67 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 VI 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-40/220/110/10

табл.1

Sном мВа

Напряжения, кВ

Потери, кВт

Uк%

Ix%

ВН

НН

∆Px.х

∆Pк

230

170

0,5

(Л-2 табл. П.3-2)

Определяем параметры трансформатора

Определяем потери в обмотках трансформатора

рис.1

лист

КП. 0901000. 06. 301. 15. ПЗ.

лист

Выбор типа и мощности силовых трансформаторов

Для подстанции №2

Принимаем к установке трансформатор типа ТДН-40/110/10

табл.2

Sном мВа

Напряжение, кВ

Потери, кВт

Uк%

Ix%

ВН

НН

∆Px.х

∆Pк

115

10,5

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

лист

Выбор типа и мощности силовых трансформаторов

Для подстанции №3

Принимаем к установке автотрансформатор типа АТДТН-125/220/110/10

табл.1

Тип

Напряжение обмоток,

кВ

Потери, кВт

Uк%

ВН

СН

НН

ΔРхх

ΔРк.з

U1-2

U1-3

U2-3

АТДТН-125

230

121

38,5

215

0,5

(Л-2 табл. П.3-2)

Определяем параметры трансформатора

Определяем потери в обмотках трансформатора

КП. 0901000. 06. 301. 15. ПЗ.

лист

рис.3

КП. 0901000. 06. 301. 15. ПЗ.

Рассчитываем I-ый вариант

рис.4

Определяем ток участка 2-3:

Определяем сечение по экономической плотности тока:

Выбираем одноцепную промежуточную опору на 110 кВ

рис.5

лист

КП. 0901000. 06. 301. 15. ПЗ.

Данные линии

табл.4

Учас

ток

дли-

на,

км

токи по участ.

провод

r₀

_Ом/км

_d_,

_мм

х₀

_Ом/км

b₀

_см/км

Ом

Мвар

2-3

160 А

АС-150

0,249

15,5

0,43

9,96

17,2

0,6

Л-3 табл. П.1-2

Участок 2-3

лист

КП. 0901000. 06. 301. 15. ПЗ.

рис.6

Проверка

Определяем токи по участкам:

лист

КП. 0901000. 06. 301. 15. ПЗ.

Выбираем одноцепную промежуточную опору на 220 кВ

рис.7

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	50	200 А	АС-240	0,116	21,6	0,438		5,8	21,9		3,1
1-3	45	60 А	АС-240	0,116	21,6	0,438		5,22	19,71		2,8
3-В	50	250 А	АС-240	0,116	21,6	0,438		5,8	21,9		3,1

Л-3 табл. П.1-2

Участок 3-В

Участок 1-3

лист

КП. 0901000. 06. 301. 15. ПЗ.

Участок А-1

рис.8

лист

КП. 0901000. 06. 301. 15. ПЗ.

Рассчитываем II-ой вариант

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	0,5

(Л-4 табл. П.3-2)

Определяем параметры трансформатора

Определяем потери в обмотках трансформатора

рис.9

ДП. 2103002. 06. 42. 07. ПЗ.

КП. 0901000. 06. 301. 15. ПЗ.

лист

рис.10

Определяем токи по участкам:

Определяем сечение по экономической плотности тока:

Выбираем двухцепную промежуточную опору на 220 кВ

рис.11

лист

КП. 0901000. 06. 301. 15. ПЗ.

Для участка 2-А выбираем одноцепную промежуточную опору на 220 кВ

рис.12

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	50	370 А	2хАС-240	0,118	21,6	0,438		5,9	21,9		6,26
2-А	42	70 А	АС-240	0,116	21,6	0,438		4,8	18,9		2,63
1-3	45	220 А	2хАС-240	0,118	21,6	0,438		5,31	19,71		5,64

Л-3 табл. П.1-2

Участок 3-1

лист

КП. 0901000. 06. 301. 15. ПЗ.

Участок 1-А

Участок 2-А

рис.13

ДП. 2103002. 06. 42. 07. ПЗ.

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.7

Участок	Район по гол.	Тип опоры	Тип провода	Цена
А-1	II	ж. б.	АС-240	21,0
3-1	II	ж. б.	АС-240	21,0
3-В	II	ж. б.	АС-240	21,0
2-3	II	ж .б.	АС-240	11,4

(Л-3 табл. § 42.2 стр.367)

Определяем капитальные вложения в сооружений воздушных линий:

Определяем потери электроэнергии в линии:

=4800 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.

Капитальные вложения в подстанции:

табл.7

№ п/ст	I-вар	II-вар
1	360	460
2	130	240
3	750+290	400+290
Итого: х 1000	К1п/ст =1071000	К2 п/ст =973000

(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-2	II	ж. б.	АС-240	21,0
А-1	II	ж. б.	АС-240	34,4
1-3	II	ж .б.	АС-240	34,4

(Л-3 табл. § 42.2 стр.367)

Определяем капитальные вложения в сооружений воздушных линий:

Определяем потери электроэнергии в линии:

=4800 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 I-вариант, так как он наиболее выгодный по цене

лист

КП. 0901000. 06. 301. 15. ПЗ.

Расчёт сети в минимальном режиме

Подстанция № 1

рис.14

лист

КП. 0901000. 06. 301. 15. ПЗ.

Подстанция №2

Подстанция №3

лист

КП. 0901000. 06. 301. 15. ПЗ.

рис.15

рис.16

Проверка

лист

КП. 0901000. 06. 301. 15. ПЗ.

Производим расчёт мощностей в режиме минимальных нагрузок

Участок 3-В

Участок- 3-1

Участок 1-А

рис.17

лист

КП. 0901000. 06. 301. 15. ПЗ.

Аварийный режим

Участок 3-1

Участок 1-А

рис.18

лист

КП. 0901000. 06. 301. 15. ПЗ.

Определение напряжения на шинах подстанции на ВС

Максимальный режим

Umax = 228 кВ

Минимальный режим

Umin=226 кВ

лист

КП. 0901000. 06. 301. 15. ПЗ.

Аварийный режим

Uавар=230 кВ

Определение напряжения на шинах подстанции на НС

Максимальный режим

Подстанция №1

Минимальный режим

Подстанция №1

Аварийный режим

Подстанция №1

лист

КП. 0901000. 06. 301. 15. ПЗ.

Максимальный режим

Подстанция №3

Минимальный режим

Подстанция №3

лист

КП. 0901000. 06. 301. 15. ПЗ.

Аварийный режим

Подстанция №3

Максимальный режим

Подстанция №3

Минимальный режим

Подстанция №3

Аварийный режим

Подстанция №3

лист

КП. 0901000. 06. 301. 15. ПЗ.

лист

Максимальный режим

Подстанция №2

Минимальный режим

Подстанция №2

Аварийный режим

Подстанция №2

Регулировки с помощью РПН не достаточно в линии 110 кВ. Следует поставить УПК.

КП. 0901000. 06. 301. 15. ПЗ.

лист

Подстанция №1

РПН 12х1%

№

Добавленное число витков. Wp%

Добавленное число витков в отн. ед.

Ктр

қ/ст №1

-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

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

Максимальный режим

Минимальный режим

Аварийный режим

КП. 0901000. 06. 301. 15. ПЗ.

лист

Подстанция №2

РПН 9 х 1,77%

№

Полож.

Добавленное число витков

Wp%

Добавленное число витков в отн.ед.

Коэффициент трансформации

Ктр

п/ст №2

+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

12,69

12,5

12,31

12,12

11,92

11,72

11,53

11,34

11,14

Ктр=10,95

10,75

10,56

10,37

10,17

9,98

9,78

9,59

9,4

9,2

min

авар

max

Определяем коэффициент трансформации

Подстанция №2

Максимальный режим

Минимальный режим

Аварийный режим

КП. 0901000. 06. 301. 15. ПЗ.

лист

Подстанция №3

РПН 8х1,5%

№

Добавленное число витков. Wp%

Добавленное число витков в отн. ед.

Коэфициент трансформации

Ктр

П/ст №3

10,5

7,5

4,5

1,5

-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

0,985

0,97

0,955

0,94

0,925

0,91

0,895

0,88

23,404

23,091

22,778

22,465

22,152

21,839

21,526

21,213

20,587

20,274

19,961

19,648

19,335

19,022

18,709

18,396

min

max

авар

Максимальный режим

Минимальный режим

Аварийный режим

КП. 0901000. 06. 301. 15. ПЗ.

лист

Подстанция №3

ПБВ 6х2% СН

№

. Добавленное число витков. Wp%

Добавленное число витков в отн. ед.

Ктр

П/ст №3

-2

-4

-6

-8

-10

-12

1,12

1,1

1,08

1,06

1,04

1,02

0,98

0,96

0,94

0,92

0,9

0,88

2,128

2,09

2,052

2,014

1,976

1,938

1,862

1,824

1,786

1,748

1,71

1,672

max,авар

min

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.

лист

<<< < Предыдущая 12 / 22

Соседние файлы в предмете Электрические сети

#
04.03.2018669.51 Кб12136 МВт.docx
#
04.03.2018253.66 Кб10136 сети.dwg
#
04.03.20181.15 Mб13139 МВт.docx
#
04.03.2018229.5 Кб4139 сети.bak
#
04.03.2018229.57 Кб7139 сети.dwg
#
04.03.20181.67 Mб10148.doc
#
04.03.2018279.39 Кб9148.dwg
#
04.03.20181.56 Mб17150 МВт.doc
#
04.03.20181.7 Mб13151.doc
#
04.03.2018428.66 Кб6151.dwg
#
04.03.20181.8 Mб10171.doc