Добавлен: 02.02.2019
Просмотров: 559
Скачиваний: 8
Пояснительная записка
№ |
Обозначение |
Наименование |
1 |
КП.0901000.301.15.ПЗ |
Пояснительная записка |
2 |
КП.0901000.301.15.ЭЗ |
Схема сети |
3 |
КП.0901000.301.15.КЗ |
Схема замещения |
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
Развитая
электроэнергетическая структура
является базой экономики. Электроэнергетика
Казахстана в настоящее время полностью
обеспечивает электроснабжение экономики
страны и характеризуется: Производство
электрической энергии в Казахстане
осуществляют 58 электростанций различной
формы собственности. Их суммарная
установленная мощность 18980 МВт. Основу
генерирующих мощностей Казахстана
составляют тепловые электростанции –
88% установленной мощности, 12% составляют
гидроэлектростанции. Все электроэнергетические
объекты объединены в Единую
электроэнергетическую систему Казахстана
национальной электрической сетью
напряжением 220-1150кВ. Общая протяженность
сети напряжением 6кВ и выше составляет
325 тыс.км, из них протяженность сети
220-500-1150кВ 23.3 тыс.км. ЕЭС Казахстана
работает в параллельном режиме с
энергосистемами Российской Федерации
и стран Центральной Азии, что способствует
надежности электроснабжения потребителей,
а также создает технологическую основу
для межгосударственной торговли
электроэнергией. Наблюдающиеся
в последние годы высокие темпы развития
экономики Казахстана (рост ВВП на 9-10%
в год) сопровождаются соответствующим
ростом объемов электропотребления –
прирост 5-7% в год. По итогам 2007 года
потребление составило 76,4 млрд. кВтч,
что на 6,5% выше, чем за 2006 год. Предполагается
развитие использования возобновляемых
источников энергии, в том числе и для
выработки электроэнергии. В республике
имеется огромный потенциал возобновляемых
источников – гидро, ветро и солнечной
энергии. В настоящее время осуществляются
пилотные проекты по использованию
энергии ветра. В будущем использование
энергии малых рек, строительство малых
ГЭС и ветроустановок будет нарастать.
2.1
Введение
•
Высокой долей производства электроэнергии
на угольных электростанциях с
комбинированным циклом при совместном
производстве электрической и тепловой
энергии.
• Развитой схемой
линий электропередачи, где в качестве
системообразующих связей выступают
высоковольтные линии напряжением
220-500-1150 кВ.
• Единой и
вертикально организованной системой
оперативного диспетчерского управления.
Сегодня
в Казахстане эффективно функционирует
конкурентный оптовый рынок электроэнергии.
Развитие конкуренции на оптовом рынке
базируется на открытом доступе к услугам
по передаче электроэнергии по Национальной
электрической сети и обеспечении права
выбора оптовыми потребителями своего
поставщика электроэнергии. Региональные
энергокомпании осуществляют функции
распределения и торговли электроэнергией
на региональных розничных рынках.
В
настоящий момент ввиду высоких темпов
развития экономики в целом, перед
электроэнергетикой стоят задачи по
быстрому наращиванию мощностей
электростанций, развитию национальной
и региональных электрических сетей.
Согласно прогнозному балансу
электроэнергии, утвержденному
Министерством энергетики и минеральных
ресурсов, электропотребление ЕЭС
Казахстана к 2010 году составит 95 млрд.
кВтч, а к 2015 году увеличится до 124 млрд.
кВтч. Таким образом, к 2015 году прирост
относительно 2007 года составит 47,6 млрд.
кВтч, или 62%.
Составление
вариантов схемы электрической сети 1
вариант
2
вариант
3
вариант
4 вариант
5 вариант
6
вариант
Для
дальнейшего расчета выбираем 1 и 4
варианты
2.3 Выбор
типа и мощности трансформаторов Для
подстанции №1 (потребители I,II,III
категории) Принимаем
к установке трансформатор типа
АТДТН-63/220/110/10
Таблица №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
рис.1
Выбор
трансформатора для подстанции №2
(потребители I,
II,
III
категории)
Таблица №2
Тип SН МВА UН UК% Потери IХХ % ВН
кВ НН кВ РХХ кВт РКЗ кВт ТРДН-40 40 230 11 12 45 170 0,5
(Л-4 табл. П.3-2) Расчет
параметров трансформатора Определяем
потери в обмотке
Рис.2
Выбор
трансформатора для подстанции №3
(потребители III
категории)
Таблица №3
Тип SН МВА UН UК% Потери IХХ % ВН
кВ НН кВ РХХ кВт РКЗ кВт ТРДН-40 40 230 11 12 45 170 0,5
(Л-4 табл. П.3-2) Расчет
параметров трансформатора Определяем
потери в обмотке
Рис.3
Расчет
сети в максимальном режиме по 1-ому
варианту Участок
А-3 Рис.4 Определяем
токи по участкам: Выбираем
одноцепную стальную опору на 220 кВ для
участка А-3 Находим
среднегеометрическое расстояние
между
проводами
Рис.5 Данные
линии Таблица №4 Участок длина, км провод R0 Ом/км d, мм X0 Ом/км b0 см/км R, Ом X Ом B См/км Q, Мвар А-3 25 АС-240/32 0,118 21,6 0,426 2,95 10,65 1,6
(Л-4,
табл. П-1-3, П-1-2, П-1-4)