48734

Проектирование электрической сети для электроснабжения потребителей цнлюлозно – бумажной промышленности

Курсовая

Энергетика

По заданному расположению источника питания и потребителей электроэнергии составляем схемы электрической сети. Находим расстояние между районной электрической станцией РЭС и подстанциями, и между подстанциями.

Русский

2013-12-29

1.35 MB

3 чел.

Введение.

Электроэнергетическая система представляет собой совокупность электро-

станций, электрических и тепловых сетей и узлов потребления, объединенных

процессом производства, передачи и распределения электроэнергии.

   В России имеется около ста районных электроэнергетических систем каждая

из которых обеспечивает централизованное электроснабжение потребителей

на территории, охватываемой подчиненными ей электрическими сетями.

Энергосистема обслуживает обычно территорию одной области, края, а иногда

двух или трех областей.

  Районная энергосистема представляет собой производственное объединение

нескольких разнородных энергетических предприятий: электростанции, пред-

приятий по эксплуатации электрических сетей, ремонтных баз, проектно – конст-

рукторских организаций, подстанций.

   Граница между электроэнергетической системой и потребителем – условная

проводится на договорной основе в специальных пунктах раздела электрических

сетей, поэтому в ее состав могут входить сети самых низких номинальных напряжений.

   Структура и характеристика потребителей определяют условия построения

схемы их электроснабжения, а в ряде случаев могут предъявляться специфичес –

кие требования и существенно влиять на режимы работы системы в целом. Так,

для особо ответственных потребителей может появится необходимость сооруже – ния небольших электростанций для обеспечения надежности  электроснаб –

жения.

   В силу одновременности процессов производства и потребления электроэнер –

гии в энергосистеме для каждого момента времени должно иметь место соответствие между расходной частью баланса мощности, к которой относится мощность нагрузок с учетом потерь в сетях и собственных нужд электростанций, и его приходной частью, к которой относится располагаемая мощность электростанций.

   В условиях эксплуатации баланс мощности составляется на каждый час суток

(диспетчерский график нагрузки), и на каждый месяц следующего квартала.

   При проектировании электрической сети баланс мощности составляется для

определения суммарного необходимого ввода мощности на электростанциях

и обмена потоками мощностей с энергосистемой.

  1.  Исходные данные по проекту.

По заданным Pmax и cosφ определяем Qmax  и Smax по формулам :

φ (1)

                                                                                                              (2)

Таблица. 1 – Исходные данные.

№  п/ст

Pmax мВт

Qmax мвар

Smax мВ А

cosφ

tgφ

1

10

5,4

11,36

0,88

0,54

2

20

9,1

21,98

0,91

0,455

3

30

17,01

34,48

0,87

0,567

4

40

23,72

46,51

0,86

0,593

5

25

11,375

27,47

0,91

0,455

Сумма

125

66,605

141,8

-

-

2. Предварительный расчет эл сети.

2.1. Расчет баланса активной и реактивной мощности в сети.

2.1.1 Расчет баланса активной мощности сети.

Расчет баланса активной мощности электрической сети рассчитываем по

формуле:

 Рсист = Рнагр +ΔРсети + ΔРсн                                                                                                                             (3)

где  Рсист- активная мощность системы, требуемая для работы проектируемой сети;

      Рнагр- суммарная мощность потребителей;

      ΔРсети- суммарные потери активной мощности в элементах сети;

      ΔРсн- расход активной мощности на собственные нужды электростанции.

Рнагр= Р12345=125 мВт

ΔРсети= ΔРлэп+ ΔРтр

где ΔРлэп- потери активной мощности в линиях;

     ΔРтр – потери активной мощности в трансформаторах.

Принимаем :

     ΔРсети=0,05* Рнагр=0,05*125=6,25 мВт

     ΔРсн=0,04* Рнагр=0,04*125=5 мВт

Тогда требуемая мощность системы равна:

 Рсист=125+6,25+5=136,25 мВт

2.1.2 Баланс реактивной мощности в сети.

   Расчет баланса реактивной мощности электрической сети рассчитываем по

формуле:

  Qсист = QнагрQсети + ΔQсн (4)

где  Qсист- реактивная мощность системы, требуемая для работы проектируемой    сети;

      Qнагр- суммарная реактивная мощность потребителей;

      ΔQсети- суммарные потери реактивной мощности в элементах сети;

      ΔQсн- расход реактивной мощности на собственные нужды электростанции.

  Qист= Qсист+ Qку

или     Qсист+ Qку= Qнагр+ ΔQсетиQсн

где    Qку – реактивная мощность компенсирующих устройств;

         Qсист – реактивная мощность системы, необходимая для работы всей проектируемой электрической сети;

  Qсист=  Рсист* tgφсист

  cosφсист= 0.906

  tgφсист= 0.467

Тогда получаем     Qсист=136,25*0,467=63,63 мвар

 Qку=   QнагрQсетиQснQсист

Принимаем  ΔQсн=0,04*Sнагр=0,04*141,8=5,672 мвар

где   Sнагр- суммарная мощность нагрузки проектируемой сети.

  ΔQсети= ΔQтр

где   ΔQтр=0,1* Sнагр=0,1*141,8=14,18 мвар

Полученные значения подставляем в исходную формулу и получаем мощность

Qку;

Qку=66,605+14,18+5,672-63,63=22,827 мвар

 Распределяем компенсирующие устройства по подстанциям из условия:

 cosφ1= cosφ2= cosφ3= cosφ4= cosφ5

 tgφсети=(   Qнагр- Qку)/ Рнагр=(66,605-22,827)/125=0,35

   При этом потери мощности компенсирующих устройств каждой подстанции будут равны:

 Qку= Ри(tgφи- tgφсети)                                                                                        (5)

где    Ри; tgφи , активная мощность и тангенс угла каждой подстанции.

 Qку1=10(0,54-0,35) = 1,9 мвар

 Qку2=20(0,455-0,35) = 2,1 мвар

 Qку3=30(0,567-0,35) = 6,51 мвар

 Qку4=40(0,593-0,35) = 9,72 мвар

 Qку5=25(0,455-0,35) = 2,625 мвар

Реактивная мощность потребителей каждой подстанции будет равна:

Qi= Qiз- Qкуi

tgφi= Qi/ Рi

 Q1=5,4-1,9=3,5 мвар

 Q2=9,1-2,1=7 мвар

 Q3=17,01-6,51=10,5 мвар

 Q4=23,72-9,72=14 мвар

 Q5=11,375-2,625=8,725 мвар

 tgφ1=3,5/10=0,35          cosφ=0,944

 tgφ2=7/20=0,35             cosφ=0,944

 tgφ3=10,5/30=0,35        cosφ=0,944

 tgφ4=14/40=0,35           cosφ=0,944

 tgφ5=8,725/25=0,35      cosφ=0,944

Результаты расчета баланса активной и реактивной мощности заносим в таблицу.

Таблица 2 – Баланс мощностей.

№ п/ст

Qiз мвар

Qкуi мвар

Qi мвар

Рi мВт

Si мВ А

1

5,4

1,9

3,5

10

10,59

2

9,1

2,1

7

20

21,19

3

17,01

6,51

10,5

30

31,78

4

23,72

9,72

14

40

42,38

5

11,375

2,625

8,725

25

26,48

Сумма

66,605

22,827

43,725

125

132,42

2.2 Выбор конструкции сети, материалов проводов и

номинального напряжения.

2.2.1 Выбор конструкции сети.

Для электроснабжения заданного района принимаем воздушные линии электро-

передач с унифицированными опорами. Провода-голые, сталеалюминевые АС.

Для электроснабжения потребителей первой категории применяем двухцепные

ЛЭП, а для второй категории – одноцепные. В замкнутых системах сети все

линии выполняются одноцепными.

2.2.2 Составление схем вариантов проектируемой сети.

По заданному расположению источника питания и потребителей электроэнер-

гии составляем схемы электрической сети. Находим расстояние между районной

электрической станцией РЭС и подстанциями, и между подстанциями.

 Расстояния между РЭС и всеми подстанциями.

  L01=68 км

  L02=88 км

  L03=50 км

  L04=60 км

  L05=35 км

Рис.1 Радиальная схема.

  Расстояния между РЭС и подстанциями 3, 4, и между подстанциями 3-4, 4-5,5-1

1-2, 2-3.

                                                                                        L12=37 км                                                                         .                                                                                      L23=47 км

 L34=98 км

 L45=57 км

 L51=90 км   

 L03=50 км

 L04=60 км

Рис.2 магистральная схема.

 Расстояния между РЭС и подстанциями 2, 3, 4, 5 и между подстанциями 5-1, 1-2.   

 

 L05=35 км

 L02=88 км

 L12=37 км

 L51=90 км

 L04=60 км

 L03=50 км

 

 

Рис.3 Смешанная схема.

     Расстояния между РЭС и подстанциями 3, 4, 5 и между подстанциями 3-2, 2-1,

5-1.

 L12=37 км

 L51=90 км

 L05=35 км

 L03=50 км

 L23=47 км

 L04=60 км


  Рис.4 смешанная схема.

       Расстояния между РЭС и подстанциями 1, 2, 3, 4, 5 и между подстанциями   

1-2, 2-3.

 L03=50 км

 L23=47 км

 L12=37 км

 L05=35 км

 L04=60 км

 L02=88 км

 L01=68 км

 


  Рис.5 смешанная схема.

2.2.2 Расчет ориентировочного напряжения схем вариантов

электрической сети.

    Для выбора номинального напряжения схем находим потоки активной мощности по ЛЭП считая, что рассматриваемая сеть однородна. Номинальное напряжение для всей схемы берем по наибольшему Uор, при этом ограничимся двумя ближайшими стандартными значениями.

  Вариант №1

Р011=10 мВт

Р02= Р2=20 мВт

Р03= Р3=30 мВт

Р04= Р4=40 мВт

Р05= Р5=25 мВт


  Рис.6

Находим ориентировочное значение напряжения.

       Uор= (6)

Uор1==81,7 кВ

Uор2==103,63 кВ

Uор3==99,57 кВ

Uор4==112 кВ

Uор5==87,02 кВ

 Исходя из полученных расчетов ориентировочного напряжения, выбираем номинальное напряжение данной сети 110 кВ и 220 кВ.

 Вариант №2

  Рис.7

  Расчет системы производим методом преобразования сети.

Произведем перенос нагрузки из узлов 5, 1, 2 в узел 4.

Р4(5)= мВт

Р4(1)= мВт

Р4(2)=мВт

  Аналогичные переносы осуществляем в узел 3, и рассчитываем суммарные мощности в точках 4 и 3.

Р/44 + Р4(5) + Р4(1) + Р4(2)= 40+18,83+3,64+4,07= 66,54 мВт

Р/3= Р3 + Р3(5) + Р3(1) + Р3(2)= 30+6,17+6,36+15,93= 58,46 мВт

  Определяем эквивалентную длину двух параллельных линий.

Lэкв=км

  Определяем мощности головных участков линии.

Р03=мВт

Р04=мВт

  Определяем мощности участков.

Р34=мВт

Р45= Р04+ Р34- Р4 =60,56+37,23-40= 57,79 мВт

Р51= Р45- Р5 =57,79-25= 32,79 мВт

Р12= Р51- Р1 =32,79-10= 22,79 мВт

Р23= Р12- Р2 = 22,79-20= 2,79 мВт

  Проверочный расчет.

Р1+ Р2+ Р3+ Р4+ Р5 = Р03+ Р04

10+20+30+40+25=64,44+60,56

  Находим значения напряжения.

Uор03 = кВ

Uор04 =кВ

  Из полученных расчетов ориентировочного напряжения, принимаем стандарт-

ное напряжение 220 кВ.

 Вариант №3

 

  Рис.8

   Определим мощности на участках.

Р05 =мВт

Р02 =мВт

Р51 = Р05 - Р5 = 33,54-25= 8,54 мВт

Р12 = Р02 – Р2 = 21,46 – 20= 1,46 мВт

Р04 = Р4 = 40мВт

Р03 = Р3 = 30 мВт

  Проверочный расчет.

Р05 + Р02= Р5 + Р1 + Р2

33,54+21,46= 25+10+20

  Находим значения напряжения.

Uор02=кВ

Uор03=кВ

Uор04=кВ

Uор05=кВ

  Из полученных расчетов ориентировочного напряжения, принимаем стандарт-

ные напряжения 110 и 220 кВ.

  Вариант №4

  Рис.9

Р05=   

мВт

Р03=

мВт

Р51 = Р05- Р5 =40,08-25= 15,08 мВт

Р32 = Р03- Р3 =44,92-30= 14,92 мВт

Р12 = Р51- Р1 =15,08-10= 5,08 мВт

Р04 = Р4 =40 мВт

 Проверочный расчет.

Р1+ Р2+ Р3+ Р5 = Р05+ Р03

10+20+30+25= 40,08+44,92

  Находим значения напряжений.

Uор03 =кВ

Uор04 =кВ

Uор05 =кВ

  Из полученных расчетов ориентировочного напряжения, принимаем стандарт-

ные напряжения 110 и 220 кВ.

  Вариант №5

  Рис.10

  Для расчета схемы составляем два уравнения по второму закону Кирхгоффа.

  Составляем уравнения по первому закону Кирхгоффа, принимая за контурные мощности Р12, Р23.

Р01= Р1+ Р12

Р03= Р3- Р23

Р02= Р2- Р12+ Р23

Р23 =

Р23 = 0,476 Р12 – 1,41

Р12 =

Р12 =0,456 Р23 +5,59

  Делаем подстановку.

Р12 =5,59+0,456(0,476 Р12- 1,41)

Р12 = 6,32 мВт

Р23 =0,476*6,32-1,41=1,6 мВт

  Находим остальные мощности.

Р01 = Р1 + Р12  =10+6,32=16,32 мВт

Р03 = Р3 - Р23  =30-1,6=28,4 мВт

Р02  = Р2  - Р12 + Р23 =20-6,32+1,6=15,28 мВт

Р04 = Р4 = 40 мВт

Р05 = Р5 =25 мВт

  Находим значения напряжения.

Uор01 =кВ

Uор02 =кВ

Uор03 =кВ

Uор04 =кВ

Uор05 =кВ

  Из полученных расчетов ориентировочного напряжения, принимаем стандарт-

ное напряжения 110 и 220 кВ.

2.3 Расчет сечений проводов ЛЭП электрической сети.

    Сечение проводов ЛЭП выбираем по экономической плотности тока.

 (7)

 где Ii – ток текущий по проводу в режиме максимальной нагрузки, А.

       n - число цепей ЛЭП,

       Pi – активная мощность передаваемая по ЛЭП в максимальном режиме, мВт,

       Uн – номинальное напряжение сети, кВ,

       cosφ – коэффициент мощности нагрузки ЛЭП,

       γэк – экономическая плотность тока, А/мм2,

  Для γэк строим годовой график нагрузки по продолжительности.

Аr =

ч (8)

  где Рм – максимальное значение мощности нагрузки суточного графика в относительных единицах Рм = 1

Для предприятий, при выполнении ЛЭП проводом марки АС и со значением

Тм = 8392,1 ч принимаем γэк = 1 А/мм2.

 

   Рис.11 Суточный график нагрузки.

1 – график рабочих дней,

2 – график выходных дней.

  Исходя из суточного графика нагрузки, строим годовой график нагрузки. Построение графика начинаем с максимального значения мощности взятого из суточного графика. Длительность этой нагрузки за год находим следующим образом:

ΔТг ٪= ΔТсут р  * 255+ ΔТсут в * 110

  где ΔТсут р, ΔТсут в – длительность рассматриваемой нагрузки за сутки в выход-

ные и рабочие дни.

  Рис.12 Годовой график нагрузки.

ΔТ100٪ = 4*255+2*110= 1240 ч                  

ΔТ95٪ = 1*255+4*110= 695 ч

ΔТ90٪ = 12*255+0*110= 3060 ч

ΔТ85٪ = 6*255+0*110= 1530 ч

ΔТ82٪ = 1*255+0*110= 255 ч

ΔТ80٪ = 0*255+3*110= 330 ч

ΔТ75٪ = 0*255+15*110= 1650 ч

     Рассчитываем сечения проводов для всех вариантов проектируемой электри-   

ческой сети по формуле ( ). Результаты расчетов и выбора проводов ЛЭП зано-

сим в таблицу 3.

  Таблица 3 Выбор проводов ЛЭП.

Вар-т

сети

Уч-ток

сети

Р

мВт

n

110 кВ

220 кВ

I, A

Fрасч, мм2

Fст, мм2

I, A

Fрасч, мм2

Fст, мм2

1

0-1

10

2

27,8

27,8

70

13,9

13,9

240

0-2

20

2

55,6

55,6

70

27,8

27,8

240

0-3

30

2

83,4

83,4

95

41,7

41,7

240

0-4

40

2

111

111

120

55,6

55,6

240

0-5

25

2

69,5

69,5

70

37,75

37,75

240

2

0-3

64,44

1

-

-

-

179,1

179,1

240

0-4

60,56

1

-

-

-

168,3

168,3

240

3-2

2,79

1

-

-

-

7,75

7,75

240

3-4

37,23

1

-

-

-

103,5

103,5

240

1-2

22,79

1

-

-

-

63,35

63,35

240

4-5

57,79

1

-

-

-

160,6

160,6

240

5-1

32,79

1

-

-

-

91,15

91,15

240

3

0-2

21,46

1

118,6

118,6

120

59,66

59,66

240

1-2

1,46

1

8,07

8,07

70

4,06

4,06

240

1-5

8,54

1

47,22

47,22

70

23,74

23,74

240

0-5

33,54

1

185,4

185,4

185

93,24

93,24

240

0-4

40

2

111

111

120

55,6

55,6

240

0-3

30

2

83,4

83,4

95

41,7

41,7

240

4

0-4

40

2

111

111

120

55,6

55,6

240

0-5

40,08

1

222,8

222,8

240

111,4

111,4

240

0-3

44,92

1

249,7

249,7

240

124,9

124,9

240

5-1

15,08

1

83,84

83,84

95

41,9

41,9

240

1-2

5,08

1

28,24

28,24

70

14,1

14,1

240

2-3

14,92

1

82,95

82,95

95

41,5

41,5

240

5

0-5

25

2

139

139

150

69,5

69,5

240

0-3

28,4

1

158

158

240

78,9

78,9

240

0-4

40

2

111

111

120

55,6

55,6

240

0-2

15,28

1

84,95

84,95

95

42,5

42,5

240

  Продолжение таблицы 3.

2-3

1,6

1

8,9

8,9

70

4,5

4,5

240

1-2

6,32

1

35,1

35,1

70

17,5

17,5

240

0-1

16,32

1

88,9

88,9

95

45,6

45,6

240

2.3.1 Проверка проводов ЛЭП по току в наиболее тяжелом

аварийном режиме.

   Наиболее тяжелый аварийный режим для электрической сети наступает при

обрыве ЛЭП головных участков и при обрыве одной цепи двухцепной линии.

  Условия проверки        

Для схемы 1 это отключение цепи на каждой радиальной ЛЭП.

Для схемы 2 это отключение участка 0-3, 0-4.

Для схемы 3 это отключение участка 0-2,0-5, а также отключение по одной цепи на участках 0-4, 0-3.

Для схемы 4 это отключение участка 0-3,0-5, а также отключение по одной цепи на участке 0-4.

Для схемы 5 это отключение участка 0-1,0-2, 0-3, а также отключение по одной цепи на участках 0-4, 0-5.

  Вариант №2

         
   Рис.13

   Расчет данной схемы производится методом преобразования сети.

мВт

мВт

 Также осуществляем перенос нагрузки в точку 3, и рассчитываем Р45 и Р43.

мВт

мВт

  Находим мощности остальных участков.

мВт

мВт

мВт

  Аналогично рассчитывается система при обрыве участка 0-4.

  Вариант №3

 мВт

 мВт

 мВт

   Рис.14

Аналогично рассчитывается схема при обрыве участка 0-2.

  Вариант №4

мВт

мВт

мВт

мВт

   Рис.15

Аналогично рассчитывается  схема при обрыве участка 0-5.

 Вариант №5

 мВт

 мВт

 мВт

 мВт

  
  Рис.16

    Аналогично рассчитывается схема при обрыве участков 0-1, 0-2

 

 

  

  Таблица 4 Проверка по току и в аварийном режиме.

Вариант

Участок

Рав , мВт

110 кВ

220 кВ

Fст,мм

Iдоп,

Iав, А

Fприн,

Fст,мм

Iдоп

Iав

Fприн,мм

1

0-1

10

70

265

55,6

70

240

610

27,8

240

0-2

20

70

265

111

70

240

610

55,6

240

0-3

30

95

330

166,8

95

240

610

83,4

240

0-4

40

120

380

222,4

120

240

610

111

240

0-5

25

70

265

139

70

240

610

69,5

240

2

3-4

59,27

-

-

-

-

240

610

164,8

240

4-5

35,23

-

-

-

-

240

610

98

240

5-1

10,23

-

-

-

-

240

610

28,4

240

1-2

15,73

-

-

-

-

240

610

43,7

240

3-2

35,73

-

-

-

-

240

610

99,3

240

0-3

125

-

-

-

-

240

610

347,5

240

0-4

125

-

-

-

-

240

610

347,5

240

3

0-5

55

185

510

305,8

185

240

610

152,9

240

0-2

55

120

380

305,8

120

240

610

152,9

240

5-1

30

70

265

166,8

70

240

610

83,4

240

1-2

35

70

265

194,6

70

240

610

97,3

240

0-3

30

95

330

166,8

95

240

610

83,4

240

0-4

40

120

380

222,4

120

240

610

111

240

4

0-5

85

240

610

472,6

240

240

610

236,3

240

0-3

85

240

610

472,6

240

240

610

236,3

240

1-5

60

95

330

333,6

-

240

610

166,8

240

1-2

50

70

265

278

-

240

610

139

240

2-3

55

95

330

305,8

95

240

610

152,9

240

0-4

40

120

380

222,4

120

240

610

111

240

5

0-1

29,27

70

265

162,7

70

240

610

81,4

240

0-3

36,16

240

610

201

240

240

610

100,5

240

0-2

30,73

70

265

170,8

70

240

610

85,4

240

1-2

19,27

70

265

107,1

70

240

610

53,6

240

2-3

30

70

265

166,8

70

240

610

83,4

240

0-4

40

120

380

222,4

120

240

610

111

240

0-5

25

150

445

139

150

240

610

69,5

240

 

Таблица 5 Характеристика проводов ЛЭП.

Вариант

Участок

Марка провода

r0 Ом/км

х0 Ом/км

в0*10-6

См/км

l

км

n

r

Ом

x

Ом

в*10-6

См

Характеристика проводов ЛЭП на 110 кВ

1

0-1

АС-70

0,428

0,444

2,55

68

2

14,55

15,1

346,8

0-2

АС-70

0,428

0,444

2,55

88

2

18,83

19,54

448,8

0-3

АС-95

0,306

0,434

2,61

50

2

7,65

10,85

261

0-4

АС-120

0,249

0,427

2,66

60

2

7,47

12,81

319,2

0-5

АС-70

0,428

0,444

2,55

35

2

7,49

7,77

178,5

3

0-2

АС-120

0,249

0,427

2,66

88

1

21,91

37,58

234,1

1-2

АС-70

0,428

0,444

2,55

37

1

15,84

16,43

94,35

1-5

АС-70

0,428

0,444

2,55

90

1

38,52

39,96

229,5

0-5

АС-185

0,162

0,413

2,75

35

1

5,67

14,45

96,25

0-4

АС-120

0,249

0,427

2,66

60

1

7,47

12,81

319,2

0-3

АС-95

0,306

0,434

2,61

50

1

7,65

10,85

261

5

0-5

АС-150

0,198

0,42

2,7

35

2

7,49

7,35

189

0-3

АС-240

0,12

0,405

2,81

50

1

6

20,25

140,5

0-4

АС-120

0,249

0,427

2,66

60

2

7,47

12,81

319,2

0-2

АС-95

0,306

0,434

2,61

88

1

37,66

39,1

224,4

2-3

АС-70

0,428

0,444

2,55

47

1

20,11

20,87

119,8

1-2

АС-70

0,428

0,444

2,55

37

1

15,84

16,43

94,35

0-1

АС-95

0,306

0,434

2,61

68

1

29,1

30,19

173,4

Характеристика проводов ЛЭП на 220 кВ

1

0-1

АС-240

0,121

0,435

2,6

68

2

4,11

14,8

353,6

0-2

АС-240

0,121

0,435

2,6

88

2

5,32

19,14

457,6

0-3

АС-240

0,121

0,435

2,6

50

2

3,02

10,87

260

0-4

АС-240

0,121

0,435

2,6

60

2

3,63

13,05

312

0-5

АС-240

0,121

0,435

2,6

35

2

2,12

7,61

182

2

0-3

АС-240

0,121

0,435

2,6

50

1

6,05

21,75

130

0-4

АС-240

0,121

0,435

2,6

60

1

7,26

26,1

156

3-2

АС-240

0,121

0,435

2,6

47

1

5,69

20,44

122,2

3-4

АС-240

0,121

0,435

2,6

98

1

11,9

42,63

254,8

1-2

АС-240

0,121

0,435

2,6

37

1

4,48

16,1

96,2

4-5

АС-240

0,121

0,435

2,6

57

1

6,9

24,8

148,2

5-1

АС-240

0,121

0,435

2,6

90

1

10,9

39,15

234

    Продолжение таблицы 5.

3

0-2

АС-240

0,121

0,435

2,6

88

1

10,65

38,3

228,8

1-2

АС-240

0,121

0,435

2,6

37

1

4,48

16,1

96,2

1-5

АС-240

0,121

0,435

2,6

90

1

10,9

39,15

234

0-5

АС-240

0,121

0,435

2,6

35

1

4,23

15,22

91

0-4

АС-240

0,121

0,435

2,6

60

2

3,63

13,05

312

0-3

АС-240

0,121

0,435

2,6

50

2

3,02

10,87

260

4

0-4

АС-240

0,121

0,435

2,6

60

2

3,63

13,05

312

0-5

АС-240

0,121

0,435

2,6

35

1

4,23

15,22

91

0-3

АС-240

0,121

0,435

2,6

50

1

6,05

21,75

130

5-1

АС-240

0,121

0,435

2,6

90

1

10,9

39,15

234

1-2

АС-240

0,121

0,435

2,6

37

1

4,48

16,1

96,2

2-3

АС-240

0,121

0,435

2,6

47

1

5,69

20,44

122,2

5

0-5

АС-240

0,121

0,435

2,6

35

2

2,12

7,61

182

0-3

АС-240

0,121

0,435

2,6

50

1

6,05

21,75

130

0-4

АС-240

0,121

0,435

2,6

60

2

3,63

13,05

312

0-2

АС-240

0,121

0,435

2,6

88

1

10,65

38,3

228,8

2-3

АС-240

0,121

0,435

2,6

47

1

5,69

20,44

122,2

1-2

АС-240

0,121

0,435

2,6

37

1

4,48

16,1

96,2

0-1

АС-240

0,121

0,435

2,6

68

1

8,23

29,6

176,8

     

2.3.2 Проверка сети по потере напряжения в нормальном и

аварийном режимах.

   При проверке по потере напряжения должно выполнятся условие :

.

   Произведем проверку сети по потере напряжения до наиболее удаленных от

РЭС подстанциях в нормальном и аварийном режимах .

   Проверку выполняем, учитывая только продольную составляющую вектора

падения напряжения.

                                                                                     (9)

   где Рi  ,Qi  - активная и реактивная мощности, текущие по реактивному и активному сопротивлениям.

 ΔUдоп нр =15 – 20 ٪Uном ;  ΔUдоп ав =2025 ٪ Uном

   Для 110 кВ    ΔUдоп нр = 16,5 – 22 кВ,

   Для 220 кВ    ΔUдоп ав = 33 – 44 кВ.

 Вариант №1

 ΔU01 =кВ

 ΔU02 =кВ

 ΔU03 =кВ

 ΔU04 =кВ

 ΔU05 =кВ

  Рассмотрим аварийный режим.

   ΔU01 ав = 2  ΔU01 нр =1,8*2=3,6 кВ

   ΔU02 ав =2  ΔU02 нр =2*4,67=9,34 кВ

   ΔU03 ав =2  ΔU03 нр =2*3,12=6,24 кВ

   ΔU04 ав = 2  ΔU04 нр =2*4,35=8,7 кВ

   ΔU05 ав =2  ΔU05 н =2*2,32=4,64 кВ

  Вариант с напряжением 220 кВ не проверяем так как потери напряжения будут меньше, чем при напряжении 110кВ.

   Вариант №2

кВ

кВ

  Рассмотрим аварийный режим при обрыве участка 0-3, 0-4.

  Вариант №3

   Проверка по потере напряжения в аварийном режиме при отключении участков 0-5, 0-2.

 По напряжению 220 кВ не проверяем так как падение напряжения будет гораз-

до меньше, чем при напряжении 110 кВ.

  Вариант №4

     Проверка по потере напряжения в аварийном режиме при отключении участков 0-5, 0-3.

  Вариант №5

      Проверка по потере напряжения в аварийном режиме при отключении участков 0-1, 0-3.

    По напряжению 220 кВ не проверяем так как падение напряжения будет гораз-

до меньше, чем при напряжении 110 кВ.

   После проверки схем по потере напряжения прошли:

Вариант №1 на напряжение 110 и 220 кВ,

Вариант №2 на напряжение 220 кВ,

Вариант №3 на напряжение 220 кВ,

Вариант №4 на напряжение 220 кВ,

Вариант №5 на напряжение 110 и 220 кВ.

2.4 Выбор числа и мощности силовых трансформаторов

на потребительских подстанциях.

   Выбор числа трансформаторов на подстанциях произведем в соответствии с

категориями электроприемников.

  На всех подстанциях выбираем по два трансформатора. Выбор производим

по ГОСТ 14.209-85, для максимального суточного графика работы потребителей

подстанции.

 

  Рис.17 Суточный график нагрузки.

   Sск можно принять за ориентировочную суммарную номинальную мощность

тр – ров подстанции.

   Тогда ориентировочная номинальная мощность каждого из тр – ров будет:

 (10)

  где Sni -  максимальная мощность i – подстанции

        Sск -среднеквадратичная мощность графика нагрузки

        n   - число тр – ров на i – подстанции.

  Значение Sор определяется до ближайшего большего значения по шкале стан-

дартных номинальных мощностей силовых тр – ров .

Sор1= (10,59*0,9)/2=4,77 мВА , принимаем два тр – ра мощностью по 6,3 мВА

каждый (2 х 6,3 мВА)

Sор2= (21,19*0,9)/2=9,54 мВА , принимаем два тр – ра мощностью по 10 мВА

каждый (2 х 10 мВА)

Sор3= (31,78*0,9)/2=14,3 мВА , принимаем два тр – ра мощностью по 16 мВА

каждый (2 х 16 мВА)

Sор4= (42,38*0,9)/2=19,1 мВА , принимаем два тр – ра мощностью по 25 мВА

каждый (2 х 25 мВА)

Sор5= (26,48*0,9)/2=11,92 мВА , принимаем два тр – ра мощностью по16 мВА

каждый (2 х 16 мВА)

   На графике наносим значения суммарных номинальных мощностей тр – ров

каждой подстанции.

 

Sнт1= (6,3*2)/10,59=1,19

Sнт2= (10*2)/21,19=0,95

Sнт3= (16*2)/31,78=1,007

Sнт4= (25*2)/42,38=1,18

Sнт5= (16*2)/26,48=1,208

  Проверка по допустимой статической перегрузки производится по условию:

Sнтi > Sнi

   Из сравнения видно что с перегрузкой работают только тр – ры на подстанции

№2.

   Определяется время ступеней лежащих выше линии Sнт, h=4 ч

   Определяется коэф – т начальной загрузки К1,

  

   Определяется коэф – т перегрузки К2,  

1,05

   Коэф – т допустимой перегрузки для Оренбургской области составляет:

К2доп =1,404

   Проверяем выполнение условия при систематической перегрузки:

К2доп  > К2

1.404>10.05

  Проверим работу тр – ров в аварийном режиме, при этом допустим, что на двух

тр – ных подстанциях в аварийном режиме работает один тр – р, а другой от-

ключен на 24 часа.

   Определим коэф – т аварийной перегрузки для каждой подстанции:

  

=1,89

=1,79

=1,52

=1,49

   Определим коэф – т  аварийной перегрузки при  h=24 часа, при t1 =-20 °С,

Кав доп =1,6, t2 =-10 °С, Кав доп =1,5.

 где t3 температура для Оренбуржья 13,4 °С

   Чтобы тр – ры выдержали нагрузку, должно выполнятся условие:

Кавав доп

  Для подстанции №1 1,51<1.534,

  Для подстанции №4 1,52<1.534,

  Для подстанции №5 1,49<1.534,

  Подстанции №2 и №3 испытывают перегрузки в аварийном режиме, следова –

тельно потребители подстанции №2 могут получить в аварийном режиме:

1,534Sнт2 = 1,534*10=15,34 мВА

 Недостаток мощности составит

Sн2-1,534Sнт2=21,19-15,34=5,85 мВА или 27,6٪

  Следовательно подстанцию №2 необходимо разгрузить в аварийном режиме

на 5,85 мВА за счет отключения потребителей 3 категории которые составляют

50٪ от общей мощности, это 10,595 мВА. 

  Потребители подстанции №3 могут получить в аварийном режиме мощность:

1,534Sнт3 =1,534*16=24,544 мВА

  Недоотпуск мощности составит:

 Sнт3 – 1,534 Sнт3 =31,78-24,544=7,236 мВА или 22,8٪ 

  Следовательно подстанцию №3 необходимо разгрузить в аварийном режиме на

7,236 мВА за счет отключения потребителей 3 категории, которые составляют

20٪ или 6,356 мВА. 

Так как Sнед>S3 данный тр – р не может быть принят принимается тр – ры

(2 х 25 мВА) .

     

  Таблица 6 Данные трансформаторов.

п/ст

Sнi

мВА

число

тр - ров

Тип

тр - ра

Sнт

мВА

Uн вн

кВ

Uн нн

кВ

ΔРхх

кВт

ΔРкз

кВт

Uкз

٪

Iхх

٪

110 кВ

1

10,59

2

ТМН

6,3

115

11

10

44

10,5

1

2

21,19

2

ТДН

10

115

11

14

58

10,5

0,9

3

31,78

2

ТРДН

25

115

10,5

25

120

10,5

0,65

4

42,38

2

ТРДН

25

115

10,5

25

120

10,5

0,65

5

26,28

2

ТДН

16

115

11

18

85

10,5

0,7

220 кВ

1

10,59

2

ТРДН

40

230

11

50

170

12

0,9

2

21,19

2

ТРДН

40

230

11

50

170

12

0,9

3

31,78

2

ТРДН

40

230

11

50

170

12

0,9

4

42,38

2

ТРДН

40

230

11

50

170

12

0,9

5

26,28

2

ТРДН

40

230

11

50

170

12

0,9

   Таким образом силовые тр – ры подстанций выбраны и проверены на перегрузочную способность в соответствии с ГОСТ 14209 – 85 и ПУЭ.

3. Технико-экономическое обоснование вариантов

схемы электроснабжения.

   В соответствии с методикой технико – экономических расчетов в энергетике

критерием оценки принимаем суммарные приведенные расчетные затраты.

Зрасчнiri руб (11)

 где Рн – нормативный  коэф – т сравнительной эффективности капитальных вложений 0,125 – 0,143,

       Кi – капитальные вложения в сеть,

       Иri – годовые эксплуатационные расходы.

  Рассчитываем капитальные вложения для каждого варианта:

Кi = Кл+ Кп/ст+ Кпост                                                                                            (12)

 где Кл – капитальные вложения в строительство,

       Кпост – постоянная часть затрат включающая стоимость подготовки и благо-

устройства территории, дорог, средств связи, сетей освещения, водопровода.

       Кп/ст – капитальные вложения на строительство подстанции.

Кл = К0 *l

  где К0 – стоимость 1км линии,

        l – длина линии,

Кп/ст = Ктр + Квыкл

  где Ктр – капитальные затраты на покупку и монтаж тр – ров,

         Квыкл - капитальные затраты на покупку и монтаж выключателей,

Ктр = К0 * n 

  где К0 – стоимость тр – ра и выключателей,

        n – количество тр – ров и выключателей.

Ежегодные эксплуатационные расходы рассчитываются по формуле:

И = Илп/стΔw                                                                                              (13)

  где  Ил –  годовые издержки на эксплуатацию линий,

          Ип/ст  – годовые издержки на эксплуатацию подстанций,

          ИΔw –  годовые издержки на потери энергии.

Ил = Илалрло

Ип/ст = Ип/стап/стрп/сто

  где  Ила , Ип/ста – амортизационные расходы ,

          Илр, Ип/стр – ежегодные издержки на ремонт ЛЭП и подстанций,

          Ило, Ип/сто – ежегодные издержки на обслуживание ЛЭП и подстанций.

Ила = Lла * Клэп

Ип/ст = Lп/ста * Кп/ст

  где  Lла, Lп/ста – норма амортизационных отчислений,

          Кл, Кп/ст – капитальные вложения в ЛЭП и подстанции.

Илр = Lлр * Клэп

Ип/стр = Lп/стар * Кп/ст

  где  Lлр, Lп/стр – норма амортизационных отчислений.

Ило = Lло * Клэп

Ип/сто = Lп/стао * Кп/ст

  где  Lло, Lп/стао – норма амортизационных отчислений.

ИΔw = β *ΔW                                                                                                      (14)

  где  β – стоимость 1 кВт/ч электроэнергии,

         ΔW – потери энергии в ЛЭП и трансформаторах.                       

ΔW = ΔP * τ                                                                                                       (15)

  где ΔP – потери мощности,

         τ – время, за которое электроприемникам необходимо при постоянном Pmax

создать те же потери электроэнергии, которые имеют место при работе по

реальному графику.

τ = (16)

ΔPлэп = 3I2 * Rлэп = (S/Uн)2 * Rлэп                                                                         (17)

ΔPтр-ра = ΔPхх * n + ΔPкз/n * (S/Sн тр-ра)2 (18)

  где ΔPхх - активные потери холостого хода кВт,

        ΔPкз – активные потери короткого замыкания кВт,

        Sн тр-ра – номинальная мощность мВА,

        S – мощность нагрузки мВА,

        n – количество трансформаторов.              

   Для технико – экономического расчета составим электрические схемы каждого варианта.

       

          

 

        

  Рис.18 Электрическая схема варианта 1, 110 кВ.

    

    

  Рис.19 Электрическая схема варианта 1, 220 кВ.

   

  Рис.20 Электрическая схема варианта 2, 220 кВ.

     

  Рис.21 Электрическая схема варианта 3, 220 кВ.

    

  Рис.22 Электрическая схема варианта  4, 220 кВ.

    

    

  Рис.23 Электрическая схема варианта 5, 110 кВ.

     

  Рис.24 Электрическая схема варианта 5, 220 кВ.

  Рассчитаем затраты для первого варианта, сети напряжением 110 кВ.

Ктр = Ктр1+ Ктр2+ Ктр3+ Ктр4+ Ктр5 = 3920000+4320000+6720000+6720000+5040000=

26720000 руб

Квыкл =25 * 1040000=26000000 руб

Кп/ст = Ктр+ Квыкл = 26720000+26000000=52720000 руб

Клэп01= 68 * 1168000 = 79424000 руб

Клэп02= 88 * 1168000 = 102784000 руб

Клэп03= 50 * 1128000 = 56400000 руб

Клэп04= 60 * 1132000 = 67920000 руб

Клэп05= 35 * 1168000 = 40880000 руб

Клэп∑ = 79424000+102784000+56400000+67920000+40880000 = 347408000 руб

Кпост = 5 * 11200000 = 56000000 руб

К = Кл+ Кп/ст+ Кпост = 347408000+52720000+56000000 = 456128000 руб

  Расчет эксплуатационных расходов.

Ила = Lла * Клэп = 0,02 * 347408000 = 6948160 руб

Илр = Lлр * Клэп = 0,008 * 347408000 = 2779264 руб

Ило = Lло * Клэп = 0,004 * 347408000 = 1389632 руб

Ил = Ила+ Илр+ Ило = 6948160+2779264+1389632 = 11117056 руб

Ип/ст = Lп/ста * Кп/ст = 0,035 * 52720000 = 1845200 руб

Ип/стр = Lп/стар * Кп/ст = 0,029 * 52720000 = 1528880 руб

Ип/сто = Lп/стао * Кп/ст = 0,03 * 52720000 = 1581600 руб

Ип/ст = Ип/ста+ Ип/стр+ Ип/сто = 1845200+1528880+1581600 = 4955680 руб

  Расчет потерь мощности в ЛЭП и трансформаторах.

ΔPл01 = (10,6/110)2 * 14,55 = 0,135 мВт

ΔPл02 = (21,2/110)2 * 18,83 = 0,7 мВт

ΔPл03 = (31,8/110)2 * 7,65 = 0,64 мВт

ΔPл04 = (42,4/110)2 * 7,47 = 1,11 мВт

ΔPл05 = (26,5/110)2 * 7,49 = 0,434 мВт

ΔPлэп∑ = ΔPл01+ ΔPл02+ ΔPл03+ ΔPл04+ ΔPл05 = 0,135+0,7+0,64+1,11+,0434 = 3,02 мВт

ΔPт01 = 0,01 * 2 + 0,044/2 * (10,59/6,3)2 = 0,082 мВт

ΔPт02 = 0,014 * 2 + 0,058/2 * (21,1/10)2 = 0,158 мВт

ΔPт03 = 0,025 * 2 + 0,12/2 * (31,8/25)2 = 0,147 мВт

ΔPт04 = 0,025 * 2 + 0,12/2 * (42,4/25)2 = 0,222 мВт

ΔPт05 = 0,018 * 2 + 0,085/2 * (26,5/16)2 = 0,152 мВт

ΔPтр∑ = ΔPт01+ ΔPт02+ ΔPт03+ ΔPт04+ ΔPт05 = 0,082+0,158+0,147+0,222+0,152 = 0,761

мВт

  Определяем суммарные потери.

ΔP = ΔPлэп∑+ ΔPтр∑ = 3,02+0,761 =3,781 мВт

ΔW = ΔP * τ = 3,781 * 8437,7 = 31902,94 мВт ч

ИΔw = β * ΔW = 31902940 * 0,58 = 18503705 руб

И = Илп/ст+ ИΔw = 11117056+4955680+18503705 = 34576441 руб

  Определим приведенные затраты.

З = Рн * К+И = 0,12 * 456128000+34576441 = 89311801 руб

  Определим стоимость передачи энергии.

С = И/W = 34576441/8437,7 = 4098 руб/кВт ч

  Рассчитаем затраты для первого варианта, сети напряжением 220 кВ.

Ктр = Ктр1+ Ктр2+ Ктр3+ Ктр4+ Ктр5 = 13520000+13520000+13520000+13520000+

+13520000 = 67600000 руб

Квыкл =25 * 1440000 = 36000000 руб

Кп/ст = Ктр+ Квыкл = 67600000+36000000=103600000 руб

Клэп01= 68 * 2952000 = 200736000 руб

Клэп02= 88 * 2952000 = 259776000 руб

Клэп03= 50 * 2952000 = 147600000 руб

Клэп04= 60 * 2952000 = 177120000 руб

Клэп05= 35 * 2952000 = 103320000 руб

Клэп∑ = 200736000+259776000+147600000+177120000+103320000 = 888552000 руб

Кпост = 5 * 15200000 = 76000000 руб

К = Кл+ Кп/ст+ Кпост = 888552000+103600000+76000000 = 1068152000 руб

  Расчет эксплуатационных расходов.

Ила = Lла * Клэп = 0,02 * 888552000 = 17771040 руб

Илр = Lлр * Клэп = 0,008 * 888552000 = 7108416 руб

Ило = Lло * Клэп = 0,004 * 888552000 = 3554208 руб

Ил = Ила+ Илр+ Ило = 17771040+7108416+3554208 = 28433664 руб

Ип/ст = Lп/ста * Кп/ст = 0,035 * 103600000 = 3626000 руб

Ип/стр = Lп/стар * Кп/ст = 0,029 * 103600000 = 3004400 руб

Ип/сто = Lп/стао * Кп/ст = 0,03 * 103600000 = 3108000 руб

Ип/ст = Ип/ста+ Ип/стр+ Ип/сто = 3626000+3004400+3108000 = 9738400 руб

  Расчет потерь мощности в ЛЭП и трансформаторах.

ΔPл01 = (10,6/110)2 * 4,11 = 0,0095 мВт

ΔPл02 = (21,2/110)2 * 5,32 = 0,05 мВт

ΔPл03 = (31,8/110)2 * 3,02 = 0,063 мВт

ΔPл04 = (42,4/110)2 * 3,63 = 0,135 мВт

ΔPл05 = (26,5/110)2 * 2,12 = 0,031 мВт

ΔPлэп∑ = ΔPл01+ ΔPл02+ ΔPл03+ ΔPл04+ ΔPл05 = 0,0095+0,05+0,063+0,135+0,031=0,288 мВт

ΔPт01 = 0,05 * 2 + 0,17/2 * (10,59/40)2 = 0,106 мВт

ΔPт02 = 0,05 * 2 + 0,17/2 * (21,1/40)2 = 0,124 мВт

ΔPт03 = 0,05 * 2 + 0,17/2 * (31,8/40)2 = 0,154 мВт

ΔPт04 = 0,05 * 2 + 0,17/2 * (42,4/40)2 = 0,195 мВт

ΔPт05 = 0,05 * 2 + 0,17/2 * (26,5/40)2 = 0,137 мВт

ΔPтр∑ = ΔPт01+ ΔPт02+ ΔPт03+ ΔPт04+ ΔPт05 = 0,106+0,124+0,154+0,195+0,137=0,716

мВт

     Определим суммарные потери.

ΔP = ΔPлэп∑+ ΔPтр∑ = 0,288+0,716 =1,0045 мВт

ΔW = ΔP * τ = 1,0045 * 8437,7 = 8475,7 мВт ч

ИΔw = β * ΔW = 8475700 * 0,58 = 4915906 руб

И = Илп/ст+ ИΔw = 28433664+9738400+4915906 = 43087970 руб

  Определим приведенные затраты.

З = Рн * К+И = 0,12 * 456128000+43087970 = 97823330 руб

  Определим стоимость передачи энергии.

С = И/W = 43087970/8437,7 = 5106 руб/кВт ч

  Другие варианты сети считаются подобным образом, результаты расчетов заносятся в таблицу №7.

  Таблица 7 Сравнение стоимости вариантов сети.

Вари-

ант

Клэп

т.руб

Ктр

т.руб

Квыкл

т.руб

Кп/ст

т.руб

Кпост

т.руб

К

т.руб

Ил

т.руб

1

347408

26720

26000

52720

56000

456128

11117

1.1

888552

67600

36000

103600

76000

1068152

28433,6

2

695376

67600

24480

92080

76000

802656

22252

3

646920

67600

30240

97840

76000

820760

20701,4

4

513576

67600

27360

94960

76000

684536

16434,4

5

334200

26720

22880

49600

56000

439800

10694,4

5.1

739800

67600

31680

99280

76000

915080

23673,6

Ип/ст

т.руб

ИΔw

т.руб

И

т.руб

С

З

т.руб

4955,7

18503,7

34576,4

4098

89311,8

9738,4

4915,9

43087,97

5106

97823,33

8655,5

12851,3

43758,85

5186

140077,57

9196,9

5657,3

35555,7

4214

134046,9

8926,2

6782,9

32143,57

3809

114287,89

4662,4

19751,64

35177,56

4169

87953,56

9332,3

5872,64

38878,56

4607

148688,16

  Производим сравнение вариантов с наименьшими затратами №1 и №5, так как

разница в капитальных затратах составляет менее 5٪.

   В этом случае для сравнения вариантов используется нормативный срок

окупаемости:

К1 > К5

И1 < И5;

Т =  (19)

  Так как Т  > Тн принимается вариант №5.

  

 

 

4. Электрические расчеты основных режимов работы

выбранного варианта сети.

  Составляем схему замещения варианта 5 на основе электрической принципи-

альной схемы.

  

  Рис.25 Схема замещения варианта 5, электрической сети.

  Рассчитаем режимы максимальных, минимальных нагрузок и послеаварийный

режим работы по формулам:

 (20)

                                                                                           (21)

   (22)

   (23)

                                                                                                      (24)

  Просчитаем эти величины для каждой подстанции, а результаты расчетов зане-

сем в таблицы №8, №9, №10.

мВт

мВт

мВт

мвар

мвар

мвар

мвар

мВ А

  Таблица 8 Режимы максимальных нагрузок.

п/ст

Рн мВт

Qн мвар

ΔPкз мВт

ΔPхх мВт

ΔQ мвар

ΔQхх мвар

ΔQкз мвар

Рр мВт

Qр мвар

Sр

мВ А

1

10

3,5

0,037

0,02

1,05

0,126

0,93

10,057

3,506

10,65

2

20

7

0,139

0,028

1,35

0,18

2,36

20,167

8,19

21,77

3

30

10,5

0,097

0,05

0,85

0,325

2,12

30,147

12,095

32,48

4

40

14

0,172

0,05

3,86

0,325

3,77

40,222

14,235

42,67

5

25

8,725

0,116

0,036

2,28

0,224

2,3

25,152

8,97

26,7

    Для режима минимальных нагрузок Smin = 0.4Smax 

 

 Таблица 9 Режимы минимальных нагрузок.

п/ст

Рн мВт

Qн мвар

ΔPкз мВт

ΔPхх мВт

ΔQ мвар

ΔQхх мвар

ΔQкз мвар

Рр мВт

Qр мвар

Sр

мВ А

1

4

1,4

0,01

0,02

1,05

0,126

0,15

4,03

0,626

4,08

2

8

2,8

0,021

0,028

1,35

0,18

0,377

8,049

2,007

8,295

3

12

4,2

0,0155

0,05

0,85

0,325

0,34

12,0665

4,015

12,71

4

16

5,6

0,0276

0,05

3,86

0,325

0,603

16,0776

2,67

16,297

5

10

3,49

0,0186

0,036

2,28

0,224

0,368

10,0546

1,802

10,215

  Таблица 10 Послеаварийный режим работы.

п/ст

Рн мВт

Qн мвар

ΔPкз мВт

ΔPхх мВт

ΔQ мвар

ΔQхх мвар

ΔQкз мвар

Рр мВт

Qр мвар

Sр

мВ А

1

10

3,5

0,037

0,02

1,3

0,126

0,93

10,057

3,256

10,57

2

20

7

0,139

0,028

0,8

0,18

2,36

20,167

8,74

21,98

3

30

10,5

0,097

0,05

1,46

0,325

2,12

30,147

11,485

32,26

4

40

14

0,172

0,05

1,931

0,325

3,77

40,222

16,164

43,35

5

25

8,725

0,116

0,036

1,143

0,224

2,3

25,152

10,106

27,105

  Находим потери мощности на участках сети величины напряжения на стороне высшего напряжения подстанции.

  Для этого рассчитаем мощности на участках сети при максимальном, мини-

мальном и послеаварийном режиме работы сети.

Рассчитаем полную мощность участков схемы  в максимальном режиме работы

методом контурных токов.

S02 l02S12 l12S01 l01 = 0

S02 l02 + S32 l32 - S03 l03 = 0

S01 = S1 + S12

S02 = S2 – S12 + S32

S03 = S3 – S32

S32 =

 

 

 


  Рис.26

мВ А

мВ А

мВ А

мВ А

мВ А

  Расчет схемы при работе с минимальной загрузкой производим тем же методом

мВ А

мВ А

мВ А

мВ А

мВ А

     Расчет схемы при работе в послеаварийном режиме.

мВ А

мВ А

мВ А

мВ А

мВ А

мВ А

  Теперь находим потери мощности на участках сети и величины напряжения на

стороне ВН подстанций.

Участок 0 – 1 – 2

ΔР12 = (S12расч /Uн )2 * r12 = (6,96/110)2 * 15,84 = 0,0634 мВт

Р12 = Р12расч + ΔР12 = 6,57+0,0634 = 6,6334 мВт

ΔQ12 = (S12расч /Uн )2 * x12 = (6,96/110)2 * 16,43 = 0,0658 мВт

ΔQ12с = bл * U2н = 94,35*10-6 *1102 = 0,57мвар

Q12 = Q12расч   + ΔQ12 - ΔQ12с =2,296+0,0658-0,57 = 1,792мвар

Р/01 = Р12 + Р = 6,6334+10,057 = 16,69мВт

Q/01 = Q12 + Q = 1,792 + 3,506 = 5,298 мвар

S/01 =мВ А

ΔР01 = (S01расч /Uн )2 * r01 = (17,51/110)2 * 29,1 = 0,737 мВт

ΔQ01 = (S01расч /Uн )2 * x01 = (17,51/110)2 * 30,19 = 0,765 мВт

ΔQ01с =  bл * U2н = 173,4*10-6 *1102 = 1,05мвар

Р01 = Р/01 + ΔР01 = 16,69+0,737 = 17,427 мВт

Q01 = Q/01    + ΔQ01 – ΔQ01с =5,298 + 0,765 – 1,05= 5,013мвар

Uраб1 = 121 – (17,427*29,1+5,013*30,19)/121 = 115,56 кВ

Uраб2 = 115,56 – (6,6334*15,84+1,792*16,43)/115,56 = 114,1 кВ

Участок 0 – 2 – 3

ΔР23 = (S23расч /Uн )2 * r23 = (1,726/110)2 * 20,11 = 0,005 мВт

Р23 = Р23расч + ΔР23 = 1,629+0,005 = 1,634 мВт

ΔQ23 = (S23расч /Uн )2 * x23 = (1,726/110)2 * 20,87 = 0,00514 мВт

ΔQ12с = bл * U2н = 119,85*10-6 *1102 = 0,725мвар

Q12 = Q12расч   + ΔQ12 - ΔQ12с =0,57+0,00514 – 0,725 = - 0,15мвар

Р/02 = Р23 + Р = 1,634+15,61 = 17,244мВт

Q/02 = Q23 + Q = - 0,15+5,456 = 5,306 мвар

S/02 =мВ А

ΔР02 = (S02расч /Uн )2 * r02 = (18,04/110)2 * 37,66 = 1,013 мВт

ΔQ02 = (S02расч /Uн )2 * x02 = (18,04/110)2 * 39,1 = 1,052 мВт

ΔQ02с =  bл * U2н = 224,4*10-6 *1102 = 1,36мвар

Р02 = Р/02 + ΔР02 = 17,244+1,013 = 18,257 мВт

Q02 = Q/02    + ΔQ02 – ΔQ02с =5,306+1,052 – 1,36 = 4,998мвар

Uраб2 = 121 – (18,257*37,66+4,998*39,1)/121 = 113,7 кВ

Uраб3 = 113,7 – (1,634*20,11 –  0,15*20,87)/113,7 = 113,44 кВ

Участок 0 – 3

ΔР03 = (S03расч /Uн )2 * r03 = (30,754/110)2 * 6 = 0,469 мВт

ΔQ03 = (S03расч /Uн )2 * x03 = (30,754/110)2 * 20,25 = 1,58 мВт

ΔQ03с =  bл * U2н = 140,5*10-6 *1102 = 0,85мвар

Р03 = Р03расч + ΔР03 = 29,03+0,469 = 29,5 мВт

Q03 = Q03расч    + ΔQ03 – ΔQ03с =10,146+1,58 – 0,85 = 10,876мвар

Uраб3 = 121 – (29,5*6+10,876*20,25)/121 = 117,7 кВ

Участок 0 – 4

ΔР04 = (S04расч /Uн )2 * r04 = (42,67/110)2 * 7,47/2 = 0,68  мВт

ΔQ04 = (S04расч /Uн )2 * x04 = (42,67/110)2 * 12,81/2 = 1,165 мВт

ΔQ04с =  bл * U2н = 319,2*10-6 *1102 = 3,86мвар

Р04 = Р04расч + ΔР04 = 40,222+0,68 = 40,902 мВт

Q04 = Q04    + ΔQ04 – ΔQ04с =14,235+1,165 – 3,86 = 11,54мвар

Uраб4 = 121 – (40,902*7,47/2+11,54*12,81/2)/121 = 119,13 кВ

Участок 0 – 5

ΔР05 = (S05расч /Uн )2 * r05 = (26,7/110)2 * 7,49/2 = 0,22 мВт

ΔQ05 = (S05расч /Uн )2 * x05 = (26,7/110)2 * 7,35/2 = 0,216 мВт

ΔQ05с =  bл * U2н = 189*10-6 *1102 = 2,28мвар

Р05 = Р05 + ΔР05 = 25,15+0,22 = 25,372 мВт

Q05 = Q05    + ΔQ05 – ΔQ05с =8,97+0,216 – 2,28 = 6,906мвар

Uраб5 = 121 – (25,372*7,49/2+6,906*7,35/2)/121 = 120 кВ

   Производим уточнения.

Участок 0 – 1 – 2

ΔР12 = (S12расч /Uн )2 * r12 = (6,96/114,1)2 * 15,84 = 0,059 мВт

Р12 = Р12расч + ΔР12 = 6,57+0,059 = 6,63 мВт

ΔQ12 = (S12расч /Uн )2 * x12 = (6,96/114,4)2 * 16,43 = 0,061 мВт

ΔQ12с = bл * U2н = 94,35*10-6 *114,12 = 0,614мвар

Q12 = Q12расч   + ΔQ12 - ΔQ12с =2,296+0,059-0,614 = 1,743мвар

Р/01 = Р12 + Р = 6,63+10,057 = 16,687мВт

Q/01 = Q12 + Q = 1,743 + 3,506 =5,249 мвар

S/01 =мВ А

ΔР01 = (S12расч /Uн )2 * r12 = (17,51/115,56)2 * 29,1 = 0,67 мВт

ΔQ01 = (S12расч /Uн )2 * x12 = (17,51/115,56)2 * 30,19 = 0,691 мВт

Участок 0 – 2 – 3

ΔР23 = (S23расч /Uн )2 * r23 = (1,726/113,44)2 * 20,11 = 0,0046 мВт

Р23 = Р23расч + ΔР23 = 1,629+0,0046 = 1,6336 мВт

ΔQ23 = (S23расч /Uн )2 * x23 = (1,726/113,44)2 * 20,87 = 0,0048 мВт

ΔQ12с = bл * U2н = 119,85*10-6 *113,442 = 0,771мвар

Q12 = Q12расч   + ΔQ12 - ΔQ12с =0,57+0,0048 – 0,771 = - 0,196мвар

Р/02 = Р23 + Р = 1,6336+15,61 = 17,2436мВт

Q/02 = Q23 + Q = - 0,196+5,456 = 5,26 мвар

S/02 =мВ А

ΔР02 = (S02расч /Uн )2 * r02 = (18,04/113,7)2 * 37,66 = 1,012 мВт

ΔQ02 = (S02расч /Uн )2 * x02 = (18,04/113,7)2 * 39,1 = 1,05 мВт

Участок 0 – 3

ΔР03 = (S03расч /Uн )2 * r03 = (30,754/117,7)2 * 6 = 0,41 мВт

ΔQ03 = (S03расч /Uн )2 * x03 = (30,754/117,7)2 * 20,25 = 1,38 мВт

Участок 0 – 4

ΔР04 = (S04расч /Uн )2 * r04 = (42,67/119,13)2 * 7,47/2 = 0,479  мВт

ΔQ04 = (S04расч /Uн )2 * x04 = (42,67/119,13)2 * 12,81/2 = 0,822 мВт

Участок 0 – 5

ΔР05 = (S05расч /Uн )2 * r05 = (26,7/120)2 * 7,49/2 = 0,185 мВт

ΔQ05 = (S05расч /Uн )2 * x05 = (26,7/120)2 * 7,35/2 = 0,182 мВт

  Расчеты для послеаварийного и минимального режимов выполняют подобным образом, результаты расчета заносят в таблицу №11.

  Таблица 11 Режимы работы электрической сети.

лэп

ΔР мВт

ΔQ мвар

Uвн кВ

Режимы

Режимы

Режимы

max

min

авар

max

min

авар

max

min

авар

1-2

0,059

0,00814

0,689

0,061

0,00844

0,715

114,1

119,02

97,84

0-1

067

0,09

6,53

0,691

0,093

6,771

115,56

119,4

102

2-3

0,0046

0,00086

2,56

0,0048

0,0009

2,676

113,44

118,01

91,8

0-2

1,012

0,214

18,61

1,05

0,222

19,33

113,7

118,05

98

0-3

0,41

0,0595

-

1,38

0,2

-

117,7

119,88

-

0-4

0,479

0,0682

1,026

0,822

0,117

1,76

119,13

120,56

116,94

0-5

0,185

0,027

0,39

0,182

0,0263

0,382

120

120,7

118,92

 

  Определяем величины напряжений на стороне низшего напряжения подстанции

приведенные к стороне высшего напряжения.

Uннi = Uвнi - Δ Uнi  (25)

 где  Uвнi  - действительное напряжение на стороне ВН кВ;

        Δ Uнi – потеря напряжения в трансформаторах подстанции кВ.

ΔUнi =   (26)

  где  Рнi, Qнi – потоки активной и реактивной мощности, протекающие через соп-

ротивления трансформаторов со стороны ВН.

         rтi, xтi – активное и реактивное сопротивления трансформаторов.

rтi = (27)

xтi =  (28)

  Выберем ответвления на трансформаторах для обеспечения потребителей

электроэнергией.

  Требуемое напряжение ответвлений ВН трансформаторов подстанций опреде-

ляется по формуле:

Uотвi = U/ ннi - Uннi / Uнж  (29)

  где  Uннi – номинальное напряжение обмотки НН трансформатора кВ,

          Uнж – желаемое значение напряжения на стороне НН трансформаторов

( для максимального и послеаварийного режима принимаем на 5٪ больше номи-

нального напряжения сети, а для минимального режима равно номинальному) кВ

  По расчетному значению Uотв выбираем ближайшее меньшее стандартное

ответвление обмотки ВН трансформаторов Uотв и для него определяем действи-

тельное напряжение Uнд на стороне НН подстанции.

Uндi = U/ннi - Uннi  / Uотв ст

  Таблица 12 Величины напряжений.

п/ст

Uвнi кВ

rт Ом

xт Ом

Р мВт

Q мвар

ΔU кВ

U/ннi кВ

Режим максимальных нагрузок

1

115,56

7,33

110,21

10,037

4,55

4,97

110,59

2

113,7

3,835

69,43

20,139

8,35

5,78

107,92

3

117,7

1,27

27,77

30,097

11,35

3,003

114,7

4

119,13

1,27

27,77

40,172

17,86

4,59

114,54

5

120

2,2

43,39

25,116

11,005

4,44

115,56

Режим минимальных нагрузок

1

119,4

7,33

110,21

4,01

1,55

1,68

117,72

2

118,05

3,835

69,43

8,021

3,177

2,13

115,92

3

119,88

1,27

27,77

12,0155

4,54

1,18

118,7

4

120,56

1,27

27,77

16,0276

6,203

1,6

118,96

5

120,7

2,2

43,39

10,0186

3,858

1,57

119,13

Послеаварийный режим работы сети

1

102

7,33

110,21

10,037

4,43

4,86

97,14

2

98

3,835

69,43

20,139

9,36

6,56

91,44

3

91,8

1,27

27,77

30,097

12,62

3,3

90,5

4

116,94

1,27

27,77

40,172

17,77

4,65

112,29

5

118,92

2,2

43,39

25,116

11,025

4,49

114,43

  Таблица 13 Выбор регулировочных ответвлений.

п/ст

U/нн кВ

Uотв кВ

Uотв ст кВ

Uнд кВ

Ступень

Режим максимальных нагрузок

1

110,59

-

-

10,56

-

2

107,92

113

112,953

10,51

-1*1,78

3

114,7

114,7

112,953

10,66

-1*1,78

4

114,54

114,54

112,953

10,66

-1*1,78

5

115,56

121,063

121,141

10,5

+3*1,78

Режим минимальных нагрузок

1

117,72

129,492

129,329

10,01

+7*1,78

2

115,92

127,51

127,282

10,01

+6*1,78

3

118,7

124,635

123,188

10,1

+4*1,78

4

118,96

124,91

125,235

10

+5*1,78

5

119,13

131,043

131,376

10

+8*1,78

Послеаварийный режим работы сети

1

97,14

101,765

100,671

10,6

+7*1,78

2

91,44

95,8

96,577

10,45

+9*1,78

3

90,5

94,8

96,577

10,3

+9*1,78

4

112,29

112,29

110,906

10,63

-2*1,78

5

114,43

119,89

119,094

10,56

+3*1,78

  Таблица 14 Стандартные ответвления.

Ступень регулирования

U кВ

Ступень регулирования

U кВ

+1*1,78

117,047

-1*1,78

112,953

+2*1,78

119,094

-2*1,78

110,906

+3*1,78

121,141

-3*178

108,859

+4*1,78

123,188

-4*1,78

106,812

+5*1,78

125,235

-5*1,78

104,765

+6*1,78

127,282

-6*1,78

102,718

+7*1,78

129,329

-7*1,78

100,671

+8*1,78

131,376

-8*1,78

98,624

+9*1,78

133,423

-9*1,78

96,577

5. Проверочный баланс активной и реактивной мощности

в сети.

  Составим баланс для режима максимальных нагрузок. Баланс активной мощности определяется следующим образом:

 Рсист = Рнагр +ΔРсети + ΔРсн = 125+3,583+5 = 133,583 мВт

Рнагр= Р12345=125 мВт

ΔРсети= ΔРлэп+ ΔРтр =ΔРхх + ΔР + ΔРлэп = 0,745+2,8376 = 3,583 мВт

ΔРлэп = 0,059+0,67+0,0046+1,012+0,41+0,479+0,185 = 2,8376 мВт

ΔРтр = ΔРхх + ΔРкз = 0,184+0,561 = 0,745 мВт

ΔРхх = 0,02+0,028+0,05+0,05+0,036 = 0,184 мВт

ΔРкз = 0,037+0,139+0,097+0,172+0,116 = 0,561 мВт

 ΔРсн=0,04* Рнагр=0,04*125=5 мВт

  Определим баланс реактивной мощности:

  Qист= Qсист+ Qку

  Qист = QнагрQсети + ΔQсн

   Qнагр = Q1+ Q2+ Q3 + Q4+ Q5 = 3,5+7+10,5+14+8,725 =43,725 мвар

  ΔQсети = ΔQтр+ ΔQлэп = 12,66 – 10,68 =1,98 мвар

  ΔQтр = ΔQхх+ ΔQкз = 12,66 мвар

  ΔQлэп = ΔQ01 + ΔQ02 + ΔQ03 + ΔQ04 + ΔQ05 + ΔQ12 + ΔQ23 - ΔQск = 0,061+0,691+

+0,0048+1,05+1,38+0,822+0,182 – 15,32 = - 10,68 мвар

  ΔQсн =0,04*Sнагр = 5,3 мвар

  Qист = Qнагр + ΔQлэп + ΔQсн = 43,725 – 10,68 +5,3 = 38,345 мвар

  Qсист = Р*tgφ = 133,583*0,3495 = 46,96 мвар

  Qку = Qист - Qсист = 38,345 – 46,96 = - 8,615 мвар

     Вывод: Источники реактивной мощности ( генераторы РЭС и КУ выбранные в начале расчета) выдают реактивную мощность в режиме максимальной наг-

рузки больше чем требуется для работы сети с заданными условиями.

Можно убрать часть КУ или работать с большем cosφ.

  

  

 

6. Заключение.

  Согласно задания на проектирование, выполнен курсовой проект по теме

проектирование электрической сети для электроснабжения потребителей цнлю –

лозно – бумажной промышленности.

  На основании исходных данных и предварительных расчетов были приняты

пять различных вариантов сети. Для принятых вариантов произведен выбор пита-

ющего напряжения, выбор провода по экономической плотности тока, с проверкой по потере напряжения в нормальном и послеаварийном режимах.

   Для преобразования напряжений 110 кВ, 220 кВ в напряжение 10 кВ, необхо –

димое потребителю, обоснован выбор силовых трансформаторов, выбор был

произведен с учетом графика суточных нагрузок предприятий.

   В экономической части проекта произведено технико – экономическое обос –

нование вариантов, в результате расчета выбран вариант с напряжением 110 кВ

с наименьшими капитальными затратами.

   Так же произведен расчет падений напряжений, для трех режимов работы

сети ( максимального , минимального и послеаварийного). По полученным дан –

ным были выбраны регулировочные ответвления трансформаторов, для качест –

венного электроснабжения потребителей.

    Графическая часть проекта была разработана на основании произведенных

расчетов и раскрывает принцип построения электрической схемы.  

                              

 

  

Содержание.

 

  1.  Введение………………………………………………………………….4
    1.  Исходные данные по проекту…………………………………………. 5

  1.  Предварительный расчет эл сети……………………………………….5

2.1. Расчет баланса активной и реактивной мощности в сети………….. .5

2.1.1 Расчет баланса активной мощности сети…………………………....5

2.1.2 Баланс реактивной мощности в сети………………………………...6

2.2 Выбор конструкции сети, материалов проводов и номинального

      напряжения……………………………………………………………...7

2.2.1 Выбор конструкции сети……………………………………………..7

2.2.2 Составление схем вариантов проектируемой сети………………....7

2.2.3 Расчет ориентировочного напряжения схем вариантов

         электрической сети…………………………………………………...9

2.3 Расчет сечений проводов ЛЭП электрической сети………………...14

2.3.1 Проверка проводов ЛЭП по току в наиболее тяжелом

         аварийном режиме…………………………………………………..17

2.3.2 Проверка сети по потере напряжения в нормальном и

         аварийном режимах…………………………………………………21

2.4 Выбор числа и мощности силовых трансформаторов

      на потребительских подстанциях…………………………………….25

3. Технико-экономическое обоснование вариантов

    схемы электроснабжения………………………………………………28

4. Электрические расчеты основных режимов работы

     выбранного варианта сети……………………………………………..41

5. Проверочный баланс активной и реактивной мощности в сети……..50

6. Заключение……………………………………………………………....51

7. Список литературы……………………………………………………...52

7. Список литературы.

  1.  Пособие по курсовому и дипломному проектированию для  электроэнерге –

тических специальностей: Учебное пособие для студентов вузов. Под ред.

В.М.Блок. – М.:Высш. школа, 1981. – 304с.

  2. Идельчик В.И. Электрические системы и сети. – М .: Энергоатомиздат,

      1985. – 592с.

  3.  Справочник по проектированию электроэнергетических систем. Под ред.

       С.С.Рокотяна и И.М.Шапиро, - 3 – е изд., перераб. и доп. – М.: Энергоатом –

       издат, 1985. – 352с.

  4.   Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть станций и подстанций

        Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования:

        Учеб. пособие для вузов. – 4 – е изд., перераб., и доп. – М.: Энергоатомиздат

        1989. – 608с.: ил.

  5.   Электротехнический справочник: В 3 т. Т. 3. Производство и распределение

        электрической энергии ( Под общ. ред. профессоров МЭИ: И.Н.Орлова

        и др. ) 7 – е изд., испр. и доп. – М.: Энергоатомиздат, 1988. – 880с.: ил.


ОГТИ 100400.1.3.06.29 ПЗ

4

Лист

Дата

Подпись

№ докум.

Лист

Изм.

ОГТИ 100400.1.3.06.29 ПЗ

6

Лист

Дата

Подпись

№ докум.

Лист

Изм.

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

8

ОГТИ 100400.1.3.06.29 ПЗ

ОГТИ 100400.1.3.06.29 ПЗ

9

Лист

Дата

Подпись

№ докум.

Лист

Изм.

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

11

ОГТИ 100400.1.3.06.29 ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

12

ОГТИ 100400.1.3.06.29 ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

14

ОГТИ 100400.1.3.06.29 ПЗ

ОГТИ 100400.1.3.06.29 ПЗ

15

Лист

Дата

Подпись

№ докум.

Лист

Изм.

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

16

ОГТИ 100400.1.3.06.29 ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

17

ОГТИ 100400.1.3.06.29 ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

19

ОГТИ 100400.1.3.06.29 ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

18

ОГТИ 100400.1.3.06.29 ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

21

ОГТИ 100400.1.3.06.29 ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

20

ОГТИ 100400.1.3.06.29 ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

22

ОГТИ 100400.1.3.06.29 ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

23

ОГТИ 100400.1.3.06.29 ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

24

ОГТИ 100400.1.3.06.29 ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

25

ОГТИ 100400.1.3.06.29 ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

27

ОГТИ 100400.1.3.06.29 ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

28

ОГТИ 100400.1.3.06.29 ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

29

ОГТИ 100400.1.3.06.29 ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

30

ОГТИ 100400.1.3.06.29 ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

31

ОГТИ 100400.1.3.06.29 ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

32

ОГТИ 100400.1.3.06.29 ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

33

ОГТИ 100400.1.3.06.29 ПЗ

ОГТИ 100400.1.3.06.29 ПЗ

35

Лист

Дата

Подпись

№ докум.

Лист

Изм.

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

34

ОГТИ 100400.1.3.06.29 ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

36

ОГТИ 100400.1.3.06.29 ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

37

ОГТИ 100400.1.3.06.29 ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

38

ОГТИ 100400.1.3.06.29 ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

39

ОГТИ 100400.1.3.06.29 ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

40

ОГТИ 100400.1.3.06.29 ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

41

ОГТИ 100400.1.3.06.29 ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

42

ОГТИ 100400.1.3.06.29 ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

43

ОГТИ 100400.1.3.06.29 ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

44

ОГТИ 100400.1.3.06.29 ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

45

ОГТИ 100400.1.3.06.29 ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

46

ОГТИ 100400.1.3.06.29 ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

47

ОГТИ 100400.1.3.06.29 ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

48

ОГТИ 100400.1.3.06.29 ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

49

ОГТИ 100400.1.3.06.29 ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

50

ОГТИ 100400.1.3.06.29 ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

51

ОГТИ 100400.1.3.06.29 ПЗ.

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

7

ОГТИ 100400.1.3.06.29 ПЗ

ОГТИ 100400.1.3.06.29 ПЗ

10

Лист

Дата

Подпись

№ докум.

Лист

Изм.

ОГТИ 100400.1.3.06.29 ПЗ

13

Лист

Дата

Подпись

</