Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Курсовой проект

По специальности: 0901000 «Электрооборудование электрических станций и подстанций и сетей»

Разработал: Болеген А.

Руководитель: Салькова А.Н.

Консультант: Салькова А.Н.

Алматы, 2015 г.

Введение

Казахстан обладает огромными запасами природных и особенно энергетических ресурсов. На территории нашей страны есть месторождения нефти и газа, которые выводят нас в первую десятку нефтяных стран. В Казахстане также есть крупные запасы угля, урана, золота и других ценных минералов. У нас большой потенциал использования солнечной и ветровой энергии.

Электропотребление в Казахстане, без учета потребителей Национальной Акционерной Компании по Атомной энергетики и промышленности, достигло своего пика в 1990 году и составило 100,4 млрд.кВт.ч(включая потери системы). Начавшийся в последующем спад производства и экономический кризис привели к тому, что электропотребление постянно сокращалось приблизительно на 6-8 % в год и в 1995 году достигло уровня 70,6 млрд.кВт.ч и, по сравнению с 1990 г. Снизилось на 30%.

Несмотря на понизившийся уровень потребления, Казахстан не может удовлетворить свои потребности с точки зрения производства электроэнергии. В значительной степени это вызвана причинами структурного и исторического характера, т.е. порождено всей системой энергоснабжения, организованной а соответствии а концепцией бывшего СССР. Однако, в некоторой мере, на ограничениях в области энергоснабжения сказались также финансовые факторы, которые вызвали невозможность полного обеспечения энергоисточников запасными частями и топливом, что привело к саду производства электроэнергии и недоиспользованию имеющихся генерирующих мощностей.

В 1990 году в Казахстане выработка электроэнергии составила 83 млрд.кВт.ч (включая 3 млрд.кВт.ч, полученных от независимых электропроизводителей), что на 83% удовлетворяло потребность в ней. Оставшиеся 17,4 млрд.кВт.ч импортировались: из России - 7,6 млрд.кВт.ч из государств Центральной Азии - 9,8 млрд.кВт.ч. В 1995 году собственное производство сократилось до 63,2 млрд.кВт.ч, что составило около 90% общей потребности в электроэнергии в Казахстане. Таким образом, чистый импорт электроэнергии оставался еще сравнительно большим, несмотря на его относительную высокую цену.

Около 80% вырабатываемой в Казахстане электроэнергии приходится на энергосистемы Северного Казахстана, использующие в основном, уголь Экибастузского и Карагандинского бассейнов. Одновременно Северная зона является и самым крупным потребителем среди трех зон республики - на нее приходилось в 1995 году около 71 % всего потребления электроэнергии в Казахстане. Северная зона Казахстана является единственной, которая удовлетворяет свои потребности в электроэнергии.

Чистый импорт электроэнергии из России, большая часть которого ориентирована на Западный Казахстан, и меньшая - на Северный Казахстан, составила 5,842 млрд. кВт.ч в 1994 году 3,2 млрд. в 1995 году. Доля импорта электроэнергии в эти два региона в 1995 году составила 7,5% от их общего суммарного потребления. Характерной чертой электроэнергетики Казахстана является преобладающее использование органического топлива, преимущественно угля, при выработки энергии на ТЭС. Это объясняется достаточным наличием энергетических ресурсов в государстве. Имеющиеся в изобилии дешевый уголь в большей своей части имеет низкое качество ( с большим содержанием золы), что порождает, в свою очередь, немалые 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, преимущественного газа, в электроэнергетике. Увеличение использования гидропотенциала сдерживается факторами экономического характера и в перспективе большого увеличение выработки электроэнергии на гидроэлектростанциях не ожидается.

Составление вариантов схемы электрической сети

I вариант

II вариант

трансформатор напряжение мощность нагрузка

III вариант

IV вариант

V вариант

VI вариант

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

Выбор типа и мощности силовых трансформаторов

Для подстанции №1



Принимаем к установке трансформатор типа ТРДН-25/110//10

Табл.1

Тип	Напряжение обмоток, кВ	Потери, кВт	Uк%	I%
		ДРхх	ДРк.з
ТРДН-25	115	10,5	29	120	10,5	0,75

Определяем параметры трансформатора

Определяем потери в обмотках трансформатора



рис.1

Выбор типа и мощности силовых трансформаторов

Для подстанции №2

Принимаем к установке трансформатор типа ТРДН-32/110//10

Табл.2

Тип	Напряжение обмоток, кВ	Потери, кВт	Uк%	I%
		ДРхх	ДРк.з
ТРДН-32	115	10,5	35	145	10,5	0,7

Определяем параметры трансформатора



Определяем потери в обмотках трансформатора

рис.2

Выбор типа и мощности силовых трансформаторов

Для подстанции №3



Принимаем к установке трансформатор типа ТДТН-40/110/35/10

Табл.3

Тип	Напряжение обмоток, кВ	Потери, кВт	Uк%	I%
	ВН	СН	НН	ДРхх	ДРк.з	U1-2	U1-3	U2-3
ТДТН-40	115	38,5	11	50	200	10,5	17	6	0,8

Определяем параметры трансформатора

Определяем потери в обмотках трансформатора



рис.3

Рассчитываем I-ый вариант

рис.4

Определяем токи по участкам:



Определяем сечение по экономической плотности тока:

Выбираем промежуточную железобетонную двухцепную опору на 110 кВ

рис.5



Выбираем одноцепную промежуточную опору на 110 кВ

рис.6

Данные линии табл.4

Участок	длина, км	провод	r0 Ом/км	d, мм	х0 Ом/км	b0 см/км	R, Ом	X Ом	B	Q, Мвар
А-3	25	2хАС-70	0,42	15,5	0,415		10,5	10,4		0,8
А-1	45	2хАС-95	0,314	15,5	0,404		14,13	18,18		1,5
1-2	25	АС-95	0,314	15,5	0,404		7,85	10,1		0,4

Производим расчёт мощностей в режиме максимальных нагрузок

Участок А-3

Участок 2-1

Участок 1-А



рис.7

Рассчитываем II-ой вариант

рис.8

Проверка



Определяем токи по участкам:

Определяем сечение по экономической плотности тока:

Выбираем промежуточную железобетонную одноцепную опору на 110 кВ

 рис.9

Данные линии табл.5

Участок	длина, км	провод	r0 Ом/км	d, мм	х0 Ом/км	b0 см/км	R, Ом	X Ом	B	Q, Мвар
А-3	25	АС-150	0,195	16,8	0,389		4,875	9,725		0,4
3-1	45	АС-70	0,420	11,4	0,415		18,9	18,67		0,7
1-В	20	АС-185	0,154	18,9	0,383		3,08	7,66		0,3

Производим расчет мощностей в режиме максимальных нагрузок

Участок 1-В

Участок 3-1

Участок А-3



рис.10

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
2-1	II	ж. б.	АС-95	16,4
1-А	II	ж. б.	2хАС-95	24,4
А-3	II	ж. б.	2хАС-70	24,6

Определяем капитальные вложения в сооружений воздушных линий:

Определяем потери электроэнергии в линии:

=3500 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

Капитальные вложения в подстанции табл.7

№ п/ст	I-вар	II-вар
1	290	210
2	130	130
3	170	150
Итого: х 1000	К1п/ст =590000	К2 п/ст =590000

Годовые эксплуатационные издержки:

Эксплуатационные расходы :

II- вариант

табл.8

Участок	Район по гол.	Тип опоры	Тип провода	Цена
А-3	II	ж. б.	АС-150	16,9
3-1	II	ж. б.	АС-70	18
1-2	II	ж .б.	АС-95	16,4
1-В	II	ж. б.	АС-185	16,5

Определяем капитальные вложения в сооружений воздушных линий:

Определяем потери электроэнергии в линии:

=3500 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

Капитальные вложения в подстанции

Эксплуатационные расходы:

Для дальнейшего расчета выбираем II-вариант, так как он наиболее выгодный по цене

Расчёт сети в минимальном режиме

Подстанция № 1

рис.11

Подстанция № 2



рис.12

Подстанция № 3



рис.13



рис.14

Проверка

Производим расчет мощностей в режиме минимальных нагрузок

Участок 2-1



Участок 1-В

Участок 3-1

Участок А-3

Аварийный режим - отключение более мощного источника

Участок 2-1

Участок 3-1

Участок А-3



Определение напряжения на шинах подстанции на ВС

Максимальный режим

Umax=116 кВ

Подстанция №1

Подстанция №2

Подстанция №3

Аварийный режим

Uавар=118 кВ



Подстанция №1

Подстанция №2

Подстанция №3



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
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19	+15,93 +14,16 +12,39 +10,69 +8,85 +7,08 +5,31 +3,54 +1,77 0 -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 1 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	min max авар	min max авар	min max авар

Подстанция №1

Максимальный режим

Минимальный режим

Аварийный режим

Подстанция №2

Максимальный режим

Минимальный режим

Аварийный режим

Подстанция №3

Максимальный режим

Минимальный режим

Аварийный режим

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
2	+2,5	1,025	3,05	min
3	0	1		авар.
4	-2,5	0,975	2,9	max
5	-5	0,95	2,83

Максимальный режим

Минимальный режим

Аварийный режим

Список используемой литературы

1. Дукенбаев К. «Энергетика Казахстана»

2. Боровиков В. А., Косарев В. К., Ходот Г. А. «Электрические сети энергетических систем»

3. Электротехнический справочник, книга 1, том 3, под общей редакцией Орлова И. Н., Энергоиздат, 2000г.

Размещено на Allbest.ru

...