Файл: Курсовая 103 Вт.doc

Скачать файл (1,49Мб)

Заказать решение

ВУЗ: Алматинский университет энергетики и связи

Категория: Курсовая работа

Дисциплина: Электротехника

Добавлен: 02.02.2019

Просмотров: 572

Скачиваний: 6

ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.

УПРАВЛЕНИЕ ОБРАЗОВАНИЯ ГОРОДА АЛМАТЫ

АЛМАТИНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОЛЛЕДЖ

ЭНЕРГЕТИКИ И ЭЛЕКТРОННЫХ ТЕХНОЛОГИЙ

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.

КП. 0901000. 06. 301. 15. ВД.

Литера Масса Масшта

Ведомость документов

Изм Лист № документа Подпись Дата

Разраб.

АГКЭ И ЭТ

ЭСС-301

Руковод.

№	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

Лист Листов

Болеген А

Салькова А.Н.

Консул.

КП. 0901000. 06. 301. 15. ПЗ.

Пояснительная записка

Изм Лист № документа Подпись Дата

Разраб.

Болеген А

Руковод.

Консул.

Салькова А.Н.

Пояснительная записка

Лист Листов

Литера Масса Масштаб

АГКЭ и ЭТ

ЭСС-301

Салькова А.Н.

лист

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 ориентированна 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.

КП. 0901000. 06. 301. 15. ПЗ.

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 ТРДН-25/110//10

табл.1

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.1

лист

КП. 0901000. 06. 301. 15. ПЗ.

лист

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%
			ΔРхх	ΔРк.з
ТРДН-32	115	10,5	35	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 трансформатор типа ТДТН-40/110/35/10

табл.3

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

КП. 0901000. 06. 301. 15. ПЗ.

лист

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 двухцепную опору на 110 кВ

рис.5

лист

КП. 0901000. 06. 301. 15. ПЗ.

Выбираем одноцепную промежуточную опору на 110 кВ

рис.6

Данные линии

табл.4

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-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

Л-3 табл. П.1-2

Производим расчёт мощностей в режиме максимальных нагрузок

Участок А-3

Участок 2-1

лист

КП. 0901000. 06. 301. 15. ПЗ.

Участок 1-А

рис.7

лист

КП. 0901000. 06. 301. 15. ПЗ.

Рассчитываем II-ой вариант

рис.8

Проверка

Определяем токи по участкам:

лист

КП. 0901000. 06. 301. 15. ПЗ.

Определяем сечение по экономической плотности тока:

Выбираем промежуточную железобетонную одноцепную опору на 110 кВ

рис.9

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-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

Л-3 табл. П.1-2

лист

КП. 0901000. 06. 301. 15. ПЗ.

Производим расчет мощностей в режиме максимальных нагрузок

Участок 1-В

Участок 3-1

Участок А-3

ДП. 2103002. 06. 42. 07. ПЗ.

КП. 0901000. 06. 301. 15. ПЗ.

лист

рис.10

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
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

(Л-3табл. § 42.2 стр.367)

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

лист

КП. 0901000. 06. 301. 15. ПЗ.

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

(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-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