Построение графиков нагрузки для обмоток трансформаторов высокого, среднего, низкого напряжения

Введение

Электрической подстанцией называются электроустановки, предназначенные для преобразования и распределения электроэнергии.

Главные схемы подстанции выбираются на основании схемы развития энергосистемы или схемы электроснабжения района.

На подстанциях 35 – 750 кВ обычно устанавливают один или два трансформатора (автотрансформатора). Выбор числа и мощности автотрансформатора производится с учетом требований к надежности электроснабжения, характера графиков нагрузки и допустимых систематических и аварийных перегрузок трансформаторов по ГОСТ.

При дипломном проектировании используют нормативные материалы, составленные на базе обобщения опыта проектирования, монтажа и эксплуатации электрических подстанций. Например, правила (ПУЭ), нормы (НТП), руководящие указания (по расчету токов короткого замыкания, выбору и проверки аппаратов и проводников по условию короткого замыкания).

Применяют типовые проектирования подстанций, принцип которого состоит в использовании при проектировании объекта ранее разработанных фрагментов проекта. Каждая проектируемая подстанция индивидуальна, поскольку индивидуальны исходные данные, условия и следовательно техническое задание на ее проектирование.

Данный дипломный проект посвящен расчету электрооборудования подстанции 500/220/10 кВ, ТЭЦ –3*300МВт.

Рост потребностей в электроэнергии в Республики Казахстан обеспечивает хорошие перспективы развития этой отрасли. При этом должна обеспечиваться экономичная эксплуатация энергетических объектов, а также высокое качество проектных и строительных работ. По этому расчет эффективности проектирования и расширения трансформаторной подстанции является весьма актуальным.

Объектом исследования в дипломной работе является подстанция 500/220/10 кВ. Оборудование подстанции предлагаемой заданием на данную дипломную работу включает два трансформатора АОТДЦТН 267000/500/220.

Целью дипломной работы является расчет показателей экономической эффективности проектирования и расширения подстанции.

Для достижения указанной цели необходимо выполнить следующие задачи:

– определение годового отпуска электроэнергии от подстанции;

– расчет капитальных вложений в строительство подстанции;

– расчет себестоимости трансформации электроэнергии;

– расчет окупаемости и рентабельности подстанции.

Построение графиков нагрузки для обмоток трансформаторов высокого, среднего, низкого напряжения

Согласно исходных данных максимальная мощность на 220 кВ составляет 400 МВт, и на 500 кВ 800 МВт. По этим значениям определяем процентное соотношение графика нагрузок для среднего и низкого напряжения трансформаторов.

Для данной подстанции 500/220/10 кВ график нагрузки трансформатора приведен для среднего напряжения 220 кВ.

Рассчитываем ступени графика в именованных единицах на низком напряжении по формуле [1, с. 40]

(1.1),

Для определения нагрузки высокого напряжения трансформатора, необходимо сложить нагрузки среднего и низкого обмоток напряжения. График нагрузки приведен ниже.

Рассчитываем ступени графика в именованных единицах на высоком напряжении трансформатора подстанции 500 кВ

Для расчета полной мощности, кроме активной составляющей необходимо определить реактивную мощность нагрузки, которую определяем следующим выражением

(1.2),

где – активная мощность нагрузки, МВт;

– реактивная мощность нагрузки, Мвар;

– тангенс угла который определяет по заданному

Определяем для нагрузки напряжением 220 кВ

Рассчитываем реактивные нагрузки.

График потребления реактивной мощности нагрузки напряжением 200 кВ

Определим полную мощность обмоток высшего напряжения трансформатора ПС

Составляем график полной мощности обмоток высокого напряжения трансформатора, согласно таблице 1.1

Таблица 1.1 – Результирующая таблица токов через обмотки трансформаторов

Нагрузки	0–8	8–12	12–20	20–24
Рсн, МВт	240	160	400	200
Рвн, МВт	510	340	850	425
Qвн, Мвар	115, 2	76, 8	192	96
Sвн, МВ·А	525	348	871	435

Тип трансформат-ора

Наминальное напряжение, кВ

Потери, кВт

Напряжение КЗ, %

I хх, %

Холостого хода

Короткого замыкания

АОТДЦТН-267/500/220/10

вн

сн

нн

вн-сн

вн-нн

сн-нн

вн-сн

вн-нн

сн-нн

500

220

150

470

110

100

11, 5

0, 35

Расчетные параметры

Паспортные данные

Выключатель ВГБ-500 Разъединитель РДЗ-500 Uуст=500 кВ Uном=500 кВ Uном=500 кВ Imax=1005 А Iном=3150 А Iном=2000 А Iпτ =2, 63 кА Iноткл=40 кА – iаτ =3, 5 кА iаном=25, 48 кА – Iпо=2, 63 кА Iдин=40 кА – iуд=2, 1 кА iдин=102 кА iдин=100 кА Вк=0, 5 кА² ·с Iтер² *tтер=1200 кА² ·с Iтер² *tтер=1984 кА² ·с

Определяем максимальный рабочий ток на 220 кВ

Тепловой импульс тока КЗ определяется по формуле

Время отключения [1. с 211]

Расчетные параметры

Паспортные данные

Выключатель ВГБ-220 Разъединитель РДЗ-220 Uуст=220 кВ Uном=220 кВ Uном=220 кВ Imax=1049 А Iном=2000 А Iном=2000 А Iпτ =2, 7 кА Iноткл=50 кА – iаτ =1, 15 кА iаном=38, 1 кА – Iпо=2, 7 кА Iдин=50 кА – iуд=3, 89 кА iдин=102 кА iдин=102 кА Вк=2, 4 кА² ·с Iтер² *tтер=7500 кА² ·с Iтер² *tтер=7500 кА² ·с

Определяем максимальный рабочий ток на 220 кВ

Тепловой импульс тока КЗ определяется по формуле

Время отключения [1. с 211]

Выбор выключателей на 10 кВ

Так как нагрузки на НН нет принимаем выключателей ВКЭ – 10

Таблица 4.3 – Выбор и проверка выключателей НН

Каталожные данные

Выключатель ВКЭ-10

Uном=10 кВ

Iном=2000 А

Iноткл=31, 5 кА

iаном=8, 8 кА

Iдин=31, 5 кА

iдин=80 кА

Iтер² ·tтер=2976 кА² ·с

Расчетные параметры, номинальные данные, условия выбора и проверки выключателей и разъединителей аналогичны и для других выключателей и разъединителей.

Приборы

Тип

Нагрузка ВЛ

А В С Амперметр Э-335 0, 5 0, 5 0, 5 0, 5 Ваттметр Д-335 0, 5 0, 5 – 0, 5 Варметр Д-304 0, 5 0, 5 – 0, 5 Счетчик САЗ-И-670 2, 5 2, 5 – 2, 5 Итого 4 4 0, 5 4

Приборы

Тип

S 1

Нагрузка ВЛ

А В С Амперметр Э-335 0, 5 0, 5 0, 5 0, 5 Счетчик ватт часов Д-335 0, 5 0, 5 – 0, 5 Счетчик вар часов СР4-И-670 2, 5 2, 5 – 2, 5 Итого 4 4 0, 5 4

Приборы

Тип

S одной обм. ВА

Число обм.

Cos

Sin

Число прибо-

Ров

Общая потребляемая P

P, Вт Q, ВАР Сборные шины Вольтметр Э-335 2 1 1 0 1 4 – Вольтметр регистрирующий Н-393 10 2 1 0 2 40 – Частотомер Э-362 7 2 1 0 2 28 – Линия 500 Фиксатор ФИП 3 2 1 0 2 4 – Ваттметр Д-335 1, 5 2 1 0 2 3 – Варметр Д-304 2 2 1 0 2 4 – Сч. ватт часов СА3-И-674 3 2 0, 38 0, 925 2 6 109 Итого: 90 28, 8

НДЕ-500

Sн=300 В·А

Приборы

Тип

S одной обм. ВА

Число обм.

Cos

Sin

Число прибо-ров

Общая потребляемая P

P, Вт Q, ВАР Сборные шины Вольтметр Д-335 1, 5 2 1 0 2 9 – Линия 220 кВ Сч. ватт часов САЗ-И-674 3 2 0, 38 0, 925 3 18 43, 8 Сч. вар часов И-673 3 2 0, 38 0, 925 3 18 43, 8 ТС Ваттметр Д-335 1, 5 2 1 0 2 9 – Варметр Д-304 1, 5 2 1 0 2 9 – Сч. ватт часов СА3-И-674 3 2 0, 38 0, 925 3 18 43, 8 Сч. вар часов СР4-И-673 3 2 0, 38 0, 925 3 18 43, 8 Итого: 109 175, 5

НКФ-220

Sн=400 В·А

Выбор гибких шин 500 кВ

Выбор гибких шин на 500 кВ

В РУ 500 кВ и выше применяются гибкие шины, выполненные проводами АС.

І_мак₌_P3*Cos*U =800000*0, 9*500 =1005A,

АС-700/86 – марка провода

d – 36, 2 mm – наружный диаметр провода

r₀-18, 1,

І_доп= 1180 А

Вк = Іпо² * (tоткл +Та)=1, 31² *(0, 1+0, 35)=0, 77 кА² *с,

Q_мин=Вк /С=0, 77 *10⁶/90 =85< 600 _мм²

І_по< 20 кА проверка на схлёстывание не нужна

При проверке на термическую стойкость проводов линий, оборудованных устройствами быстродействующего АПВ, должно учитываться повышение нагрева из-за увеличения продолжительности прохождения токов КЗ.

Разряд в виде короны возникает при максимальном значении начальной критической напряженности электрического поля, кВ/см,

где m – коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода (для многопроволочных проводов m=0.82);

где r0-радиус провода в сантиметрах

ε ₀=30, 3* m *(1+0, 299/√ r₀)=30, 3*0, 82*(1+0, 299/1, 81) =30, 3,

где U-линейное напряжение (U=1.1*Uном) кВ

U=1, 1+500=550,

где Дcp – среднегеометрическое расстояние между проводами фаз (единицы измерения сантиметры)

где Д-расстояние между соседними фазами, см.

Д_ср=1, 25*Д,

Д_ср=1, 25*600=756,

Делаем расщепление гибких шин

ε =k*0, 354*Un*r*Logд а = 0, 354*5504*1, 81*1, 57 =1, 19*17, 5=20, 8,

K=1+3*2*r₀/a = 1+3*2*1, 81/40=1, 19,

R_экв=42 *r*a³ = 42 *1, 81*40³ =20,

Провода не будут коронировать, если наибольшая напряженность поля у поверхности любого провода не более 0, 9E0. Таким образом, условие образования короны можно записать в виде

1, 07*ε _0≤0, 9*ε,

1, 07*20, 8_≤0, 9*30, 3,

22, 5_≤27, 2,

Выбор гибких шин на 220 кВ

І_{мак =} _P _3* _Cos _* _U =400000*0, 9*220 =1049 A,

Где – АС-600/72 – марка провода

d – 33, 2 mm – наружный диаметр провода

r₀-16, 6 – радиус провода в сантиметрах

І_доп – допустимый ток на шины выбранного сечения с учетом поправки при расположении шин плашмя или температуре воздуха

Qмин – минимальное сечение по термической стойкости

І_доп= 1050 А

Вк = Іпо² * (tоткл +Та)=2, 2² *(0, 1+0, 35)=2.17 кА² *с

Q_мин=Вк /С=2, 17 *10⁶/90 =16< 600 _мм²

І_по< 20 кА проверка на схлёстывание не нужна

Проверка на коронирование

ε ₀=30, 3*м*(1+0, 299/√ r₀)=30, 3*0, 82*(1+0, 299/1, 66) =31

где м – коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода (для многопроволочных проводов m=0.82)

где U-линейное напряжение (U=1.1*Uном) кВ

U=1, 1+220=242

где Дcp – среднегеометрическое расстояние между проводами фаз (еденици измерения сантиметры)

Д_ср=1, 25*400=504 см

Делаем расщепление гибких шин

ε =k*0, 354*Un*r*Logд а =1, 16* 0, 354*2204*1, 81*1, 9 =15, 6

K=1+3*2*r₀/a = 1+3*2*1, 81/20=1, 16

R_экв=r*a =1, 16*20 =5, 57

1, 07*ε _0≤0, 9*ε

1, 07*15, 6_≤0, 9*31

_{16, 6}_≤27, 9

Вид потребителя

Установленная мощность

cosφ

tgφ

Нагрузка

единицы, кВт× кол. всего, кВт P уст, кВт Q уст, кВАр АОТДЦТН-267/500/220/10 5× 3 10 0, 85 0 15 6, 2 Подогрев ВГБ-220 2× 4 8 1 0 8 – Подогрев ВКЭ-10 2× 5 10 1 0 10 – Подогрев КРУ 5 5 1 0 5 – Подогрев реле шкафа – 1 1 0 1 – Отопление и освещение ОПУ – 80 1 0 80 – Освещение и вентиляция ЗРУ – 7 1 0 7 – Освещение ОРУ-220 – 5 1 0 5 – Компрессорный эл. двигатель 30 30 1 0 30 – Маслохозяйство 100× 1 100 1 0 100 – Подзарядно-зарядный агрегат 2× 23 46 1 0 46 – Итого 292 6, 2

Мощность трансформаторов с.н. при двух трансформаторах выбирается по условию

(4.1),

где Sрасч – расчетная нагрузка по таблице (5.1);

Кп – коэффициент допустимой аварийной перегрузки, равный 1, 4.

Расчетная нагрузка СН подстанции определяется по формуле

(4.2),

Расчетная нагрузка при Кс=0, 8 по формуле (4.2)

По условию (10) имеем

Ближайший к этой мощности принимаем трансформатор ТМ-250/10 с номинальной полной мощностью 250 кВ·А.

Элементы затрат

Стоимость эл/энергии

тг/кВт-ч % 1 Расходы на оплату труда 0, 016 6, 9 2 Социальный налог с отчислениями 0, 0018 0, 75 3 Амортизационные отчисления 0, 103 43, 2 4 Текущий ремонт и содержание оборудования 0, 041 17, 3 5 Издержки на потери энергии в трансформаторах и на собственные нужды 0, 035 14, 6 6 Прочие производственные расходы 0, 040 17 ИТОГО 0, 12 99, 7%

Основными затратами в структуре себестоимости затрат на трансформацию электроэнергии является амортизация отчисления (43%) и издержки на потери энергии в трансформаторах (14, 6%).

Выбор молнии защиты ОРУ

Для защиты оборудования от повреждения ударом молнии применяется грозозащита с помощью разрядников, искровых промежутков, стержневых и тросовых молниеотводов, которые присоединяются к заземлителям. Такое заземление называется грозозащитным.

Число ячеек ОРУ 220 кВ: 3W+2Т+ОВ+ШСВ=7 ячеек

Рисунок 8.1 – Расположение молниезащиты

Расстояние от одной ячейки к другой составляет:

, , ,

(7.9),

Высота молниезащиты

(7.10),

Определяем радиус защиты

(7.11),

(7.12),

(7.13),

Определим высоту первой и второй молниезащиты

(7.14),

Определим шаг ячейки

(7.15),

Определим высоту молниезащиты

(7.16),

Определим радиус

(7.17),

, (7.18),

Специальная часть проекта

Сушка трансформатора в собственном баке без вакуума

Перед сушкой удаляют масло из бака и вытирают его насухо. На выемной части трансформатора устанавливают термометры сопротивления или термопары для контроля температуры. Выемную часть опускают в бак и закрывают крышкой.

Бак трансформатора утепляют двумя слоями асбестовых листов толщиной 4–5 мм, закрепляемых шпагатом или лентой (применение проволоки не рекомендуется); утепление может производиться также листами стеклоткани. Кроме этого, для уменьшения потерь тепла рекомендуется поместить трансформаторы в утепленную камеру (рис. 1).

Поверх изоляции бака наматывают намагничивающую обмотку. При отсутствии утепления намагничивающую обмотку наматывают на деревянные рейки толщиной 3–5 см.

Если трансформатор снабжен съемными радиаторами, то их снимают. У трансформаторов с трубчатыми или ребристыми баками намагничивающую обмотку укладывают по боковой поверхности поверх труб или ребер, но можно укладывать ее через дно и крышку бака.

Чтобы получить более равномерное распределение температуры, намагничивающую обмотку наматывают на нижнюю часть бака, занимая 40–60% высоты бака; внизу бака витки располагают ближе друг к другу. Для намагничивающей обмотки используют провод с асбестовой изоляцией марки ПДА; возможно применение проводов и других марок (ПР, ПРТО), но в последнем случае нагрузку током уменьшают до 60–70% допустимой при нормальной прокладке.

Таблица 1 параметры трансформаторов

Мощность транс-форма-тора, кВ-А	Периметр, м	Температура окружающей среды, °С	Напряжение намагничивающей обмотки, В
			65		120		220
			Число витков	Ток, А	Число витков	Ток, А	Число витков	Ток, А
100	2.4	0 15 30	47/30 52/36 53/39	37/91 31/74 26/64	–	–	–	–
180	2, 54	0 15 30	45/33 49/34 50/37	42/103 35/88 29/72	–	–	–	–
320	2, 75	0 15 30	42/30 44/32 47/34	60/124 42/106 35/87	–	–	–	–
560	3, 52	0 15 30	34/24 35/26 38/28	80/198 68/168 56/138	63/45 67/47 71/51	43/107 37/91 30/75	–	–
750	3, 94	0 15 30	29/21 31/22 33/24	105/264 89/224 74/184	54/39 57/42 61/145	54/143 48/121 40/100	100/71 105/76 112/82	32/66 28/56 23/46
1000	4, 04	0 15 30	29/21 30/22 32/24	124/315 107/265 88/129	53/38 56/41 60/44	67/170 58/144 48/119	98/70 103/75 110/81	37/79 31/66 29/55

Примечание. Величина в числителе дроби действительна, если кожух утеплен, величина в знаменателе – если утепление отсутствует.

Ниже приводится ориентировочный расчет намагничивающей обмотки для сушки трансформаторов мощностью более 1000 кВ-А. Мощность, необходимая для сушки (в киловаттах),

Таблица 2 Мощность, необходимая для сушки (в киловаттах),

АР	А	АР	А	АР	А	АР	А
0.1	4.21	1.0	1, 85	1, 9	1.47	2, 8	1.27
0.2	3, 20	1, 1	1.78	2.0	1, 44	2, 9	1.26
0, 3	2.76	1, 2	1, 72	2, 1	1.42	3, 0	1, 24
0.4	2, 48	1, 3	1, 68	2, 2	1, 39	3, 25	1, 20
0, 5	2, 30	1.4	1, 63	2, 3	1, 37	3.50	1.18
0, 6	2.17	1.5	1.60	2, 4	1, 35	3, 75	1.15
0.7	2, 06	1.6	1, 55	2, 5	1, 32	4, 0	1, 12
0.8	1, 97	1, 7	1, 53	2, 6	1, 31	–	–
0.9	1.90	1.8	1, 49	2, 7	1, 29	–	–

Число витков намагничивающей обмотки

w = UA/L.

где U – напряжение, подводимое к обмотке, В; L – длина одного витка, м; А – длина намагничивающей обмотки, приходящаяся на 1 В напряжения, подводимого к обмотке.

Рисунок. 1. Схема сушки трансформатора в собственном баке 1 – фланец маслосливного крана; 2 – трубка для вентиляции; 3 – утепленная камера; 4 – намагничивающая обмотка; 5 – электронагреватель закрытого типа

Величину А находят по табл. 2. Ток в намагничивающей обмотке

U cos ф

где cos ф=0, 5…0, 7.

Пример. Определим данные для намагничивающей обмотки трансформатора типа ТМ 1800/10.

В качестве источника питания намагничивающей обмотки может служить сварочный трансформатор, трансформатор для прогрева бетона или сеть напряжением 127/220 В.

В процессе сушки выемную часть трансформатора вентилируют для удаления влаги при помощи вентилятора, отсасывающего воздух через один из люков в крышке трансформатора или через отверстие для изолятора. Воздух поступает в бак через фланец маслосливного крана (рис. 1). Можно устроить и естественную вентиляцию путем установки на крышке бака вертикальной трубы высотой 2–2, 5 м. Воздух в утепленную камеру поступает через отверстие в ее нижней части. Температура бака должна повышаться постепенно, рост температуры не должен превосходить 30–40 °С/ч. Температура горячего воздуха внутри бака должна поддерживаться на уровне 100 – 105 °С. Регулирование температуры производится либо изменением числа витков намагничивающей обмотки, либо ее периодическим отключением. В первом случае нужно сделать одну-две отпайки от намагничивающей обмотки.

Для более интенсивной сушки рекомендуется периодически снижать температуру до 50–60 °С и снова повышать ее до 100–105 °С.

Во время сушки ведется журнал, в который каждый час записывают показания всех термометров, силу тока, напряжение и число витков намагничивающей обмотки; каждые два часа – сопротивление изоляции между обмотками и по отношению к корпусу.

Об окончании сушки судят по форме кривой сопротивления изоляции (она аналогична форме кривой сопротивления изоляции при сушке электрических машин). Сушка считается законченной, если сопротивление изоляции обмоток при установившейся температуре 100–105 °С имеет устойчивое значение в течение 6–8 ч.

После сушки производят осмотр выемной части, удаляют термометры, проверяют и затягивают крепления; после этого выемную часть опускают в бак, который заполняют чистым, сухим трансформаторным маслом.

Заключение

В данном проекте рассматривается подстанция 220/35/6 кВ, где примерно оборудование: выключатели, разъединители, измерительные трансформаторы тока и напряжения, трехфазный трехобмоточный трансформатор, КРУ на 6 кВ.

На стороне высокого напряжения 220 кВ применена схема ОРУ с четырьмя присоединениями и тремя выключателями, на среднем напряжении 35 кВ применена схема ОРУ с двумя системами шин с обходной, на низком напряжении 6 кВ одна секционная шина. Выключатели на высокой стороне элегазовые ВГБ – 220, разъединители РДЗ – 220, трансформаторы тока ТВ – 220, трансформаторы напряжения НКФ – 220 – 58; на среднем напряжении выключатели С – 35, разъединители РДЗ – 35, трансформаторы тока ТФЗМ – 35 – У1, трансформаторы напряжения ЗНОЛ – 35; на низком напряжении выключатели ВВЭ – 10 – 31, 5, трансформаторы тока ТШЛ – 6, трансформаторы напряжения НОЛ – 0, 8/6. Трехфазный трехобмоточный трансформатор ТДТН – 25000/220.

В процессе выполнения курсовой работы был выполнен расчет экономической эффективности проектирования П/С 220/35/6.

В расчетной части дипломной работы был составлен график диспетчерской нагрузки на подстанции, годовой объем трансформации электроэнергии, размер капиталовложения на подстанцию, численность персонала и расходы на оплату труда на подстанции. Также была рассчитана себестоимость трансформации электроэнергии и технико – экономические показатели подстанции.

Рассчитанные показатели приближены к показателям действующего производства, что указывает на правность проведения всех экономических расчетов.

В охране труда и технике безопасности был ознакомлен с техникой безопасности при эксплуатации трансформаторов напряжения и их вторичных цепей.

В специальной части проекта был выбран вопрос наладка устройств АВР и АПВ.

Список использованной литературы

1 Рожкова Л.Д., Козулин В.С., Электрооборудование станций и подстанций: Учебник для техникумов. – 3-е изд., перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат, 1987 – 648 с.

2 Неклепаев Б.Н., Крючков К.П., Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учебное пособие для вузов. – 4-е изд., перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат, 1989 – 605 с.

3 Справочник по электроснабжению и электрооборудованию: в 2 т. / Под общ. ред. А.А. Федорова. Т. 2. Электрооборудование. – М.: Энергоатомиздат, 1987 – 592 с.

4 Федоров А.А., Старкова Л.Е. Учебное пособие для курсового и дипломного проектирования по электроснабжению промышленных предприятий. – М.: Энергоатомиздат, 1987 – 367 с.

5 Справочник по проектированию электроэнергетических систем /Ершевич В.В., Зейлигер А.Н., Илларионов Г.А. и др.; под ред. Рокотяна С.С. и Шапиро И.М. – М.: Энергоатомиздат, 1985. – 352 с.

6 Электротехнический справочник: В 3 т. Т. 3. 2 кн. кн. 1. Производство и распределение электрической энергии (Под общ. Ред. Профессоров МЭИ: И.Н. Орлова (гл. ред.) и др.) 7 – е изд., испр. И доп. – М.: Энергоатомиздат, 1988.

7 Ю.Б. Гук и др. проектирование электрической части станций и подстанций: Учеб. Пособие для вузов / Ю.Б. ГУК, В.В. Кантан, С.С. Петрова. – Л.: Энергоатомиздат. Ленингр. Отделение, 1985.

8 М.Н. Околоввич. Проектирование электрических станций: Учебник для вузов. – М.: Энергоиздат, 1982.

9 правила устройства электроустановок / Минэнерго – 6 – е изд., с изменениями, исправлениями и дополнениями, принятыми Главгосэнерго – надзором РФ. С. – Петербург: Издательство ДЕАН, 2000.

10 Справочная книжка энергетика /Сост. А.Д. Смирнов. – М.: Энергия, 1978. – 336 с.

11 Экономика предприятия: учебник, под ред. проф. Сафронова Н.А. – М.: Юристъ, 1999. – 584 с.

12 Грузинлв В.П. Экономика предприятия предпринимательская: учебник для вузов. – 2-е изд., перераб. И доп. – М.: ЮНИТИ-ДАНА, 2002. – 795 с.

13 Прузнер С.Л. Экономика, организация и планирование энергетического производства: Учебник для техникумов. – М.: Энергия, 1976, – 320 с.

14 Чернухин А.А., Флаксерман Ю.Н. Экономика энергетики СССР: Учебник для вузов. – М.: Энергия, 1980. – 344 с.

15 Лапицкий В.И. Организация и планирование энергетики. Учебник. – М.: Высшая школа, 1984. – 424 с.

Введение

Данный дипломный проект посвящен расчету электрооборудования подстанции 500/220/10 кВ, ТЭЦ –3*300МВт.

Для достижения указанной цели необходимо выполнить следующие задачи:

– определение годового отпуска электроэнергии от подстанции;

– расчет капитальных вложений в строительство подстанции;

– расчет себестоимости трансформации электроэнергии;

– расчет окупаемости и рентабельности подстанции.

Построение графиков нагрузки для обмоток трансформаторов высокого, среднего, низкого напряжения

12 3 4 5 6 Следующая ⇒