СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ.

1. АНАЛИЗ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК ПОДСТАНЦИИ

   1. Анализ электрических нагрузок РУНН – 10 кВ

1.2. Анализ электрических нагрузок РУСН – 35 кВ

1.3. Анализ электрических нагрузок РУВН – 110 кВ

1.4. Определение количества питающих линий подстанции

2. ВЫБОР ВАРИАНТОВ СТРУКТУРНЫХ СХЕМ ПРОЕКТИРУЕМОЙ ПОДСТАНЦИИ

3. ВЫБОР СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ НА ПОДСТАНЦИИ 3.1. Выбор трансформатора для первого варианта

3.2. Выбор трансформатора для второго варианта

4. ТЕХНИКОЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ ВАРИАНТОВ СТУКТУРНЫХ СХЕМ

4.1. Расчет капитальных затрат

4.2. Определение максимальной мощности в обмотке

НН - 10кВ

4.2.1. Определение максимальной мощности в обмотке

СН - 35кВ

4.2.2 Определение максимальной мощности в обмотке

ВН - 110кВ

4.3. Определение потерь мощности трансформатора

4.4. Определение эксплуатационных издержек по вариантам

4.5. Определение расчетных стоимостей по вариантам

5. ВЫБОР СХЕМ РУ ПОДСТАНЦИЙ

5.1. Выбор схем РУ –110 кВ

5.2. Выбор схем РУ – 35 кВ

5.3. Выбор схем РУ –10 кВ

5.4. Выбор схем РУ собственных нужд

6. РАСЧЕТ ТОКОВ К.З.

6.1. Составление расчетной схемы

6.2. Выбор базовых данных.

6.3. Составление схемы замещения.

6.4. Расчет токов КЗ в точке К1

6.5. Определение токов КЗ в точке К1

6.6. Расчет токов К2 в точке К2

6.7. Определение токов КЗ в точке К2

6.8. Расчет токов КЗ в точке К3

6.9. Определение токов КЗ в точке К3

7. ВЫБОР АППАРАТОВ И ТОКОВЕДУЩИХ ЧАСТЕЙ

7.1. Выбор расчетной схемы

7.2. Выбор выключателей

7.2.1. Выбор выключателей по ОРУ – 110 кВ

7.3. Выбор разъединителей

7.3.1. Выбор разъединителей на ВН-110 кВ.

7.4 Выбор жестких шин на РУВН – 110 кВ

7.4.1. Проверка шины по условию короны

7.5 Выбор гибких шин на РУСН – 35 кВ

7.6. Выбор жесткой ошиновки на РУНН – 10 кВ

7.7. Выбор трансформаторов тока на РУСН – 110 кВ

7.8. Выбор трансформаторов тока на РУСН – 35 кВ

7.9.Выбор трансформаторов тока на РУСН – 10 кВ

7.10. Выбор трансформаторов напряжения на РУВН – 110 кВ

7.11.Выбор трансформаторов напряжения на РУСН – 35 кВ

7.12. Выбор трансформаторов напряжения на РУНН – 10 кВ

ВВЕДЕНИЕ

Электроэнергетика в Украине развивается в условиях общеэкономического кризиса, рыночных изменений. Характерными чертами ее развития в настоящее время является резкий спад производства. Инфляционное выливание оборотных средств, катострафически низкий уровень платежей за использованную продукцию и отсутствие средств на обновление технологического оборудования.

В электроэнергетике Украины обострилась проблема обеспечения электростанций органическим топливом, современным оборудованием. Современными технологиями удерживания безопасного уровня функционирования на АЭС.

После принятия независимости Украины, энергетика не смогла справиться с создавшимися проблемами, которые в настоящее время еще более обострились и их решение становится все более проблематичным.

Принятая в 1996г. Верховной Радой национальная энергетическая программа не выполняется, так как она практически не финансируется.

В 1999 г. в энергетике было приватизировано 7 областей энергосистем.

Электрическая энергия вырабатывается в основном тепловыми электростанциями.

Общая установленная мощность электростанций Украины составляет 53,9 млн. кВт, в том числе:

ТЭС – 36,4 млн. кВт (67%)

АЭС – 12,8 млн. кВт (24%)

ГЭС – 4,8 млн. кВт (9%)

В 1999г структура производства электроэнергии на Украине выглядит так:

ТЭС выработали 45,8%

АЭС выработали 42,5%

Гэс выработали 8,7%

Другие выработали 3%

Украина обеспечена свыше топливо – энергетическими ресурсами на 38% и в ближайшие годы состояние будет ухудшаться.

Гидроресурсы Украины практически исчерпаны, а нетрадиционные источники в ближайшее время не станут базой для большой энергетики.

Остается только один путь – атомная энергетика, к тому же на Украине есть занося урановых руд, но при этом появиться много радиоактивных отходов, в то время как на Украине нет мест для их безопасного захоронения.