Некоммерческое акционерное общество

АЛМАТИНСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ ЭНЕРГЕТИКИ И СВЯЗИ

Кафедра “Электрические станции, сети и системы ”

 

 

Электрическая часть ТЭС

Методические указания к расчетно-графической работе

(для профильной магистратуры специальности

 6М071700 Теплоэнергетика)

 

 

 

 

Алматы 2011

 

Введение 

Дисциплина «Электрические станции, сети и системы» состоит из двух частей: «Электрические станции и подстанции» и «Электрические сети и систе­мы».

В первой части изучаются режимы работы электроустановок, системы регулирования напряжения синхронных генераторов и трансформаторов и их основные режимы, системы измерений на электрических станциях и подстан­циях, главные схемы распределительных устройств и электрических станций и подстанций, системы собственных нужд, установки оперативного тока и другие вопросы, связанные с производством электроэнергии на электрических станци­ях.

Во второй части рассматриваются режимы работы разомкнутых и про­стых замкнутых электрических сетей, вопросы качества электрической энергии и регулирования напряжения в электрических сетях, элементы проектирования электрических сетей, рабочие режимы электроэнергетических систем, а также мероприятия по уменьшению потерь мощности и электроэнергии.

Программа дисциплины разбита на ряд тем, для изучения которых приве­дены методические указания. Объем изучаемой дисциплины включает 3 креди­та, всего 135 часов по учебному плану, 34 часа аудиторных занятий, из них: лекций - 8 часов, лабораторных - 10, практических - 16, занятий с элементами дистанционного обучения - 17 часов.

         В процессе изучения дисциплины выполняется одна контрольная работа по разделу «Электрические станции» и две работы по разделу «Электрические сети и системы».

 

1       Методические указания

 

Расчетно-графическая работа по дисциплине «Электрические станции, сети и системы» по разделу «Электрические станции» выполняется на базе расчетно-графической работы по дисциплине «Электроэнергетика» по разделу «Электрические станции» и является ее продолжением в соответствии с выбранным вариантом задания.

При выполнении расчетно-графической работы студент осваивает методы и приемы проектирования электрических станций и приобретает навыки работы с технической и справочной литературой.

Расчетно-графическая работа, для которой предназначены данные методические указания, является этапом для выполнения последующих самостоятельных работ по специальным дисциплинам и дипломных проектов. Основное внимание в этой работе уделено вопросам выбора силовых трансформаторов, технико-экономическим расчетам по определению наиболее целесообразного варианта структурной схемы и выбору оборудования и токоведущих частей.

 

2  Цель и задачи расчетно-графических работ

 

Целью работы является закрепление теоретических знаний и развитие у студентов самостоятельности в решении поставленных задач, приобретение практических навыков работы с технической литературой, нормативными и техническими условиями.

Задачи работ:

-          выбор типа и мощности силовых трансформаторов;

-          технико-экономическое сравнение вариантов структурных схем;

-          выбор схем распределительных устройств всех напряжений;

-          выбор электрических аппаратов и проводников;

-          выполнение принципиальной схемы станции.

 

3 Объем и содержание работы

 

Работа состоит из расчетно-пояснительной записки с принципиальной схемой.

 

          3.1 Исходные данные

 

Исходные данные для выполнения принимаются в соответствии с расчетно-графической работой по дисциплине «Электроэнергетика», где, согласно варианту заданы тип станции и вид топлива, число и мощность генераторов на станции, электрические нагрузки и их графики, число и напряжение линий связи с системой, а также рассчитан баланс нагрузок для различных вариантов структурных схем.

 

3.2 Расчетно-пояснительная записка

 

Расчетно-пояснительная записка в объеме 15-20 страниц выполняется в ясной и сжатой форме в соответствии со стандартом АУЭС [1]. В записке должны быть приведены все расчеты и кратко изложены основные положения, поясняющие принятые в работе решения.

Содержание расчетно-пояснительной записки:

                     1)   Выбор числа и мощности трансформаторов (автотрансформаторов)      

           2)  Технико-экономическое сравнение вариантов структурных схем и выбор целесообразного варианта.

           3) Выбор электрических схем распределительных устройств.

           4) Выбор коммутационных аппаратов и токоведущих частей по номинальным параметрам.

           5) Принципиальная схема электрических соединений.

Схема выполняется на одном листе формата А-3 на компьютере в любом графическом редакторе в условных графических обозначениях в соответствии со стандартом. На схеме должны быть показаны генераторы, силовые трансформаторы (автотрансформаторы) связи, рабочие и резервные трансформаторы собственных нужд, сборные шины РУ всех напряжений и отходящие от них линии, выключатели и разъединители [5.6].

 

4 Расчетно-графическая работа №1

Расчетно-графическая работа №1 включает 2 задания.

 

Варианты заданий для выполнения контрольной работы приведены в таблице 5. Вариант задания выбирается по порядковому номеру в соответ­ствии с порядковыми номерами студентов в списке группы. Если групп больше одной, а в первой группе число студентов 20, то они выбирают пер­вые 20 вариантов. Студенты второй группы выбирают варианты с 21 по по­рядку следования в списке группы и т.д.

 

Задание 1

 

4.1 Выбор трансформаторов на электростанции

 

Выбор трансформаторов (автотрансформаторов) заключается в выборе типа, количества, номинальной мощности, которые определяются величиной перетока мощности в нормальном и аварийном режимах с учетом категорийности потребителей, питающихся от сборных шин РУ электростанции.

Рекомендации по выбору трансформаторов приведены в [2-8] и кратко сформулированы ниже.

      4.1.1 При питании потребителей первой и второй категории от шин генераторного напряжения электростанции необходимо устанавливать не менее двух трансформаторов (автотрансформаторов) (в работе принять все потребители – I и II категории).

     4.1.2 При наличии трех напряжений необходимо стремиться к применению трехобмоточных трансформаторов или автотрансформаторов.

     4.1.3  Выбор мощности трансформаторов произвести с учетом аварийных перегрузок на 40%.

     4.1.4 При блочном соединении генератора и трансформатора номинальная мощность трансформатора определяется [4]

 

,

(4.1)

 

где  – установленная мощность генератора блока, МВА;

  – нагрузка собственных нужд при максимальной нагрузке генератора, МВА.

 

Номинальная мощность автотрансформатора блока определяется как

 

,

(4.2)

 

где K_тип – коэффициент типовой мощности или коэффициент выгодности автотрансформатора, определяемый по напряжениям высокой – U_В и средней – U_С обмоток

 

.

 

4.1.5 На электростанциях со сборными шинами генераторного напряжения (обычно это – ТЭЦ) суммарная мощность трансформаторов в нормальном режиме с учетом cosφ_z ,cosφ_н, cosφ_с.н. –  определяется из выражения

 

,

(4.3)

 

где  – минимальная нагрузка потребителей, питающихся от шин генераторного напряжения, МВА.

 

Выражение (3.3) записано для случая одинаковых значений cosφ генераторов, нагрузки и потребителей собственных нужд. В работе принять значения cosφ равными cosφ_г.

Учет аварийных перегрузок дает следующее выражение для определения мощности трансформаторов [3]:

 

,

(4.4)

 

где  – максимальная нагрузка в аварийном режиме;

 – коэффициент допустимой аварийной перегрузки из [3]; в работе принять .

Число трансформаторов связи на ТЭЦ со сборными шинами генераторного напряжения обычно не превышает двух. При блочных схемах число трансформаторов соответствует числу генераторов.

4.1.6 Электрическая связь между РУ 110 кВ и выше осуществляется с помощью автотрансформаторов (трехобмоточных трансформаторов), мощность которых определяется по максимальному перетоку в наиболее тяжелом режиме. На мощных станциях выдача электроэнергии в энергосистему происходит на двух, а иногда на трех повышенных напряжениях.

 4.1.7 При выборе трансформаторов нужно сравнить несколько равноценных вариантов схем с различным числом, мощностью и типами трансформаторов.

 

Задание 2

 

4.2 Технико-экономическое сравнение структурных схем электростанций

 

Для каждого из сравниваемых вариантов выбора трансформаторов намечается наиболее целесообразная схема электрических соединений РУ на всех напряжениях.

Экономическая целесообразность схемы определяется минимальными затратами

 

З = РнК + И + У,

(4.5)

 

где К – капиталовложения на сооружение электроустановки, у. е;

 Р_н = 0.12 – нормативный коэффициент экономической эффективности;

 И – годовые эксплуатационные издержки, у.е/год;

 У – ущерб от недоотпуска электроэнергии, у.е/год.

 

В качестве у.е. в работе используются единицы справочных изданий

[3,4].

В учебном проектировании сравнение вариантов производится без учета ущерба, т.к. это составляющая предполагает определение надежности питания, вероятности и длительности аварийных отключений и других вопросов, рассматриваемых в специальной литературе.

При сравнении схем допустимо учитывать капиталовложения только по отличающимся элементам.

Стоимость трансформаторов можно определить по выражению [3]

 

,

(4.6)

 

где  – заводская стоимость трансформаторов [3 из таблиц 1.3-1.11];

α – коэффициент, учитывающий стоимость ошиновки, аппаратов грозозащиты, заземления, контрольных кабелей до щита управления, строительных и монтажных работ, а также материалов: [из таблицы 10.3 [3].

 

Годовые эксплуатационные издержки определяются по формуле

 

И = Иа + Ио + Ипот,

(4.7)

 

где И_а + И_о [(Р_а + Р_о)/100] · К – издержки на амортизацию и обслуживание;

Р_а и Р_о – соответствующие отчисления в % [3 из таблицы 10.2];

И_пот – издержки, связанные с потерями электроэнергии

 

Ипот=βΔW,

(4.8)

 

где β – стоимость 1 кВт·ч потерь электроэнергии, у.е./кВт·ч;

ΔW – потери электроэнергии в элементах схемы, кВт·ч.

 

При выполнении работы допускается принять β = 0,0115 у.е./кВт·ч в соответствии с данными [4, стр. 401]. Методика определения годовых потерь электроэнергии в трансформаторах приведена в [4, глава 5].

Технико-экономические расчеты целесообразно приводить в табличной форме.

 

Таблица 1 – Определение капитальных затрат

Наименование элемента	Расчетная стоимость единицы, тыс у.е.	1 вариант		2 вариант
		кол-во ед., шт	сумма, тыс. у.е	кол-во ед., шт	сумма, тыс. у.е.
1 Трансформатор        2 Автотрансформатор 3 Ячейка РУ с выключателем
Итого:

 

 

 

Таблица 2 - Определение расчетных затрат

Затраты	1 вариант	2 вариант
1. Расчетные капиталовложения, K, тыс.у.е. 2. Отчисления на амортизацию и обслуживание, Иа + Ио ,тыс.у.е. 3. Стоимость потерь энергии, Ипот, тыс.у.е. 4. Приведенные min затраты, З, тыс. у.е.

 

5 Расчетно-графическая работа №2

 

Расчет аварийных режимов ТЭЦ

 

          Задание 1

 В соответствии с исходными данными, приведенными в РГР 1 по дисциплине «Электрическая часть ТЭС» были выбраны варианты структурных схем, представленные на рисунках 1 и 2.

Рисунок 1 -Вариант 1

 

 

Рисунок 2 - Вариант 2

Расчет перетоков мощности для варианта 1 производится на основе произведенного баланса мощностей в РГР 1 по дисциплине «Электроэнергетика», (см. таблицу 1), для чего необходимо рассмотреть возможные аварийные и нормальные режимы работы.

 

5.1 Расчет для варианта 1

Расчет нормального режима для варианта 1 соответствует балансу мощностей, который выполнен в предыдущей расчетно-графической работе.

 

5.1.1  Аварийные режимы ТЭЦ.

 

 Отключение Т-1 в зимний максимум.

В этом случае через Т-2 будет передаваться максимальная мощность 43,4 МВт в соответствии с п. 5 таблицы 1 [12].

Отключение Т-1 в зимний максимум.

Через Т-1 и Т-2 будет передаваться мощность для снабжения потребителей

 

Р = [Р₁₀ – (Р_Г–2 – Р_с.н.)]: 2 = 70 – (63 – 6,3): 2 = 6,65 МВт.

 

Отключение любого из блоков, например Г-З-Т-3.

В этом случае максимальная загрузка обмотки 35 кВ Т-4 удвоится и составит в соответствии с п. 9 таблицы 1 [12]

 

3,55 × 2 = 7,1 МВт.

 

Режим выдачи наибольшей мощности генераторов

В период летнего минимума нагрузок (такой режим может возникнуть по заданию диспетчера энергосистемы) нагрузка на Т-1 и Т-2 составит

 

Р_Т–1,2 = [(Р_Г–1,2 – P_с.н.) – P₁₀] / 2 = [(126 – 12,6) – 49] / 2 = 32,2 MBm.

 

Суммарная передаваемая мощность 64,4 МВт. Мощность, передаваемая через обмотки 35кВ трансформаторов Т-3 и Т-4 в сеть 110 кВ, составит

 

(Р_{Т–1.Т–2} – Р_{35летн.max}) / 2 = (64,4 – 33,6) / 2 = 15,4 МВт.

 

В этом режиме загрузка обмоток 110 кВ трансформаторов

 

Р_{Т–3,Т–4,110} = Р_{Т–3,Т–4,10}  + Р_{Т–3,Т–4,35}  = 56,7 + 15,4 = 72,1 MBт.

 

5.1.2. Выбор трансформаторов для варианта 1:

 

Трансформаторы Т-1 и Т-2 по условию нормального режима

 

где .

В режиме передачи наибольшей мощности с учетом 40% перегрузки

Из [2,таблица 3.5] максимальная мощность двухобмоточных трансформаторов с высшим напряжением 35 кВ равна 16 МВА. Выбирается трансформатор типа ТРДН и для сравнения принимается схема, представленная на рисунке 3, с одним трансформатором ТР.

Для принятой схемы баланс мощностей в нормальном режиме сохраняется (поскольку вместо двух трансформаторов Т1,Т2 принят один трансформатор ТР).

Рассмотрим возможные аварийные режимы:

а)  при отключении ТР в зимний максимум генераторы Г-1 и Г-2 обеспечивают нагрузку 70 МВт на 10 кВ. Обмотки 35кВ каждого из Т-3 и Т-4 будут загружены мощностью 48 : 2 =24 МВт;

б)  при отключении Г-1 в зимний максимум через ТР для снабжения потребителей 10 кВ будет передаваться мощность

 

Р₁₀ – (Р_Г–2 – Р_с.н.) = 70 – (63 – 6,3) = 13,3 МВт.

 

 

Рисунок 3 - Принятый для сравнения вариант 1

 

Обмотки 35 кВ Т-3 и Т-4 будут загружены на мощность, равную

 

13,3 / 2 + 48 / 2 = 30,65 МВт.

 

Таким образом, максимальная мощность из всех нормальных и аварийных режимов определяется из п.5.3 и равна 64,4 МВт

 

 

Принимаем к установке трансформатор типа ТРДНС -63000/35. Паспортные данные, необходимые для дальнейших расчетов, приведены в таблице 3.5 [3].

 Мощность трансформаторов Т-3, Т-4 определяется из условий нормального и наиболее загруженного режимов:

a)

          б)

 

Приняты к установке трансформаторы типа ТДТН - 80000/110.

 

5.2 Расчет для варианта 2

Расчет нормального режима для варианта 2 соответствует балансу мощностей, который выполнен в предыдущей расчетно-графической работе.

 

5.2.1 Аварийные режимы.

 

 Отключение Т-1 в зимний максимум. При этом загрузка обмоток 10 кВ Т-2 составит

 

(126 – 12,6) – 70 = 43,4 МВт,

 

а загрузка обмотки 110 кВ составит

 

48 – 43,4 = 4,6 МВт.

 

Загрузка обмотки 35 кВ Т-2 составит 48 МВт.

Отключение Г-1 в зимний максимум

Обмотка 10 кВ каждого из трансформаторов Т-1 и Т-2 будет загружена мощностью

 

Р₁₀ – (Р_Г–2 – Р_с.н.) / 2 – 70 – (63 – 6,3) / 2 = 13,3 МВт.

 

 Определение режима выдачи наибольшей мощности Г-1 и Г-2 в пе­риод летнего минимума нагрузок

В этом случае нагрузка на 10 кВ Т-1 и Т-2 составит

 

[(126 – 12,6) – 49] = 32,2 МВт.

 

Нагрузка обмоток 35 кВ Т-1 и Т-2 составит

 

33,6 / 2 = 16,8 МВт.

 

Нагрузка обмоток каждого из Т-1 и Т-2

32,2 – 16,8 = 15,4 МВт.

5.2.2 Выбор трансформаторов для варианта 2.

Мощность трансформаторов Т-1 и Т-2 по условию нормального режима (см. таблицу баланса мощностей)

 

.

 

По условию аварийного отключения Т-1

 

 

Из 5.7 по условию выдачи наибольшей мощности

 

 

Принимаем к установке трансформаторы типа ТДТН - 63000/110 [3, таблица 6. 3].

 Мощности трансформаторов Т-3 и Т-4 определяются, как в вари­анте 1. Приняты к установке трансформаторы типа ТДН - 80000/110.

 

5.3 Расчет годовых потерь энергии в трансформаторах

 

Географический район расположения станции – Центральный Казахстан: зима – 200 суток (Дз), лето – 165 суток (Дл), годовая эквивалентная тем­пература – + 10°С. Удельная стоимость потерь энергии принята 0,0115 у.е./кВт·ч.

 

5.3.1 Вариант 1 (см. рисунок 3).

 

Трансформатор ТР – ТРДНС – 63000/35.

Годовые потери энергии в стали [4]

 

ΔW_cm=P_xx · 8760 =50 · 8760 = 438 · 10³ кВт·ч.

 

Годовые потери энергии в меди трансформатора с расщепленной обмоткой НН определяются по формуле для двухобмоточного трансформатора при условии одинаковой загрузки обмоток НН [4]

 

 

Значения нагрузок в течение суток взяты из [12].

Трансформаторы Т-3 и Т-4 -ТДТН - 80000/110.

Годовые потери энергии в стали одного трансформатора

 

ΔW_ст = P_хх · 8760  = 64 · 8760  = 560,6 – 10³ кВт·ч.

 

Годовые потери энергии в меди в трехобмоточном трансформаторе оп­ределяются для каждой из обмоток НН, СН, ВН в соответствии с их загрузкой по согласно баланса мощностей [12].

Из справочных данных [3] (см. таблицу 3.6)

 

P_{кз.ВН–НН} =365 кВт.

 

Тогда

 

P_кз.ВН = P_кз.СН = P_кз.НН = 0,5 · P_{кз.ВН–НН} = 0,5 · 365 = 182,5 кВт.

 

 

 

 

 

5.3.2 Вариант 2 (см. рисунок 2).

 

Годовые потери энергии в трансформаторах Т-1 и Т-2 типа ТДТН-63000/110. Из [3] для этих трансформаторов -Р_хх=53 кВт, Р_кз = 290 кВт.

 

ΔW_cm = 53 · 8760 = 464,3 ·10³ кВт · час,

 

Р_кз.ВН = Р_кз.СН = Р_кз.НН = 0,5 · Р_{кз.ВН–НН} = 0,5 · 290 = 145кВт,

 

 

 

 

 

Годовые потери в трансформаторах Т-3, Т-4 типа ТДН – 80000/110. Из [3] для этих трансформаторов – Р_хх = 58 кВт, Р_кз = 310 кВт.

 

ΔW_cm =58 · 8760 = 508,08 · 10³ кВт · ч,

 

 

5.4 Выбор трансформаторов собственных нужд (для технико-экономического сравнения)

 

Число рабочих трансформаторов с. н. для данной схемы принимается равным числу генераторов – 4. Число резервных – 1 [4]. В принятом для сравнения варианте 1 генераторы Г-1 и Г-2, рабочие трансформаторы с. н. подключаются через выключатели к сборным шинам 10 кВ, а рабочие трансформаторы с. н. Г-3 и Г-4 присоединяются отпайкой от блока. Наличие выключателей позволяет использовать трехобмоточные трансформаторы для связи РУ – 35кВи 110 кВ при отключении генераторов.

Трансформатор ТР с расщепленной обмоткой НН подключен к разным секциям шин 10 кВ через два выключателя, между секциями – секционный выключатель. Таким образом, в варианте 1 число ячеек генераторного напря­жения – 7, не учитывая выключателей в системе собственных нужд, т.к. в обе­их схемах их количество одинаковое.

В варианте 2 блочные соединения можно выполнить без выключателей, т.к. отключение генератора приведет к отключению блока.

Число ячеек генераторного напряжения – 5. Трансформаторы с.н. в тех­нико-экономическое сравнение не вводим, т.к. их число и мощности одинако­вы для сравниваемых вариантов.

 

5.5  Технико-экономическое сравнение вариантов

 

Для упрощения расчетов повторяющиеся в вариантах элементы могут не учитываться. Сравнение проводим в табличной форме (см.таблицу 3).

 

Таблица 3

 

 

Наименование элементов	Расчетн. Стоим. единицы, тыс. у. е.	1 вариант		2 вариант
		кол-во ед., шт	сумма, тыс. у. е.	кол-во ед., шт	сумма, тыс. у. е.
1. Трансформатор ТРДНС - 63000/35	107	1	171,2	-	-
2. Трансформатор ТДТН-80000/110	137	2	411	-	-
3. Ячейка ОРУ 35 кВ	10	1	10	-	-
4. Ячейка ЗРУ 10 кВ	20	2	40	-	-
5. Трансформатор ТДТН-63000/110	126			2	378
6. Трансформатор ТДТН-80000/110	137			2	411
7. Ячейка ОРУ ПОкВ	30			2	60
Итого:			632,2		849

 

         Из [3], (см. таблицу 3) для трансформаторов 35 кВ мощностью > 16 MBA α=1,6, для трансформаторов 110 кВ мощностью > 32 MBA, α = 1,5.

 

Таблица 4

Затраты	1 вариант	2 вариант
1. Расчетные капиталовложения, К, тыс. у.е.   2. *Отчисления на амортизацию Ua+Uo, тыс. у. е.   3. **Стоимость потерь энергии, Unom, тыс. у. е.   4. Приведенные минимальные затраты, Зmin, тыс. у. е.	632,2   0,084·632,2 = 53,1     0,0115·6192,52·103 =71,21     0,12·632,2+53,1+71,21 = =200,174	849,0   0,084·849 = 71,31     0,0115·5771,72·103=66,37     0,12·849,0+71,31+ +66,37 =239,56

 

*Из [3,таблица 10.2]: Р_а+Р_о = (6,4+2)% = 8,4% = 0,084.

**Стоимость потерь энергии U_пот =β · ΔW, β = 0,0115 у.е. / кВт · ч.

 

Для варианта 1

 

ΔW_cm = 438 · 10³ + 560,6 · 10³ · 2 = 1559,2 · 10³ кВт·ч,

 

ΔW_M =1103,9 · 10³ +1764,36 · 10³ · 2 = 4632,62 · 10³ кВт·ч,

 

ΔW = ΔW_cm+ ΔW_М =155,910³ + 4632,62 · 10³ = 6192,52 · 10³ кВт·ч.

 

Для варианта 2

 

ΔW_cm = 464,3 · 10³ · 2 + 508,08 · 10³ · 2 = 1944,76 · 10³ кВт·ч,

 

ΔW_М =357,58 · 10³ · 2 +1555,9 · 10³ · 2 = 3826,96 · 10³ кВт·ч,

 

ΔW = ΔW_ст + ΔW_М = 1944,76 · 10³ + 3826,96 · 10³ = 5771,72 · 10³ кВт·ч.

 

Разница в затратах между вариантами 1 и 2 составляет

 

3 ,

 

что позволяет принять, как наиболее экономичный, вариант 1.

 

Таблица 5 — Варианты заданий к выполнению расчетно-графической работы №1

ТЕПЛОЭЛЕКТРОЦЕНТРАЛИ

Список литературы 

1.                 Электрические сети и станции /Под редакцией Л.Н. Баптиданова/. - М.,Л.: ГЭИ, 1963.

2.                 Неклепаев Б.Н. Электрическая часть электростанций и подстанций: Учебник для вузов.- 2 изд. - М.: Энергоатомиздат, 1986. - 640 с.

3.                 Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учебное пособие для вузов. – М.: Энергоатомиздат, 1989. - 608 с.

4.                 Рожкова Л.Д., Козулин B.C. Электрооборудование станций и подстанций: Учебник для техникумов. - 3 изд. - М.: Энергоатомиздат, 1987. - 648 с.

5.                 Нормы технологического проектирования тепловых электрических станций. - 2 изд. – М.: Минэнерго СССР, 1981-122 с.

6.                 Двоскин Л.И. Схемы и конструкции распределительных устройств. - 3 изд. - М.: Энергоатомиздат, 1985. - 220 с.

7.                 Электрическая часть станций и подстанций /Под редакцией А.Л. Васильева/ Учебник для вузов. - 2 изд. - М.: Энергоатомиздат, 1990.-575 с.

8.                 Хожин Г.Х. Электрическая часть электростанций: Учебное пособие. - Алматы: АИЭС, 1996. - 75с.

9.                 Соколов С.Е., P.M. Кузембаева. Тепловые электрические станции: Пособие для курсового и дипломного проектирования по электрической части тепловых станций. - Алматы: Мектеп, 1980. - 216 с.

10.             Электротехнический справочник /Под редакцией И.Н. Орлова /т2 и тЗ. -М.: Энергоатомиздат, 1988.

11.             Работы учебные. Фирменный стандарт. ФС РК 10352-1910-Уе- 001-2002 Изд. АИЭС. 2002.

12.             Соколов С.Е., Хожин Г.Х., Кузембаева P.M. Электроэнергетика. Электрические станции. Методические указания к выполнению РГР для студентов очной формы обучения специальности 050718 – Электроэнергетика - Алматы: АИЭС, 2006.- 15 с.

 

Содержание 

Введение                                                                                                                                            3

1  Методические указания                                                                                                              4

2   Цель и задачи расчетно-графической работы                                                                      4

3  Объем и содержание расчетно-графической работы                                                          4

4   Расчетно-графическая №1                                                                                                         5

4.1. Выбор трансформаторов на электростанции                                                               5

4.2. Технико-экономическое сравнение структурных схем электростанций              7

5 Расчетно-графическая работа №2                                                                                            9

5.1 Расчет для варианта1                                                                                                         10

5.2 Расчет для варианта 2                                                                                                        12

5.3 Расчет годовых потерь энергии в трансформаторах                                                 13

5.4 Выбор трансформаторов собственных нужд (для технико-экономического сравнения)  15

5.5  Технико-экономическое сравнение вариантов                                                          16

Список литературы                                                                                                                       20