Развитие электроэнергетики в стране

Размещено на http://www.allbest.ru/

Оглавление

Введение

1. Данные к курсовой работе

2. Расчёт токов короткого замыкания

3. Выбор высоковольтных выключателей

3.1 Выбор воздушных линий

3.2 Выбор кабельных линий

3.3 Выбор шинной сборки

4. Выбор воздушных линий

5. Выбор кабельных линий

6. Выбор шинной сборки

Библиографический список

электроэнергетика ток замыкание

Введение

Развитие электроэнергетики в стране

Основой экономики всех индустриальных стран мира является электроэнергетика. ХХ век стал периодом интенсивного развития этой важнейшей отрасли промышленности.

Основой развития энергетики бывшего СССР стало сооружение электростанций большой мощности. К 1990 году работали 80 электростанций с установленной мощностью более 1 ГВт каждая.

Быстрыми темпами развивалась атомная энергетика. От первой, Обнинской, АЭС мощностью 5 МВт атомная энергетика прошла путь до электростанций мощностью 4000 Мвт. В эксплуатацию были введены Запорожская, Балаковская, Ленинградская, Курская, Чернобыльская, Смоленская, Южно - Украинская.

1991 год оказался последним годом, когда электроэнергетика страны была единым централизованно управляемым комплексом. Образование независимых государств и раздел электроэнергетической собственности между ними привели к конкретному изменению структуры управления электроэнергетикой на территории бывшего СССР.

Например, в 1991 году поставки электроэнергии из ЕЭС в соседние страны снизились до 21,5 ТВт*ч. Это было обусловлено переходом на оплату поставок электроэнергии в страны Восточной Европы в свободно конвертируемой валюте, в связи с чем сократился объём контрактных поставок, а также недостатком топливных ресурсов в Украине и вынужденным снижением экспорта электроэнергии из этой республики в ОЭС стран - участниц элекрообъединения «Мир».

Последние годы ХХ и начала ХХI вв. можно охарактеризовать как годы определённой стабилизации работы электроэнергетичесих систем стран СНГ, наметившегося роста количественных и улучшения качественных показателей работы. Особое значение имеет понимание необходимости интеграции национальных энергосистем в рамках их объединения в пространстве СНГ. На настоящий день 11 из 12 национальных энергосистем государств содружества (кроме энергосистемы Армении) осуществляют совместную параллельную работу. Такой режим существенно повысил надёжность функционирования энергосистем, создал условия для взаимовыгодных отношений между странами. Наиболее наглядно это проявляется в период прохождения осеннее-зимних максимальных нагрузок и в случае ликвидации аварийных ситуаций.

Важнейшим вопросом на сегодняшний день является вопрос интеграции электроэнергетики СНГ с европейской и азиатской электроэнергетикой. Учитывая, что параллельно с объединением энергосистем СНГ работают энергосистемы стран Балтии и межгосударственные связи соединяю энергосистемы СНГ с рядом стран Восточной Европы и Азии, задача видится в реализации стратегических планов развития глобальной электросети на всём Евроазиатском пространстве.

Ядром созданного объединения энергосистем государств является национальная энергосистема Российской Федерации - Единая энергетическая система России - самая крупная в СНГ. Электрические сети охватывают огромную территорию страны - шесть часовых поясов с востока на запад.

Техническую основу ЕЭС России составляют:

44 электростанций суммарной установленной мощностью около 200 ГВт;

ЛЭП общей протяжённостью 3018 тыс.км;

Единая система диспетчерского регулирования, объединяющая практически все энергетические объекты в работу с единой частой электрического тока 50 Гц.

Организационную основу ЕЭС России составляют:

РАО «ЕЭС России», выполняющее функции общего координирующего центра, реализующего определённые государством общие условия функционирования и развития ЕЭС России;

74 энергосистемы, осуществляющие поставки электрической и тепловой энергии потребителю на всей территории Российской Федерации;

34 крупные электростанции в качестве самостоятельных субъектов Федерального (общероссийского) оптового рынка электрической энергии (мощности);

Более 300 организаций, обслуживающих основной технологический процесс и развитие в ЕЭС России.

На балансе РАО «ЕЭС России» находится 121 подстанция напряжением 330 кВ и выше, в том числе по классам напряжения: 750 кВ - 7 шт., 500 кВ - 79 шт., 400 кВ - 1 шт., 330 кВ - 34 шт., с установленной мощностью трансформаторов 130 тыс. МВА, шунтирующих реакторов 17,3 тыс.МВА и синхронных компенсаторов 1,3 тыс.МВар.

ЕЭС России является крупнейшим в мире централизованно управляемым энергообъединением.

Благодаря разработанной энергетической стратегии производство электроэнергии в 2005 г. Составило 1020 млрд кВТ*ч, с установленной мощностью - 229 млн кВт.

В распределительных устройствах электрических станций и подстанций содержится большое число электрических аппаратов и соединяющих их проводников. Выбор и расчёт токоведущих частей аппаратов и проводников - важнейший этап проектирования любой электрической установки, от которого в значительной степени зависит надёжность её работы

Для выбора электрооборудования, аппаратов, шин, кабелей, токоограничевающих реакторов необходимо знать токи короткого замыкания. При этом достаточно определить ток трёхфазного КЗ в месте повреждения, а в некоторых случаях - распределение токов в ветвях схемы, непосредственно примыкающих к этому месту. При расчёте определяют периодическую составляющую тока КЗ для наиболее тяжёлого режима сети. Учёт апериодической составляющей производят приближённо, допуская при этом, что она имеет максимальное значение в рассматриваемой фазе. Для решений большинства практических задач расчёт ведут с рядом упрощений.

Расчёт токов при трёхфазном КЗ выполняют в следующем порядке: для рассматриваемой установки составляют расчётную схему, по расчётной схеме составляют электрическую схему замещения, путём постепенного преобразования приводят схему замещения к простому виду, определяют начальное значение периодической составляющей тока КЗ, затем ударный ток и при необходимости - периодическую и апериодическую составляющие тока КЗ для заданного момента времени.

1. Данные к курсовой работе

Sн=750 МВА

xc=0,5

U1=110 кВ

U2=6,3 кВ

U3=0,4 кВ

L1=30 км

L2=1 км

Т1, Т2: SнТ1=SнТ2=6,3 МВА

Т3, Т4: SнТ3= SнТ4=1000 кВА

Выбрать:

В1, В2, В3, В4, В5

L1, L2

Исходная схема:

Схема замещения:

Sб=100 МВА; UбI=115 кВ; UбII=6,3 кВ

2. Расчёт токов короткого замыкания

Точка К1:

;

;

Точка К2:

Точка К3:

3. Выбор высоковольтных выключателей

3.1 Выбор высоковольтного выключателя В1

Расчётный ток нормального режима:

Расчётный ток утяжелённого режима:

Расчётное время:

Апериодическая составляющая тока К.З.:

где Та=0,02 (для системы связанной с шинами с ВЛ)

Завод изготовитель гарантирует выключателю апериодическую составляющую в отключающем токе для времени 0,05 с.:

где по кривой для

Тепловой импульс, выделяемый током К.З.:

tоткл=tз min + tс.в.=0,1+0,08=0,18 с

где tр.з.- время действия основной защиты трансформатора, равное 0,1 с. tо.в.- полное время отключения ВТМ-110-20/1000, равное 0,08 с

3.2 Выбор высоковольтного выключателя В2

Тепловой импульс, выделяемый током К.З.:

tоткл=tз min + tс.в.=0,1+0,08=0,18 с

где tр.з.- время действия основной защиты трансформатора, равное 0,1

tо.в.- полное время отключения ВВУ-110Б-40/2000У1, равное 0,08 с

3.3 Выбор высоковольтного выключателя В3, В4, В5

Расчётный ток нормального режима:

Расчётный ток утяжелённого режима:

Принимаем к установке выключатель ВМПП-10-630-20 с приводом типа ППВ.

Расчётное время:

Апериодическая составляющая тока К.З.:

где Та=0,05 с. Завод изготовитель гарантирует выключателю апериодическую составляющую в отключающем токе для времени 0,11 с.:

где по кривой для . Тепловой импульс, выделяемый током К.З.:

tоткл=tз min + tс.в.=0,5+0,08=0,58 с

где tр.з.- время действия максимальной токовой защиты трансформатора, равное 0,5 с; tо.в.- полное время отключения ВМПП-10, равное 0,08 с

4. Выбор воздушных линий

Выбор сечения проводников по экономической плотности тока:

где Jэк - нормированное значение экономической плотности тока, равное 1,1 А/мм2 для алюминиевых проводников.

Iраб утяж = 46 А

Выбираем ВЛ с проводами марки АС-25. Допустимый длительный ток для неизолированных проводов по ГОСТ 839-80 равен 142 А

5. Выбор кабельных линий

Расчётный ток нормального режима:

Расчётный ток утяжелённого режима:

Предварительно выбираем кабель ААБлУ-6кВ с сечением 50мм2. Допустимый длительный табличный ток для сечения 50мм2 составляет 155 А (согласно ПУЭ).

Выбор кабеля ААБлУ-6кВ сечением 3х50мм2 по экономической плотности тока:

Sэк - сечение по экономической плотности тока (мм2) - по нормальному режиму.

Jэк - 1,4 А/мм2 - экономическая плотность тока (согласно ПУЭ, изд. 6, табл. 1.3.36)

Условие 50мм2 ? 44мм2 выполняется.

Проверка кабеля ААБлУ-6кВ сечением 3х50мм2 по термической устойчивости.

Минимальное сечение кабеля по термической устойчивости:

где С=92

Условие 50мм2 ? 43мм2 выполняется.

Окончательно выбираем кабель ААБлУ-6кВ 3х50мм2

6. Выбор шинной сборки

Расчётный ток нормального режима:

Расчётный ток утяжелённого режима:

Принимаем алюминиевые однополосные шины прямоугольного сечения 60х6 мм2 с допустимым длительным током 870А (согласно ПУЭ табл. 1.3.31)

Библиографический список

1. Ульянов С.А. Электромагнитные переходные процессы. - М.: Энергия, 1970. - 520 с.

2. Гук Ю.Б. и др. Проектирование электрической части станций и подстанций. - Л.: Энергоатомиздат, 1985. - 312 с.

3. Неклепаев Б.Н. Электрическая часть станций и подстанций. - М.: Энергоатомиздат, 1989. - 608 с.

4. Батхон И.С. и др. Справочник по электрическим установкам высокого напряжения. - М.: Энергия, 1974. - 568 с.

5. Малкин Х.Р. и др. Справочник по силовым кабелям и проводам. - Л.: 1961. - 387 с.

Размещено на Allbest.ru