Эл.снабжение ремонтно-механического цеха

Содержание

1 Развитие энергии в России 2 2 Выбор напряжения и рода тока

3 Выбор схемы распределения электроэнергии

4 Расчет электрических нагрузок

5 Компенсация реактивной мощности

6 Выбор числа и мощности трансформаторов, типа подстанции

7 Расчет потерь мощности в трансформаторе

8 Расчёт и выбор сетей выше 1кВ

9 Расчёт и выбор сетей напряжением до 1кВ

10 Расчет токов короткого замыкания

11 Выбор оборудования и проверка его на действие токов короткого

замыкания

12 Релейная защита в электросетях

13 Расчет заземляющего устройства

Список литературы

1 Развитие энергии в России

Электроэнергетика является базовой отраслью российской экономики, обеспечивающей потребности народного хозяйства и населения в электро и теплоэнергии и экспорт электроэнергии в страны СНГ и дальнего зарубежья. От устойчивой и надёжной работы отросли во многом зависит энергетическая безопасность страны.

В условиях роста производства в промышленности электроэнергетика становится одним из жизнеобеспечивающих секторов экономики и одним из факторов экономического развития, а её надежное функционирование – важнейшим условием перехода России к высокому стандарту и уровню жизни.

Перспективы развития электроэнергетики определены Энергетической стратегией России на период до 2020г., которая была утверждена Правительством РФ 23 августа 2003 г.

Как и в настоящее время, в перспективе структуру вводов генерирующих мощностей будут определять особенности территориального размещения топливо-энергетических ресурсов: новые атомные электростанции должны сооружаться в европейских районах страны и в частности на Урале и Дальнем Востоке; гидроэлектростанции целесообразно строить в основном в Сибири и на Дальнем Востоке; тепловые электростанции на угле придётся вводить не только в Сибири и на Дальнем Востоке, но и в европейских районах страны; при модернизации газомазутных ТЭС основным направлением станет замена паровых турбин на парогазовые установки в новых корпусах на тех же площадях, а сооружение газовых ТЭС осуществляться исходя из ресурсов газа.

В перспективе роль и значение атомной энергетики в обеспечении надёжного электроснабжения потребителей возрастут. Энергетической стратегии России намечается при благоприятном варианте развития увеличить производство электроэнергии на АЭС до 195 млрд. кВт*ч в 2010г., а в 2020г. – до 300 млрд. кВт*ч, для чего необходимо ввести на АЭС до указанного последнего срока 3436 млн. кВт мощностей.

В условиях неравномерного размещения топливных ресурсов большее значение имеет программа развития гидроэнергетики. Так до 2010г. должно быть завершено сооружение Бурейской ГЭС на Дальнем Востоке, Зарамагаской, Зеленогукских и каскада НижнеЧерекских ГЭС на Северном Кавказе, начат ввод мощностей на строящихся гидроэлектростанциях, крупнейшими из которых являются Богучанская ГЭС в Сибири, УстьСреднеканская ГЭС на Дальнем Востоке, Ирганайская ГЭС на Северном Кавказе.

После 2010г. предусматривается продолжение экономически оправданного гидроэнергетического строительства с вводом на ГЭС по 3-4 млн. кВт мощностей в пятилетку. Соответствии с этим 2011г. 2020г. должно быть закончено сооружение Богучанской ГЭС в Сибири, НижнеБурейской и Вилюйской ГЭС на Дальнем Востоке. Необходимо так же приблизить начало сооружение Южно-Якутского гидроэнергетического комплекса и строительства каскада ГЭС на нижней Ангаре, что бы ввести первый агрегат головных ГЭС до 2020г.

Кроме того, ОАО РАО “ЕЭС России” изучают возможности сооружения Гуруханской ГЭС с установленной мощностью 12 млн. кВт и с ежегодной выработкой 46 млрд. кВт электроэнергии. Осуществление этого проекта сделало бы Туруханскую ГЭС крупнейшей электростанцией в России, поставив её в один ряд с такими грандами мировой гидроэнергетики, как ГЭС “Итайпу” в Бразилии и ГЭС “Три ущелья” в Китае.

Основой электроэнергетики на всю рассматриваемую перспективу останутся тепловые электростанции, доля которых в структуре установленной мощности отрасли сохранится на уровне 6265%. Выработки электроэнергии на ТЭС к 2020г., как намечается, возрастёт в 1,4 - 1,5 раза по сравнению с 2001г. и может составить в год 655 – 690 млрд. кВт*ч к 2010г. и 790 – 850 млрд. кВт 2020г.

Необходимость радикального изменения условий топливообеспечения ТЭС в европейских районах страны и ужесточение экологических требований обуславливают потребность скорейшего внедрения новых технологий в теплоэнергетике. Для ТЭС, работающих на газе, такими технологиями прежде всего являются парогазовый цикл, газотурбинные надстройки паросиловых блоков и газовые турбины с утилизацией тепла; для ТЭС, использующих твёрдое топливо, это экологически чистые технологии сжигания угля с использованием генераторного газа в паровых установках. Переходу от паротурбинных к парогазовым ТЭС должен обеспечить повышение КПД установок до 50%, а в перспективе до 60% и более.

Важным направлением повышения тепловой экономичности следует считать строительство новых угольных энергоблоков на суперкритические параметры пара (30 мПа, 600 С). На таких энергоблоках КПД может достигать 4546%, что позволит существенно снизить прирост потребности ТЭС в топливе.

Перспективное развитие основной электрической сети ЕЭС России направлено на достижение её устойчивого и надёжного функционирования в условиях конкурентного оптового рынка мощности и электроэнергии. Суммарная протяжённость воздушных линии электропередач напряжением 330 кВ и выше, которые будут введены за период до 2020г., должна составлять в зависимости от варианта развития 2535 тыс. км.

В целях устранения технических ограничений, сдерживающих формирование конкурентной среды, особое внимание будет уделено развитию системообразующих электрических сетей, которые обеспечат: полную выдачу мощности крупных электростанций, в том числе АЭС; надёжное электроснабжение потребителей; реализацию межсистемных эффектов от совместной работы всех объединенных энергосистем в составе ЕЭС; экспорт электроэнергии и мощности в энергосистемы соседних государств и параллельную работу с энергосистемами стран СНГ и Балтии.

Высшими классами напряжения в ЕЭС России на рассматриваемую перспективу остаются 1150 кВ для сетей переменного тока и 1500 кВ для передачи постоянного тока. Целесообразность эффективного использования этих классов напряжения будет определена по мере вовлечения в балансовую структуру отрасли топливо-энергетического потенциала восточных регионов страны и европейской части России.

Первоочередными задачами развития межсистемных электрических связей являются: усиление связи между восточной и европейской частями ЕЭС России путём сооружения воздушных линий электропередач напряжением 500 и 1150 кВ, а после 2010г. и передачи постоянного тока. Это позволит сократить завод восточных цепей в европейские районы страны, а так же полнее использовать мощности ТЭС и ГЭС Сибири: перевод межсистемных связей между ОЭС на напряжение 750 и 500 кВ; осуществление услуг по транспортировке и распределению электроэнергии.

Важной задачей Энергетической стратегии на период до 2020г. является интеграция ЕЭС России с энергосистемами стран СНГ и соседними государствами Европы и Азии на новых взаимовыгодных условиях.

2 Выбор напряжения и рода тока

При выборе номинального напряжения внешнего участка сети принимаются во внимание существующие напряжения возможных источников питания энергосистемы, расстояние от источников до предприятия и нагрузка предприятия в целом.

В питающих и распределительных сетях небольших и средних предприятий применяются номинальные напряжения 6 и 10 кВ. Как правило, следует применять напряжение U = 10 кВ, как более экономичное, чем напряжение U = 6 кВ. Напряжение 6 кВ применяется при преобладании на объекте электроприемников с напряжением U = 6 кВ. В ряде случаев электроснабжение электроприемников с напряжением U = 6 кВ осуществляется по питающим линиям напряжением 10 кВ с последующей трансформацией на напряжение 6 кВ непосредственно для данных электроприемников. В данном курсовом проекте применяется напряжение с высокой стороны U = 10 кВ. Сети выполнены кабелем ААШв 3х35, проложенным в траншее.

Существуют два вида рода тока: постоянный и переменный. Постоянный род тока применяется, если на предприятии есть электроприемники постоянного тока. Т. к. в данном курсовом проекте нет таких, то применяется трехфазный переменный род тока промышленной частоты ƒ1 = 50 Гц.

3 Выбор схемы распределения электроэнергии

Электрические сети внутри объекта выполняются по магистральным, радиальным и смешанным схемам.

Магистральная схема распределения электроэнергии обладает следующими преимуществами: лучшая загрузка кабелей при нормальном режиме работы, меньшее число камер от РП. К недостаткам можно отнести усложнение схем коммутации при присоединении ТП и одновременное отключение нескольких потребителей, питающихся от магистрали, при ее повреждении.

Радиальная схема распределения электроэнергии обладает большой гибкостью и удобством в эксплуатации, т.к. повреждение или ремонт одной линии отражается на работе только одного потребителя. Но данная схема распределения электроэнергии требует больших расходов материалов и денежных средств.

В данном КП смешанная схема распределения электроэнергии, сочетает принципы радиальных и магистральных схем распределения электроэнергии.