Разработка проектной документации электроснабжения встроенного нежилого помещения 108Н по адресу: г. Санкт-Петербург, ул. Гжатская

Diplom_с 2 раздела.doc

В настоящее время ускорение научно-технического прогресса диктует необходимость совершенствования промышленной электроэнергетики: создания экономичных надежных систем электроснабжения промышленных предприятий освещения автоматизированных систем управления электроприводами и технологическими процессами; внедрения микропроцессорной техники элегазового и вакуумного электрооборудования новых комплектных преобразовательных устройств. На проектирование электроснабжения занято огромное количество инженерно-технических работников накопивших значительный опыт. Однако в бурный прогресс в технике и в частности в энергетике выдвигают все новые проблемы и вопросы которые должны учитываться при проектировании и сооружении современных сетевых объектов.
Непрерывность технологического процесса тяжелые условия работы электроустановок и электрооборудования создают особые требования к системе электроснабжения. Это надежность и бесперебойность питания.
Целью работы является разработка проекта повышения надёжности электроснабжения подстанции ПС-360: 1103510 кВ г. Апатиты путём резервирования от подстанции ПС-112: 15010 кВ.
Резервируемая подстанция расположена в районе г. Апатиты.
Данный район является динамически развивающимся. Ведущие отрасли экономики - промышленность сельское хозяйство строительство транспорт геология наука и научное обслуживание.
В связи с активной застройкой микрорайона встаёт вопрос о дополнительной мощности для питания электроприемников и ее резервировании.
Повышение надёжности электроснабжения подстанции ПС-360: 1103510 кВ г.Апатиты путём резервирования от подстанции ПС-112: 15010 кВ.
Выполнить расчет и анализ перспективных установившихся режимов работы электрической сети.
Разработать схему резервирования ПС-360 от подстанции ПС-112.
АНАЛИЗ ИСХОДНЫХ ДАННЫХ
Мурманская область расположена на северо-западе Европейской части России. Граничит на западе с Норвегией Финляндией на Юге –Карелией. Территория 1449 тыс. км² и населением более 1 млн.чел. и расположена за полярным кругом. В области 8 районов 16 городов и 29 поселков городского типа. Областной центр – г. Мурманск с населением 300 тыс. человек и площадью около 80 км²
Климат Мурманской области формируется под воздействием воздушных масс приходящих с северной части Атлантического океана. Большое влияние на климат оказывает теплое течение заходящее в Баренцево море. Наиболее характерные особенности климата: неустойчивая погода связанная с частыми прорывами масс холодного воздуха из Центральной Арктики длительная но не суровая зима (средняя температура января – 5º С на Мурманском побережье и –11º С в центре области) и короткое прохладное лето (средняя температура июля + 8º С на севере и + 14º С в центре) большая облачность высокая относительная влажность слабое испарение.
По скоростному напору ветра Мурманская область относитсяI П Ш 1У У районам по толщине стенки гололеда – к I П Ш району.
Годовое количество осадков составляет 300 мм на низменности и до 750 мм в горных районах. Продолжительность гроз 10 - 20 часов среднее число дней с грозами -17.
Мурманская область расположена на северо-восточной окраине Балтийского кристаллического щита сложенного в основном древнейшими метаморфическими и изверженными породами.
В центральной части расположены самые высокие горы Мурманской области – Хибины. Их высота – более 1200 м. Восточнее Хибин находится Ловозерский горный массив а далее гряда Кейвы.
На севере Мурманская область омывается Баренцевым морем. На Востоке и Юге – Белым морем с далеко вдающимся в сушу Кандалакшский заливом. Речная сеть Мурманской области густая. Наиболее крупные реки: Поной Иоканга Воронья Варзуга Печенега Тулома Кола. К крупным озерам относятся: Имандра Умбозеро Ловозеро расположенные в западной и центральной частях области.
В настоящее время в области наблюдается медленный но уверенный подъем экономического благосостояния. Происходит подъем промышленных предприятий появляются новые хозяйства и предприятия. Все это приводит к росту электрических нагрузок районов области что подтверждается цифрами: полезный отпуск электроэнергий за 2007 год возрос на 6% по сравнению с предыдущим. Но тем не менее потребление электроэнергии остается ниже уровня 1990 года на 30%.
Промышленность представлена рядом крупных предприятий легкой рыбной горнодобывающей металлургической и лесной промышленности.
Крупными отраслями являются цветная металлургия и горнодобывающая промышленность. Гидрографические условия области способствуют развитию предприятий рыбной промышленности.
В последнее время в области успешно работают и продолжают развиваться наукоемкие и энергоемкие производства.
До реформы в состав энергосистемы входили 17 гидроэлектростанций (ГЭС) две тепловые электростанций (ТЭС) два предприятия электрических сетей(ПЭС). Опытно-экспериментальная приливная электростанция предприятие «Энергонадзор» специализированное ремонтное предприятие (КЭСР).
В связи с отсутствием минерального топлива на Кольском полуострове и наличием значительных гидроэнергетических ресурсов развитие энергетической базы Кольской энергосистемы до 1960 года осуществлялось путем сооружения только гидроэлектростанций образующих в настоящее время каскады ГЭС. Каскады гидроэлектростанций сооружены на реках обладающих наибольшими гидроэнергоресурсами.
Высокая эффективность каскадов ГЭС на этих реках обусловлена наличием в истоке озер которые используются как водохранилища при регулировании стока для получения наибольшего количества энергий.
Установленная мощность энергоисточников составляет:
- КАЭС (Кольская атомная электростанция) – 1500 мВт;
- Нивская ГЭС-I – 26 мВт;
- Нивская ГЭС-П – 60 мВт;
- Нивская ГЭС-Ш – 117 мВт;
- Пазский каскад ГЭС – IV V VI VП – 148 мВт;
- Борисоглебская ГЭС – УШ – 56 мВт;
- Кумская ГЭС – IХ – 80 мВт;
- Иовская ГЭС – Х – 96 мВт;
- Княжегубская ГЭС – ХI- 160 мВт;
- В.Туломская ГЭС – ХП – 268 мВт;
- Н.Туломская ГЭС – ХШ – 56 мВт;
- Серебрянские ГЭС – ХIУ ХУ – 205 5 мВ;
- Териберские ГЭС – ХVI ХVП ХVШ ХIХ – 3065 мВт;
- Апатитская ТЭЦ – 323 мВт;
- Мурманская ТЭЦ – 80 мВт.
Электросетевое хозяйство насчитывает более 7000 км воздушных линий (ЛЭП) различных классов напряжений 106 подстанций (ПС) напряжением 110-150-330 кВ общей мощностью 1198 300 МВА рис на стр. 9 и 1100 единиц трансформаторных подстанций (ТП) напряжением 6-1004 кВ общей мощностью 690500 МВА.
Электропотребление региона в 2006 году составило 4050 млн кВтч (возросло за год на 6%). Область уникальна тем что покупной энергией не пользуется а сама вырабатывает нужное количество электроэнергии для промышленных предприятий и полностью покрывает нужды в электроэнергии других предприятий народного хозяйства.
На экспорт в Норвегию Финляндию и Карелию идет 7650 млн.МВт.ч.
В последнее десятилетие в соответствии с программой строительства и реконструкций энергообъектов были введены в эксплуатацию электростанция напряжением 1503510 кВ «ВКК» мощностью 40 МВт ПС «Тяговая» 11010 кВ мощностью 25 МВт П 73 мощностью 35 МВт.
Связь с Норвегией и Финляндией осуществляется по воздушным линиям 150 кВ.
Системообразующими являются сети напряжением 110 и 150 кВ выполненные на металлических и железных опорах в одноцепном и двухцепном исполнении проводами марок АС АСД АЖ..
Поступление электроэнергии в сети ЦЭС производится от КАЭС АТЭЦ ГЭС-I ГЭС-П ГЭС-Ш ГЭС –IГ ГЭС-Х ГЭС-ХI.
«ЦЭС» снабжает электроэнергией 760 потребителей городов Мончегорска Апатиты Кировска и пяти районов Мурманской области.
Общая территория энергоснабжения составляет 248 тысячи км² и обслуживаются более 94 тысяч абонентов населения. В каждом из районов создан РЭС. ЦЭС обслуживает ВЛ напряжением 35 110 150 330 кВ и 96 подстанций из них 3 подстанции 330 кВ. План –схема на стр. 11 и схема на стр. 13.
По способу присоединения к сети подстанции являются тупиковыми отпаечными и транзитными и обслуживаются оперативно-выездными бригадами (ОВБ) или постоянным дежурным персоналом под руководством диспетчерской службы централизованного управления ОДС ЦЭС.
Территория обслуживаемая ЦЭС по нормативному скоростному напору ветра относится к I II и III районам по толщине стенки гололеда к III.
Среднегодовая температура 0° С средняя температура самой холодной пятидневки – минус 38° С. В данном дипломном проекте рассматриваются режимы работы участка ЦЭС образованного сетями напряжением 110 150 330 кВ.
Этому участку соответствует характеристика вышеуказанного района электрических сетей.
Перечень ВЛ силовых трансформаторов данные об электрических нагрузках потребителей ЦЭС и генерируемых мощностях приведены в таблицах 1.1; 1.2; 1.3 1.4 соответственно.
Перечень воздушных линий используемых для оценки существующей сети
Питающие и распределительные сети сопротивления и проводимости представлены на рис.1.1
Перечень силовых трансформаторов используемых для оценки существующей сети.
АТДЦТН-25000033015010
ПС-11 «Мончегорск»(4)
АТДЦТН-12500033011010
ПС-202 «Оленегорск»(2)
АТДТНГ-1000001501106
Значение электрических нагрузок потребителей ЦЭС
Максимальных нагрузок
Минимальных нагрузок
Продолжение таблицы 1.3.
Мощности генерации в ЦЭС
Информация по фактическим и перспективным нагрузкам центров питания 35-150 кВ
Наименование питающего центра*
Производственное отделение
Кол-во и мощность установленных трансформаторов штхМВА
Максимально допустимая нагрузка питающего центра кВА**
Максимальная фактическая нагрузка кВА***
Мощность вновь присоединенных потребителей в текущем году кВА
Мощность по заключенным договорам на ТП кВА
Мощность по договорам на ТП находящхся на согласовании****
Текущий резерв мощности с учетом присоединенных потребителей и заключенных договоров на ТП кВА
Планируемый ввод новых мощностей в текущем году кВА
Планируемый резерв мощности на конец года с учетом присоединеных потребителей заключенных договоров на ТП и реализации планов капитальных вложений (ИП)
* Под центром питания понимается ПС 35 кВ и выше. Необходимо указывать не только название питающего центра
но и его диспетчерское наименование
** Под максимальной допустимой нагрузкой понимается увеличенная на 5% мощность наименьшего из установленных
на ПС трансформаторов с учетом возможного резерва мощности по сети 6-10 кВ
*** Под максимальной фактической нагрузкой понимается наибольший из зафиксированных за последние 5 лет максимумов нагрузки по центру питания
*** Информация показана справочно
- Центральные электрические сети
- Северные электрические сети
РАСЧЕТ И АНАЛИЗ УСТАНОВИВШИХСЯ РЕЖИМОВ РАБОТЫ
Расчет установившихся режимов производился с использованием программного комплекса «Энергия». При расчете использовались следующие параметры расчета: нулевые начальные приближения при расчете УР использовался метод Ньютона с точностью до 1 МВА и ограничением по числу итераций. В расчетах режимов энергосистемы каждый элемент сети (генераторы трансформаторы линии электропередач и т.д.) представляются определенными расчетными моделями. Способ представления элемента сети определяется его физической сущностью режимом работы настройкой его системы регулирования конструктивными особенностями схемой включения назначением. С помощью расчетных схем элементов составляется схема замещения всей сети отображающая ее топологию и параметры. Важной характеристикой схемы замещения является ее объем который характеризуется числом узлов и ветвей схемы. В качестве сети района принятого для рассмотрения выбраны ЦЭС. Он характеризуются рядом подстанций напряжением 110 150 330 кВ и соединяющими эти ПС воздушными линиями. Для расчетов максимальных нагрузок использованы данные зимнего режимного дня 2010 года а минимальных - летнего режимного дня 2010 года. Приложение 3.
Расчеты режимов работы сети произведены с наложением на них режимов максимальных и минимальных нагрузок энергосистемы. Послеаварийным считается установившийся режим работы сети возникший в результате аварийного или планового отключения элементов сети.
Произведены расчеты нормального и послеаварийных установившихся режимов работы электрической сети с целью определения следующих показателей:
- загрузки элементов электрической сети соответствие нагрузки допустимой по условию длительного нагрева;
- уровня напряжения в узлах схемы сети;
- значение потерь мощности и энергии в элементах сети для оценки экономичности работы сети и оценки эффективности мероприятий по снижению этих потерь.
Проведение расчетов дает возможность определить потокораспределение по всем элементам сети с учетом зарядных мощностей ВЛ и потерь мощности в элементах сети.
На основе расчетов производится анализ режимов работы сети района нагрузок.
1. Подготовка исходных данных для проведения расчетов на ПК
Расчетная схема электросети на стр. 20 составляется из схем замещения линий электропередачи автотрансформаторов. Параметры схемы замещения элементов электрической сети рассчитываются с помощью программного комплекса «Энергия» с использованием формул приведенных ниже.
ВЛ напряжением до 330 кВ обычно представляются П-образными схемами замещения. Для большинства расчетов в сетях ВЛ представляются упрощенной схемой замещения с учетом зарядной мощности Мвар. Схема замещения ВЛ представлена на рис.2.1.
Рис.2.1. Схема замещения ВЛ
Активное сопротивление определяется по формуле (2.1.):
- удельное активное сопротивление Омкм при температуре +200 С [1]
- удельное реактивное сопротивление Омкм определяется по формуле (2.2.)
Где Dср – среднегеометрическое расстояние между фазами проводов м;
rпр – радиус провода м; = 1 – для проводов марки АС [2].
При расщепление провода вместо радиуса провода подставляется:
Где nф – количество проводов в фазе.
Активная проводимость для ВЛ 330 кВ и выше определяется по выражению (2.4.):
Где go – активная проводимость; - потери на корону кВт.
Ёмкостная проводимость определяется по формуле (2.6) удельная емкостная проводимость линии Смкм определяется по выражению (2.7):
Зарядная мощность линии определяется по (2.8) удельная зарядная мощность – по (2.9.):
Автотрансформаторы на схеме замещения представляются трехлучевой звездой представленной на рис.2.2.
Рис.2.2. Схема замещения автотрансформатора
Активное и реактивное сопротивление определяется по формулам (2.10.) (2.11.):
Напряжение короткого замыкания и потери определяются для каждой из обмоток в отдельности по выражениям (2.12.) (2.13.) (2.14.) (2.15.) (2.16.) (2.17.):
2. Анализ результатов расчетов установившихся режимов существующей сети в период максимальных нагрузок
Результаты расчетов установившихся режимов показали что существующая электрическая сеть района загружена в основном довольно слабо. Это объясняется тем что как уже упоминалось выше среднее значение электрических нагрузок по району в настоящее время на 36% ниже уровня нагрузки 1990 г. но и наблюдается рост электропотребления района.
Наибольший интерес при расчете представляют системообразующие ВЛЭП-330 кВ транзитные ВЛ - 150 кВ и мощные автотрансформаторные подстанции.
В результате расчета сети в период максимальных нагрузок был определен баланс мощности (в табл. 2.1) определены коэффициенты загрузки основных питающих ВЛ и автотрансформаторов на узловых подстанциях уровни напряжения в узлах сети и потокораспределение в системе табл.2.2 результаты расчета приведены в приложении 1.
Баланс мощности в режиме максимальных нагрузок.
Рг Qг – активная и реактивная мощность генерации в ЦЭС
Рн Qн - активная и реактивная мощность нагрузки в ЦЭС
dР dQ – потери активной и реактивной мощности в ЦЭС
Qс - зарядная мощность ВЛ ЦЭС.
Результаты расчета режима максимальных нагрузок.
Поток мощности в ветви
ВЛ-396 «Княжая - КАЭС»
ВЛ-404 «КАЭС - Титан»
ВЛ-397 «КАЭС - Мончегорск»
ВЛ-398 «КАЭС - Мончегорск»
ВЛ «Мончегорск - Оленегорск» Л-395
ВЛ «Мончегорск - Оленегорск» Л-406
ВЛ-153 «Мончегорск-ПС-30»
ВЛ-154 «Мончегорск-ПС-30»
ВЛ-205 «Мончегорск11а-87»
ВЛ-206 «Мончегорск11а-87»
ВЛ 203 «Мончегорск11-87»
ВЛ-207 «Титан – ПС-74»
ВЛ-208 «Титан – ПС-74»
ВЛ-190 «АТЭЦ-АНОФ II»
ВЛ-191 «АТЭЦ-АНОФ II»
АТ-1 на ПС «Мончегорск» 11а
АТ-2 на ПС «Мончегорск» 11а
АТ-1 на ПС «Мончегорск» 2 СШ
АТ-2 на ПС «Мончегорск» 2 СШ
АТ-1 на ПС «Оленегорск»
АТ-2 на ПС «Оленегорск»
Примечание 1: Здесь и далее поток мощности по двухцепным ВЛ.
В данном режиме наиболее загруженными элементами сети являются
ВЛ 330 кВ (Л 395) с коэффициентом загрузки 032;
ВЛ 150 кВ (Л 203) с коэффициентом загрузки 058;
ВЛ 150 кВ (Л 205 Л 206) с коэффициентом загрузки 036;
АТ 330 кВ (ПС «Оленегорск») с коэффициентом загрузки 05;
АТ 330 кВ (ПС «Мончегорск») два трансформатора имеют коэффициентом загрузки по 029 и два – по 026
АТ 150 кВ (АТЭЦ) с коэффициентом загрузки 04;
Таким образом можно считать что автотрансформаторы на ПС «Оленегорск» и АТЭЦ загружены нормально так как их коэффициент загрузки составляет около 50 % остальные элементы сети загружены очень слабо. Однако значительный поток мощности течет по линиям 150 кВ от ПС «Мончегорск» до ПС 87. Это объясняется наличием крупнейшего металлургического комбината в этом районе.
Уровни напряжения в узлах сети должны поддерживаться исходя из минимума потерь энергии.
Ответвления на устройствах РПН находятся в нулевом положении.
3. Анализ результатов расчетов установившихся режимов существующей сети в период минимальных нагрузок
В результате расчета сети в период минимальных нагрузок был определен баланс мощности который представлен в талб. 2.3 определены коэффициенты загрузки основных питающих ВЛ и автотрансформаторов на узловых подстанциях уровни напряжения в узлах сети и потокораспре-деление в системе табл.2.4 результаты расчета приведены в приложении 1.
Баланс мощности в режиме минимальных нагрузок.
Результаты расчета режима минимальных нагрузок.
ВЛ-396 «Княжая - КАЭС»
ВЛ-404 «КАЭС - Титан»
ВЛ-397 «КАЭС - Мончегорск»
ВЛ-399 «Мончегорск - Оленегорск»
ВЛ-406 «Мончегорск - Оленегорск»
ВЛ-153 «Мончегорск-30»
ВЛ-154 «Мончегорск-30»
ВЛ-205 «Мончегорск 11а-87»
ВЛ-206 «Мончегорск 11а-87»
ВЛ-203 «Мончегорск 2 СШ-87»
ВЛ-204 «Мончегорск 2 СШ-87»
ВЛ-207 «Титан - АТЭЦ»
ВЛ-208 «Титан - АТЭЦ»
В данном режиме наиболее загруженными элементами сети являются:
ВЛ 330 кВ (Л 395) с коэффициентом загрузки 026;
ВЛ 150 кВ (Л 205 Л 206) с коэффициентом загрузки 065;
ВЛ 150 кВ (Л 203) с коэффициентом загрузки 088;
АТ 330 кВ (ПС «Оленегорск») с 031;
АТ 330 кВ (ПС «Мончегорск») два трансформатора имеют коэффициентом загрузки по 053 и два – по 036
АТ 150 кВ (АТЭЦ) с коэффициентом загрузки 037;
В данном режиме происходит значительный обратный переток реактивной мощности по ВЛ 150 кВ (Л 205Л 206 и Л 203) через шины ПС 87 что естественно вызывает значительные потери мощности 38 Мвар. Вследствие этого автотрансформаторов на ПС «Мончегорск» имеют коэффициенты загрузки выше чем в режиме максимальных нагрузок. В целом все элементы сети загружены слабо.
Уровни напряжения в узлах сети должны поддерживаться исходя из минимума потерь энергии. Таким образом с помощью РПН силовых авто
трансформаторов было отрегулировано напряжение в сети 150 и 110 кВ. Ответвления на устройствах РПН представлены в табл.2.5.
Ответвления на устройствах РПН силовых автотрансформаторов
Уровень напряжения кВ
4. Анализ результатов расчетов послеаварийных установившихся режимов работы сети в период максимальных нагрузок
Расчет послеаварийных режимов производился с целью определения коэффициентов загрузки основных питающих ВЛ и автотрансформаторов на узловых подстанциях уровней напряжения в узлах сети и потокораспределения в системе табл.2.6 и табл.2.7. Были рассмотрены следующие послеаварийные режимы работы сети:
Отключение ВЛ «Княжая-КАЭС»
Отключение ВЛ «КАЭС-Титан»
Отключение ВЛ «КАЭС–Мончегорск»
Отключение ВЛ «Мончегорск-Оленегорск»
Отключение автотрансформатора на ПС «Княжая»
Отключение автотрансформатора на ПС «Оленегорск»
Отключение ВЛ «АТЭЦ-АНОФ II»
Результаты расчетов приведены в приложении 2.
Из результатов расчета установившихся режимов сети было получено что наиболее слабым участком сети являются: ВЛ 150 кВ (Л 203) коэффициент загрузки её в послеаварийных режимах больше 1 в основном это связано с обратным перетоком реактивной мощности поэтому необходимо сооружение второй цепи ВЛ 150 кВ.
Остальные элементы сети работают без перегрузки то есть коэффициент загрузки не превышает 1.
Уровни напряжения в узлах сети в послеаварийных режимах не нормируются. Ответвления на устройствах РПН представлены в табл.2.8 табл.2.9.
Результаты расчета послеаварийных режимов
Наименование послеава-рийного режима
Отключение ВЛ «Княжая-КАЭС»
ВЛ «КАЭС - Мончегорск»
ВЛ «Мончегорск-Оленегорск»
ВЛ «Мончегорск 11а-87»
АТ на ПС «Мончегорск»11а
АТ на ПС «Мончегорск»
АТ на ПС «Оленегорск»
автотрансформатора на
Наименование послеаварийного режима
Основываясь на всех результатах расчетов можно сказать что нагрузка в центральных сетях распределена не равномерно. Во многом это объясняется географическим расположением потребителей электрической энергии. С другой стороны – спадом производства в 90-хх годах. Вследствие неравномерности распределения нагрузки в послеаварийных режимах возникают значительные перетоки мощности из одного узла системы в другой тем самым увеличивая потери в сети. Также из-за перетоков мощностей в послеаварийных режимах коэффициент загрузки некоторых элементов сети достигает значения равного единицы или же близкого к нему. В целом наиболее тяжелыми для системы является режим отключения одноцепной ВЛ 330 кВ «КАЭС -Мончегорск». Так как из-за отсутствия резервных линий 330 кВ транзит мощности вынужден осуществляться по ВЛ 150 кВ увеличиваются потери в элементах сети по сравнению с аналогичным транзитом по ВЛ 330 кВ.
При анализе исходных данных и результатов расчетов нормального и послеаварийных установившихся режимов максимальных нагрузок существующей электрической сети был выявлен ряд проблем указывающих на необходимость развития участка ЦЭС.
В послеаварийном режиме ВЛ 150 кВ (Л 203) имеет коэффициент загрузки 1.2 поэтому необходимо сооружение второй цепи ВЛ 150 кВ. Сооружение второй цепи ВЛ 150 кВ позволит значительно снизит коэффициент загрузки и ВЛ и автотрансформаторов на ПС «Мончегорск». Это можно видеть из результатов расчета представленного в приложении 2.
Коэффициент загрузки ВЛ от ПС «Мончегорск» до ПС 87 в нормальном режиме составит 034 а в наиболее тяжелом послеаварийном режиме при отключении ВЛ 330 кВ «КАЭС-Титан» - 048
Коэффициент загрузки АТ на ПС «Мончегорск» нормальном режиме составит 031 а в наиболее тяжелом послеаварийном режиме при отключении ВЛ 330 кВ «КАЭС-Титан» - 043
ОБОСНОВАНИЕ НЕОБХОДИМОСТИ РАЗВИТИЯ УЧАСТКА ЦЭС
Ведущие отрасли экономики г. Апатиты – промышленное производство сельское хозяйство строительство торговля транспорт геология наука и научное обслуживание.
Участок ЦЭС у г. Апатиты состоит из трех крупных подстанций:
Основные технико-экономические характеристики представлены в таблице 3.1.
Год ввода в эксплуатацию:
Технические характеристики Трансформаторы:
Максимально допустимая нагрузка:
Максимальная фактическая нагрузка:
Объем мощности по заявкам на тех. присоединение:
Объем мощности по заключенным договорам:
Как видно из приведенных данных ПС-360: 1103510кВ 1991 года ввода в эксплуатацию загружена фактически на 100%. От ПС-360 запитано много важных электропотребителей. Ответственных электроприемных устройств. (см. Принципиальную схему электроснабжения ПС-360). Их надежное электроснабжение напрямую связанно с резервированием загруженных мощностей. Эта задача решается в разделе.6 путем резервирования 16мВА от ПС-112. Имеющая необходимые ресурсы для этого. Надежное резервирование системы электроснабжения обеспечивается по II категории электроснабжения (ПУЭ 7-издание раздел.1). При таком варианте развития топологии энергосистемы повышается надежность электроснабжения потребителей и в дальнейшем при увеличении числа приемников разгрузить сеть ПС-360.
ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ ВАРИАНТОВ
РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ
Для оценки эффективности капитальных вложений в проводимые мероприятия по развитию электрических сетей необходимо учитывать срок жизненного цикла проекта. Принимаем срок равный 5 лет.
В том случае когда все проектируемые схемы электроснабжения обеспечивают одинаковый уровень выпуска продукции предприятием в качестве критерия для обоснования выбора одного из вариантов используем минимум дисконтированных затрат.
Капиталовложения или поток инвестиций будут включать в себя затраты на сооружение системы электроснабжения то есть: стоимость сооружения подстанций и воздушных линий питающих эти подстанции.
Текущие затраты будут складываться из затрат на оплату труда обслуживающего персонала общих отчислений в ремонтный фонд и возмещения потерь электроэнергии в элементах сети.
При сравнении учитываются только те денежные потоки которые различаются по вариантам. Например если в обеих схемах количество и квалификация обслуживающего персонала одинакова то затраты на оплату труда можно не учитывать. Поскольку существующие схемы распределительных устройств на подстанциях АТЭЦ и АНОФ II являются схемами со сборными шинами и имеют одинаковое напряжение то подключение к ним осуществляеться путем добавления дополнительных ячеек 150 кВ поэтому в расчетах дисконтированных затрат будут фигурировать только ВЛ соединяющие эти ПС с новой.
Данные о стоимости капитальных затрат взяты из [3 раздел 7] по ценам на 1991 год коэффициент перевода к ценам 2007 года составляет 35 единиц. Данные для сравнения приведены в табл.4.1.
Данные для сравнения Данные для сравнения
ВАРИАНТ № 1 ВАРИАНТ № 2
Определим капитальные вложения в сооружение ВЛ и ПС по формулам (4.1.) и (4.2.):
Где КЛЭП – стоимость сооружения ВЛ тыс.руб
Кпер – коэффициент перерасчета приведения к ценам 2007 года;
К0 – удельная стоимость сооружения данного типа ВЛ тыс.руб.км в ценах 1991 г;
КПС - стоимость сооружения подстанции тыс. руб.;
КРУ - стоимость сооружения распределительных устройств тыс. руб.;
КПОСТ – постоянная часть затрат тыс. руб.
Определим общие годовые затраты на эксплуатацию ВЛ и ПС по (4.3.) и (4.4.):
Где - общие отчисления на ремонт и обслуживание элементов сети %
- стоимость самого оборудования без учета монтажа строительных работ и прочих затрат%
Определим затраты на возмещение потерь ЭЭ в ВЛ по (4.5.):
где – суммарные переменные потери активной мощности в ВЛ;
ЦЭ - стоимость потерь ЭЭ рубкВт ч - время максимальных потерь 43416 ч.
Для выбора нормы дисконта воспользуемся ставкой банков по долгосрочным кредитам которая в расчетном периоде составляла 12% годовых. Продолжительность жизненных циклов вариантов – 5 лет.
Дисконтированные затраты рассчитываются по формуле (4.6.) и (4.7.):
где - суммарные капиталовложения в сооружение различающихся элементов сети
- суммарные затраты на эксплуатацию сети тыс. руб.год
- дисконтированный множитель - норма дисконта
- расчетный срок жизни проекта (срок окупаемости проекта).
Приведенные расчеты показали что в данных условиях экономически целесообразен Вариант № 1 т.к. критерием является минимум дисконтированных затрат. Также преимуществом Варианта № 1 является удобство эксплуатации.
Следовательно для дальнейших расчетов принимаем 1-й вариант развития электрических сетей.
РАСЧЕТ И АНАЛИЗ ПЕРСПЕКТИВНЫХ УСТАНОВИВШИХСЯ РЕЖИМОВ РАБОТЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
1. Определение перспективных нагрузок электрической сети
Основными потребителями в ЦЭС являются предприятия легкой рыбной горнодобывающей металлургической и лесной промышленности. Ежегодный прирост потребления активной и реактивной мощности можно определить по выражениям (5.1) и (5.2).
Где Pt и Qt - активная и реактивная нагрузка на t-й год МВт и Мвар;
P0 и Q0 - активная и реактивная нагрузка исходного года МВт и Мвар;
- коэффициент прироста потребления мощности в год по прогнозу развития региона находится в пределах от 3 до 7 %.
t – год определения перспективной нагрузки (5 лет).
Пример расчет перспективной максимальной нагрузки на ПС «Княжая»:
На других подстанциях электрической сети расчет выполняется таким же образом. Результаты расчета перспективных максимальных нагрузок приведены в табл.5.1.
Результаты расчета перспективных максимальных нагрузок.
2. Анализ результатов расчетов режимов работы сети с учетом перспективных максимальных нагрузок
В результате расчета сети в период перспективных максимальных нагрузок был определен баланс мощности который представлен в талб. 5.2 определены коэффициенты загрузки основных питающих ВЛ и автотрансформаторов на узловых подстанциях уровни напряжения в узлах сети и потокораспределение в системе табл.5.3 результаты расчета приведены в приложении 2.
ВЛ «Мончегорск - Оленегорск»
АТ на ПС «Мончегорск» 11а
АТ на ПС «Мончегорск»
В данном режиме наиболее загруженными элементами сети являются:
ВЛ 150 кВ (Л 203) с коэффициентом загрузки 075;
АТ 330 кВ (ПС «Оленегорск») с коэффициентом загрузки 065;
АТ 150 кВ (ПС «АТЭЦ») с коэффициентом загрузки 05;
Результаты расчета этого режима показали что при стабильном развитии области в течении 5 лет появляется возможность загрузить элементы сети нормально то есть примерно на 70 % это приведет к снижению перетоков мощностей а следовательно и к снижению потерь в сети в целом.
3. . Анализ результатов расчетов послеаварийных режимов работы сети с учетом перспективных максимальных нагрузок
Расчет послеаварийных режимов с учетом перспективных максимальных нагрузок производился с целью определения коэффициентов загрузки основных питающих ВЛ и автотрансформаторов на узловых подстанциях уровней напряжения в узлах сети и потокораспределения в системе табл.5.4. Были рассмотрены следующие послеаварийные режимы работы сети:
Отключение ВЛ 330 кВ«КАЭС-Титан»
Отключение ВЛ 150 кВ «АТЭЦ-АНОФ II»
ВЛ 150 кВ (Л 203) с коэффициентом загрузки 11;
ВЛ 150 кВ (Л205 Л206) с коэффициентом загрузки 064;
АТ 330 кВ (ПС «Оленегорск») с коэффициентом загрузки 085.
Таким образом как уже отмечалось выше необходимо сооружение второй цепи ВЛ 150 кВ от ПС «Мончегорск» до ПС 87.
В результате расчета послеаварийного режима: отключение ВЛ 150 кВ «АТЭЦ-АНОФ II» было получено что коэффициент загрузки второй цепи ВЛ равен 083. Данный послеаварийный режим никакого влияния на работу всей сети не оказывает.
Выбор резервирующей линии.
Резервируемая мощность
Расчетный ток линии А
Марка провода сечение
Таблица .1 – Выбор марки и сечения провода .
Допустимый длительный ток для АС 18539 по ГОСТ 839-80 составляет 510А.
Выбираем две линии АС-18529.
Опоры для проводов данного сечения выбираются по типовому проекту 3.407.2:
промежуточная двуцепная опора: 1П110-Б
анкерно-угловая опора: 1У110-4.
Расчет токов короткого замыкания
Расчёт токов короткого замыкания производится для стороны НН – 10кВ (3-х и 2-х фазное КЗ).
Расчет токов короткого замыкания выполняется для определения требований к коммутационной аппаратуре устанавливаемой на подстанции.
Расчет действующего значения периодической составляющей тока в начальный момент 3-х фазное КЗ выполняется для самого неблагоприятного режима работы электрической сети.
Расчет выполнен в именованных единицах.
За базисное напряжение взято:
На рис.777. приведена расчетная схема замещения.
Рис.777 Схема замещения.
Расчет сопротивлений:
Индуктивные сопротивления ветвей двухобмоточного трансформатора в относительных единицах при номинальных условиях:
Приводим к базисным параметрам:
Суммарное активное сопротивление двух обмоток трехобмоточного трансформатора в относительных единицах:
Для вычисления сопротивления RТН определяем отношение
Полные сопротивления трансформатора:
Активные и реактивные сопротивления кабельных линий:
Суммарное сопротивление кабельной линии:
Трехфазный ток короткого замыкания в точке К1:
Трехфазный ток короткого замыкания в точке К2:
Двухфазный ток короткого замыкания в точке К1:
Двухфазный ток короткого замыкания в точке К2:
Расчет ударных токов.
Определяем ударные коэффициенты:
Определяем ударные токи:
Результаты расчетов сведены в таблицу 9999
Расчетные значения токов КЗ
6. Выбор оборудования и токоведущих частей
Выбор высоковольтных выключателей
Выбор высоковольтных выключателей произведен для ячеек питающей подстанции ПС-112 и для ячеек резервируемой подстанции ПС-360.
Выбор высоковольтного выключателя выполняем по максимальному току продолжительного режима (при Sр=168МВА)
Тип существующих выключателей в РУ-10кВ – ВМПЭ-10УЗ выбираем выключатель такого типа с номинальным током ближайшего большего значения:
ВМПЭ-10УЗ Iном = 1000А.
Проверяем выбранный выключатель на номинальный ток отключения при расчетном ударном токе 1306кА. Тогда
ВМПЭ-10УЗ Iном = 1000А Iоткл = 20кА.
I прод. расч. = 971 А
77 Выбор измерительных приборов
Выбор измерительных приборов произведен для ячеек питающей подстанции ПС-112 и для ячеек резервируемой подстанции ПС-360.
Устанавливаемые приборы
- Амперметр (Э-335)
- Счетчик активной-реактивной энергии (ЦЭ 680 1(АР)).
7. Выбор трансформаторов тока.
Выбор трансформаторов тока произведен для ячеек питающей подстанции ПС-112 и для ячеек резервируемой подстанции ПС-360.
Тип выбранных трансформаторов тока: ТОЛ-10-8; 0510Р; 10005А.
8. Выбор оборудования РЗА.
Расчет уставок защит
Для отключения токов короткого замыкания на резервируемой подстанции ПС-112 при максимальном продолжительном токе 971А и минимальном токе короткого замыкания Iкз.мин = 2530А. Выбираем максимальную токовую защиту с независимой время-токовой характеристикой.
При отстройке от продолжительного тока при коэффициентах надежности Кн=13; и возврата Кв=08 расчетное время срабатывания отсечки:
Iт.о.р.=Кн* I прод. расч.Кв=13*97108=1577А.
Выбираем ток срабатывания Iт.о.= 1600А. Время задержки срабатывания защиты tт.о=0с.
Для отключения токов короткого замыкания на питающей подстанции ПС-360 при максимальном продолжительном токе 971А при минимальном токе короткого замыкания Iкз.мин = 4200А и токе срабатывания предыдущей защиты 1600А выбираем двух ступенчатую максимальную токовую защиту с независимыми время-токовыми характеристиками. Первую ступень выбираем с независимой время-токовой характеристикой и мгновенно срабатываемой уставкой Iт.о.=3000А по току. Выбранная уставка надежно защищает от возможных токов короткого замыкания.
Вторая ступень резервирует отказ нижестоящей защиты и выбирается с задержкой по времени селективности (tсел=02с) по времени срабатывания предыдущего реле (tт.о.=006с) и времени срабатывания высоковольтного выключателя (tвв=012с). Выставленное время срабатывания: tт.о.2=02+006+012=03805с
Выбор реле тока показан в таблице 6.7898
I прод. расч. = 971А
Iт.о=1600А; tт.о.=0с
Iт.о1=3000А; tт.о.=0с
Iт.о2=1600А; tт.о.=05с
Устанавливаемое оборудование РЗА
Выбор выключателя отходящей кабельной линии
По[1] табл. 5.1.Выбираем тип выключателя ВВЭ-10-20 630У3
I прод. расч. = 1294 А
По условию длительного режима
По динамической стойкости
По коммутационной способности
Вк = 20² · 3= 1200 кА²·С
По термической стойкости
Вк = I² по (t отип + Та) = 976² · (1195 + 006) = 1229 кА²·с
Где t о тип + tрз +tов = 11 + 0095 = 1 195 с Та = 006 с
= t зат.мин + t о.с = 0 01 + 007 = 008 с;
Выбор разъединителей
Выбор разъединителя производится только на стороне ВН так как на стороне НН роль разъединителей выполняют разъемы КРУ.
I прод. расч. = 1733 А
Вк = 40² · 3= 4800 кА²·С
По [1] табл. 5.5. выбираем разъединитель РНДЗ.2-1501000У1 с приводом ПРН-1У1 на стороне ВН устанавливаем 12 штук.
Выбор аппаратов в цепи трансформаторов собственных нужд
Выбор трансформаторов собственных нужд.
Для питания собственных нужд устанавливаются два трансформатора с вторичным напряжением 04 кВ. Мощность трансформатора собственных нужд ориентировочно принять:
Sном.ТСН ≥ Sрасч.ТСН(03100) Sном.Т=(03100)·32000=96 кВА
Принимаем трансформатор типа ТСЗ-16010 по [l] табл. 3.3
U вн = 105 кВ; U нн = 04 кВ S = 160 кВ· А.
Условие для выбора аппаратуры
I ном I прод.расч.; I прод. расч. = I ном.· тсн=
Выбор предохранителя
I прод. расч. = I ном.· тсн = 263 А
Из условия выбора аппаратуры I ном I прод.расч. по [1] табл. 5.4. принимаем ПКТ 101-10-5-31.543
I ном = 5 А I ном. откл. = 315 кА
Проверка по коммутационной способности:
I ном. откл. I по 315 > 976 кА
I прод. расч. = I ном.· тсн = 6839 А
Из условия выбора аппаратуры I ном. I прод. расч.
Принимаем рубильник Р31 I ном = 100 А iу = 10 кА ВК = 16 кА²· С по [l] табл. 5.6.
Принимаем автомат АВМ4Н с I ном = 400 А i отк = 20 кА.
Проверка по коммутационной способности I ном. откл I по 20 > 976 кА
Выбор автомата производили по [l] табл. 6.9.
7. Выбор измерительных трансформаторов тока
На стороне ВН принимаем трансформатор тока наружной установки.
Тип ТТ ТФЗМ 150 А -1 по [l] табл. 5.9.
Проверка трансформатора тока приведена в таблице 6.12
Проверка трансформатора тока
Вк = 14² · 3= 588 кА²·С
Произведем выбор трансформатора тока встроенного в силовой трансформатор на вводах со стороны ВН по [l] табл. 6.11
По [l] табл. 5.11 ТВТ 150 – I – 6001
Вк = 25² · 3= 1875 кА²·С
На вводах НН силовых трансформаторов устанавливаем встроенные ТТ
ТЛК-10-1-755-0.5108-43
Трансформаторы тока ставим в каждой фазе [l] табл. 5.9
Проверка трансформатора приведена в таблице 6.14.:
Проверка по нагрузочной способности: [l] табл. 5.9
I прод. расч. = 11085 А
По нагрузочной способности
Вк = 315² · 3= 217675 кА²·С
Определим сопротивления приборов:
Где S потр. Обм – мощность потребляемая токовой обмоткой данного прибора I – ток во вторичной обмотке ТТ.
Выбор счетчиков активной и реактивной энергии [9] и табл. П.1.
Нагрузка создаваемая прибором ВА
Счетчики активной реактивной энерги
Zприб= SΣ I ²=115²=0044 Ом
Самой нагруженной фазой является фаза А либо фаза С. Производим расчеты сопротивления нагрузки для фазы А в соответствии со схемой на рис.6.8: Zz расч. =Z приб. + r пров. + r конт. = Z сч.акт. сч.реакт. + r пров. + r конт. = 01 + rпров +01 = =02 + rпров.
Находим допустимое сопротивление провода:
r пров. .доп. = 04 – 0044 – 01 = 0256 Ом. [5] табл. 4.7.
Находим допустимое требуемое сечение для заданного сопротивления
Где - удельное сопротивление; [7] стр. 68
l – длина контрольного кабеля (принимаем равной 5 м) [4] стр. 44 и [5] стр. 375
r пров. .доп. – допустимое сопротивление провода.
В результате расчета получаем = 0028 · 5 0256 = 055 мм²
из условий механической прочности принимаем сечение контрольного кабеля 4 мм².Марка АКРВГ-4мм²
= 4 мм² r пров. = 0028 · 5 4 = 035 Ом [5] стр. 379
Zz расч. = 01+0044 = 034 04 следовательно ТТ проходит по нагрузочной способности.
На секционном выключателе ставим ТТ ТПЛК-10 по[1] табл. 6.9.
Проверка трансформатора тока приведена в таблице 6.16.
Рис. 6.7 Включение приборов в полную звезду
. Рис.6.8. Включение приборов в неполную звезду
I прод. расч. = 6651 А
Вк = 708² · 3= 15037 кА²·С
На отходящих кабельных линиях ставим ТТ ТПЛК-10
Проверка трансформатора тока приведена в табл. 6.17.
Счетчик активной реактивной энергии
Самой нагруженной фазой является фаза А производим расчет сопротивления нагрузки фазы А в соответствии со схемой б) рис.6.7:
Z приб.0 = 0125 = 0004 Ом;
Z приб.А = 0625 =0024 Ом;
Находим требуемое сечение для заданного сопротивления по [7] стр. 67 и по [5] табл. 3.3
где r - удельное сопротивление;
- допустимое сопротивление провода
l – длина контрольного кабеля (принимаем равной 4 м) [2]
Из условий механической прочности принимаем сечение кабеля 6 мм²
8.Выбор трансформаторов напряжения
На секции 10 кВ ставим ТН типа ЗНОЛ-10У3 с параметрами:
первичное напряжение 10 кВ;
вторичное напряжение 100√ 3 В;
дополнительное вторичное 100√3 В;
допустимая мощность 75 ВА при классе точности 05;
группа соединений обмоток 111-0-0.
Выбор производится по перегрузочной способности:
Подсчет нагрузки вторичной обмотки трансформатора напряжения приведен в таблице 6.18
Выбор ведется на одну секцию [l] табл. 4
Подсчет нагрузки вторичной обмотки трансформатора напряжения
Счетчики активной реактивной энергии
Следовательно устанавливаем по одному трансформатору на каждой секции [7] табл.5.13
На стороне ВН принимаем трансформатор напряжения НКФ-150-83У1 по [l] табл. 5.13
первичное напряжение 150000 В;
вторичное напряжение 100 ;
допустимая мощность 400 В· А при классе точности 05;
схема соединений обмоток111-0-0.
9. Выбор сборных шин высшего напряжения.
Сборные шины ВН на 150 кВ выполняются гибкими подвесными из проводов круглого сечения. Материал – алюминий со стальным сердечком.
Сечение сборных шин выбирается по условию:
I доп. I прод. расч.
где I доп – допустимый ток для данного сечения проводника;
I прод. расч. – максимальный ток ремонтного или послеаварийного режима наиболее нагруженного присоединения определяем с учетом рекомендаций табл. 2.5.6. [2]
Выбираем провод марки АС – 15024 с I доп. = 450 А.
I доп. = 450 А > I прод. расч. = 1733 А
Проверка на корону не требуется т.к. согласно ПУЭ [l] для U = 150 кВ минимальное сечение для которого необходимо осуществлять проверку на корону должно быть меньше 120 мм².
10. Выбор ошиновки силового трансформатора.
Принимаем ошиновку трансформатора в виде комплексного токопровода. Тип токопровода ТЗК-6-1600-80 проверка токопровода приведена в табл. 6.19
Проверка токопровода
I прод. расч. = 1108 А
Сечение токоведущих шин (из алюминия) – двутавр площадь сечения 14600 мм²;
расположение шин – по треугольнику.
Кожух: форма – цилиндр Дн = 660 материал – сталь выполняется без междуфазовых перегородок.
Ошиновка в цепи трансформатора на стороне ВН выполняется такого же сечения как и сборные шины.
11 Выбор кабельных линий к потребителю
Максимальный длительный ток нормального режима:
Сечение силовых кабелей выбирается по экономической плотности тока по [2] табл. 1.4.2.
Экономическое сечение одной шины кабеля
где j эк = 1 - экономическое плотность тока кабеля с бумажной изоляцией и алюминиевой жилой.
Принимаем по [2] табл. 1.3.16
- допустимый ток кабеля: I доп. = 140 А;
- бумажная изоляция;
- пропитка изоляций: нестекающий состав;
- свинцовая оболочка.
Проверка стандартного сечения по нагреву током длительного режима:
I`доп. = к · I доп. = 09 · 140 = 126 А где I доп. – допустимый табличный ток по табл. 1.3.16 [2].
К – поправочный коэффициент зависящий от числа кабелей в траншее и расстояния между ними;
Коэффициент предварительной нагрузки
следовательно = 135 по [2] табл. 1.3.1.
Необходимым условием является ; 135 > 1026 для tn = 05 ч [2].
Производим проверку кабеля по термической стойкости.
Для этого требуется определить
где Вк = I³ по ( tотк. + Та) = 976² (107 + 006) = 1266 кА² · с
tотк. = tр.з. + tав = 1 + 007 = 107 с
С = 90 А² · СММ- коэффициент для кабеля с алюминиевыми жилами [4].
Так как кабель не проходит по термической стойкости. Устанавливаем дополнительную токовую отсечку с tр.з. = 01 с.
Снова произведем проверку кабеля по термической стойкости.
Для этого требуется определить минимально допустимое сечение:
где Вк = I³ по ( tотк. + Та) = 976² ( 017 + 006) = 1676 кА² · с
tотк. = tр.з. + tав = 01 + 007 = 017 с.
Кабель проходит по термической стойкости следовательно по [2] табл. 1.3.16 принимаем кабель АСБ-10-3х50.
В качестве источника постоянного тока в соответствии с Заданием на проектирование выбрана аккумуляторная батарея фирмы Sonnenschein A706 емкостью 105 А-ч состоящая из 36-и блоков.
Аккумуляторы выполнены по технологии dryfit с желеобразным электролитом их преимуществом является то что они не обслуживаемы в течении всего срока службы.
Срок службы более 15-ти лет материал корпуса – полипропилен происходит внутренняя рекомбинация газа.
Щит укомплектован двумя зарядно-подзарядными агрегатами Д400G21650 Bwrug-TDG фирмы Benning.
На ЩПТ установлены выключатели – предохранители предназначены для отключения (с видимым разрывом) и защиты электрических цепей от коротких замыканий и перегрузки обеспечивают безопасную для персонала замену предохранителей и включение (отключение) нагрузки под током.
Щит оборудован системой мониторинга для контроля напряжения и автоматического поиска земли в сети с использованием терминала Микро СРЗ-109 который выполняет следующие функции:
контроль и измерение напряжения на шинах ЩПТ и присоединениях;
токов аккумуляторной батареи и под зарядных устройств;
сопротивление изоляции каждого полюса сети и всех присоединений;
регистрацию событий – отклонений от нормы измеряемых параметров сети;
отображение на дисплее информации о текущем состоянии;
формирование выходных дискретных и световых сигналов о событиях;
передача информации на соответствующий уровень управления.
Схема мониторинга будет представлена заводом – изготовителем
1. Разработка структурной схемы управления электрическим цехом
Руководство электрическим цехом осуществляется начальником цеха на основе единоначалия. Распоряжения начальник отдает как правило через своих заместителей.
Начальнику цеха в административном отношении подчинен весь персонал. Начальник цеха имеет четырех заместителей:
заместитель по эксплуатации;
заместитель по ремонту;
заместитель по РЗ и А;
заместитель по технической поддержке.
Начальнику цеха также подчинен общецеховой персонал:
инженер по охране труда;
ведущий инженер по ремонту;
ведущий инженер по эксплуатации;
группа подготовки и проведения ремонта;
группа технической поддержки;
группа автоматизированных систем (управление)
машинистка и оператор ЭВМ;
аппаратчик электролиза.
В состав электроцеха входят следующие производственные службы:
- общецеховой персонал;
- оперативный персонал;
- служба релейной защиты и автоматики.
2. Функции электрического цеха
Предотвращение аварий и нарушений в работе является первоочередной задачей электроцеха при эксплуатации электротехнического оборудования.
Эта задача решается путем использования надежных конструкций оборудования систем и инструкций в электроцехе эксплуатирующим персоналом глубоко приверженным культуре безопасности.
Электроцех совместно с технологическими цехами обязан обеспечивать безопасную надежную и экономическую работу АЭС.
Обеспечение надежного и безаварийного функционирования закрепленного за цехом оборудования.
Снижение стойкости технического обслуживания и ремонта оборудования цеха.
Выполнение производственно-хозяйственных планов цеха.
Внедрение научной организации труда и повышение его производительности рационализации и компьютеризации рабочих мест.
Модернизация и реконструкция оборудования цеха.
Анализ проектной и технической документации.
Анализ работы оборудования разработка и реализация мероприятий направленных на снижение частоты отказов.
Обеспечение надежной работы систем аварийного электроснабжения АЭС.
Производит оперативное и техническое обслуживание силового оборудования ведет учет его работы организует и проводит капитальные и текущие ремонты проверку и профилактические испытания электрооборудования электроустановок устройств РЗиА установок АУПС и АУПТ согласно графикам.
3. Расчет фонда заработной платы для службы релейной защиты и автоматики.
Расчет месячного фонда заработной платы произведен при следующих условиях:
Величина премии для ИТР - 40% от оклада для служащих – 30% от оклада.
Дополнительная заработная плата учитывающая плату за непроработанное время определяется как 10% от основной заработной платы.
Доплаты за работу в праздничные дни равна 100% от оклада за работу в ночное время – 40% от оклада за работу в вечернее время – 20%
Расчет месячного фонда заработной платы ИТР службы РЗАИ
Расчет месячного фонда заработной платы рабочих службы РЗАИ
Доплата за работу (в руб.)
Шофер-Эл.мон-тер 4р.
Районный коэффициент для всех должностей 15.
4. Cебестоимость передачи и распределения электроэнергии
Основная заработная плата производственных рабочих
По данной статье учитывается ЗП производственных рабочих непосредственно участвующих в технологическом процессе передачи и распределения энергии всего дежурного персонала подстанций персонала производственных служб сетей лабораторий и т.д.
=110000*6889*15*103=1136685 тыс. р.год;
где нормативная численность производственного персонала:
=6079+015*54=6889 чел.
- средняя заработная плата одного рабочего за год равна 10000*11=110000 руб.год;
Кр - районный коэффициент по оплате труда для данного района Кр = 15.
Дополнительная заработная плата производственных рабочих
Затраты по этой статье рекомендуется принять равными 7 – 10 % от основной ЗП. Для расчета принято 01. [11 ]
=01*1136685=1136685 тыс. р.год.
Отчисления на социальные нужды
с заработной платы производственных рабочих
Отчисления на социальные нужды определены с учетом налога на страхование от несчастных случаев и определяются по формуле:
=026*(1136685+1136685)=3251 тыс. р.год.
Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования сети.
= 115* 1728*106 = 19872*106 р.год;
где =115 - коэффициент учитывающий затраты на текущий ремонт и обслуживание сети;
- амортизационные отчисления по производственному оборудованию сети включая амортизационные отчисления по подстанциям и линиям;
=1008*106+72*106= 1728*106ргод;
=0042*2400*106=1008*106 ргод;
где =42 %- норма амортизационных отчислений для оборудования подстанций;
- стоимость подстанции проектируемой электрической сети;
=0024*3000*106=72*106 ргод;
где =24% - норма амортизационных отчислений для оборудования подстанций;
- стоимость ЛЭП проектируемой электрической сети;
Общепроизводственные расходы.
Иобщепр. = α * Иэкс =02 *19872*106= 39744*106р.год;
где α – коэффициент зависящий от уровня напряжения принимаем 02 [11 ].
Общесетевые расходы.
=144000*55*15+008*(19872*106 +39744*106)= 29877*106 ргод;
где =12000*12=144 т. р.- среднегодовая заработная плата административно-управленческого персонала сети;
- нормативная численность АУП сети;
γ - коэффициент зависящий в основном от уровня напряжения.
Общие издержки по передаче и распределению электроэнергии.
=11*(1137*106+1137*106+
+3251*106 + 19872*106 +39744*106+29877*106 )=312509 *106ргод;
где -коэффициент учитывающий удорожание эксплуатации в районах с холодным климатом и трудными географическими условиями.
Результаты расчета себестоимости передачи и распределения электрической энергии
Наименование статей калькуляции
Структура себестоимости %
Отчисления на социальные нужды с заработной платы
Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования
Общепроизводственные расходы
Безопасность и экологичность проекта
1. Анализ воздействия электромагнитного поля на человека
Электромагнитное поле возникающее в пространстве вокруг токоведущих частей действующих электроустановок является важным фактором влияющим на здоровье персонала обслуживающего эти электроустановки. Интенсивность электромагнитного поля (ЭМП) возрастает с увеличением класса напряжения электроустановки (ЭУ) соответственно возрастает и степень отрицательного воздействия на биологические объекты. Влияние ЭК ЭМП на человека выражается в ухудшении самочувствия работающих как-то: повышенная усталость утомляемость вялость головные боли плохой сон боли в сердце.
Было доказано что интенсивное электромагнитное поле промышленной частоты вызывает у человека находящегося в этом ЭМП нарушение функционального состояния центральной нервной и сердечно-сосудистой системы а также системы периферического кровоснабжения что выражается в повышенной утомляемости снижения точности рабочих движений изменения кровяного давления и пульса возникновение учащенного сердцебиения и аритмии.
ЭМП состоит из двух взаимосвязанных полей: электрического и магнитного. Существует обоснованное допущение что при малых частотах в том числе 50 Гц эти поля не связаны поэтому их можно рассматривать раздельно как и сказываемые ими влияния на биологические объекты.
Выполненные для реальных условий расчеты показали что в ЭУ промышленной частоты в любой точке возникающего ЭМП энергия магнитного поля поглощенная телом человека примерно в 50 раз меньше поглощенным им энергией электрического поля. Было установлено что напряженность магнитного поля в рабочих зонах ОРУ и ВЛ напряжением до 750 кВ включительно не превышает 25 АМ в то время как вредное действие магнитного поля на биологический объект проявляется при напряженности во много раз большей. По этому сделан вывод что отрицательное воздействие на организм человека находящегося в ЭМП промышленной частоты обусловлено действием электрического поля магнитное поле оказывает незначительное действие и в практике им пренебрегают.
Наиболее чувствительны к воздействию ЭМП кора головного мозга и промежуточный мозг.
Предполагается также что основным материальным фактором вызывающим указанные изменения в организме являются индуцируемый в том человеке ток.
Кроме того ЭМП способствует накапливанию заряда на теле человека а также обуславливает возникновение разрядов между человеком и проводящим электрический ток предметом имеющим потенциал отличный от потенциала человека.
2. Гигиенические нормативы на время пребывания человека в
Степень отрицательного воздействия электрического поля на организм оценивается по количеству поглощаемой телом человека энергией по току проходящему через человека в землю и по напряженности поля в месте нахождения человека.
Как критерий безопасности для человека находящегося в электрическом поле целесообразно использовать напряженность поля вместе нахождения человека так как значение тока протекающего через человека а следовательно и поглощаемой энергии зависят от положения тела относительно источника поля.
Гигиенические нормы времени пребывания человека без средств защиты в электрическом поле ЭУ промышленной частоты установлены действующими правилами [2] в зависимости от напряженности поля в зоне где будет работать человек то есть от напряженности поля не искаженным присутствием человека. Они приведены в таблице 8.1.
Нормы времени пребывания человека в электрическом поля ЭУ промышленной частоты в течении одних суток.
Напряженность электрического поля КВМ включительно
Допустимое время пребывания в поля мин
Допустимое время Т ч пребывания в электрическом поле напряженностью свыше 5 до 20 КВМ включительно вычисляется по формуле Т =-2 (8.1.) где Е – напряженность воздействующего электрического поля в контролируемой зоне КВМ и это время может быть реализовано одноразово или дробно в течение рабочего дня.
При напряженности поля свыше 25 КВМ необходимо применять защитные средства обязательно продолжительность работы в поле также ограничивается рабочим днем.
При напряженности до 25 КВМ и различных значениях напряженности на отдельных рабочих местах время пребывания человека в зоне влияния ЭМП (напряженность свыше 5 КВМ) ограничивается условием:
где tn – фактическое время пребывания человека в точке имеющей напряженность Е;
Тn – допустимое время пребывания в соответствии с требованиями ГОСТ 12.1.002-84 (см. табл.8.1).
3. Расчет напряженности электрического поля создаваемого
воздушной линией электропередачи
Проводим расчет напряженности электрического поля на уровне роста человека при условии его среднего роста равному 17 м от земли на разных расстояниях от оси ВЛ 500 кВ в середине промежуточного пролета. Линия имеет горизонтальное расположение проводов с расстоянием между ними d = 105 м (см. рис. 12): фазы – расщепленные состоящие из трех проводов марки АСО-500 радиусом ro = 00151 м с шагом расщепления а = 04 м. Высота подвеса проводов на опоре Нn = 22 м габарит линии Но = 8 м средняя высота подвеса проводов над землей Нср. = 131 м. Для упрощения примем что грозозащитные тросы изолированы от опор поэтому их влияние на электрическое поле проводов не учитываем.
Рис.8.1. к вычислению напряженности электрического поля на различных расстояниях от оси ВЛ.
Согласно формуле (8.3.) емкость фазы трехфазной линии относительно земли ФМ определяется выражением
где - эквивалентный радиус.
Напряженность электрического поля ВМ вычисляется:
Предварительно определяется ряд коэффициентов:
где х – расстояние по горизонтали от оси линий до точки определения напряженности м;
h – высота точки над землей (уровень роста человека – h = 17 м);
H – высота размещения провода над землей м высоту Н принимаем равной габариту Но поскольку определяем напряженность в середине пролета;
nА nВ nС mА mВ mС – промежуточный коэффициент определяется выражением:
Результаты расчета сводим в табл.8.2 и графически отображаем в виде кривой приведенной на рис.8.2
Зависимость напряженности поля Е от расстояния от оси ВЛ Х
Как видно из характера приведенной зависимости на расстояниях меньших 20 м от оси ВЛ 500 кВ (10 м до крайней фазы) необходимо ограничивать время пребывания персонала а наибольшая напряженность электрического поля возникает под крайними фазами ВЛ.
Распределение напряженности электрического поля на различных расстояниях от оси ВЛ 500 кВ.
4. Средства защиты от воздействия электрического поля
К средствам защиты относят стационарные и переносные экранирующие устройства (экраны) и индивидуальные экранирующие костюмы.
Экранирующий костюм является индивидуальным средством защиты от воздействия электрического поля напряженностью до 60 кВМ создаваемого электроустановками различных классов напряжений частотой 50 Гц.
Защитные свойства экранирующего костюма основаны на принципе электростатического экранирования: поместить в такую металлическую оболочку защитный объект полностью исключается воздействие на него электрического поля так как результирующие значение напряженности внутри оболочки (экрана) равно нулю – поле отсутствует. Экран может быть не только сплошным но и сетчатым: силовые линии при достаточно мелкой сетке во внутреннее (огражденное сеткой) пространство не проникает.
Экранирующий комплект (костюм) включает в себя спецодежду спецобувь средства защиты головы и рук защитный экран для лица (при необходимости) заземляющие проводники со струбцинами.
Капюшон и куртка из токопроводящей ткани в которой наряду с обычными нитями вплетен выполненый в виде сетки изолированный микропровод из хлопчатобумажной ткани на поверхности которой тонированием нанесен тонкий слой металла;
Проводники обеспечивающие электрическую связь между отдельными элементами комплекта;
Брюки и перчатки из токопроводящей ткани; Сапоги из токопроводящего материала.
Головной убор – каска с электропроводящим покрытием или накасником с электропроводящим волокном – предназначен для экранирования головы человека за исключением лица благодаря чему устраняется наиболее опасный для человека путь емкостного тока – через голову.
При напряженности свыше 25 кВМ рекомендуется защищать лицо с помощью специального съемного экрана из мелкой металлической сетки или электропроводящего оргстекла укрепленных на каске.
Обувь как правило не является экранирующей; ее назначение – обеспечение заземления комплекта для устранения возникающего на поверхности защитного комплекта потенциала. Но при большой напряженности для защиты и ног от воздействия поля рекомендуется использовать обувь с электропроводящим верхом.
Экранирующие устройства (экраны) в зависимости от их назначения и исполнения подразделяются на стационарные и переносные.
Их назначение – обеспечить снижение напряженности в защищаемом пространстве до 5 кВМ и ниже.
Стационарные экраны являются необъемлемой частью конструкции ЭУ и изготавливаются в виде плоских щитов – козырьков навесов и перегородок.
Козырьки устанавливают из металлической сетки с ячейками не крупнее 50 х50 мм² укрепляемой на раме из угловой стали.
Как правило они устанавливаются над рабочими местами с которых производятся работы по управлению и обслуживанию аппаратов и устройств.
Навесы выполняются из стальных прутков отрезков стального троса или провода диаметром 5÷8 мм натянутых параллельно друг другу с шагом 10÷20 см. Навесы устанавливаются на высоте 2÷2.5 м над землей над проходами над участками ОРУ с которых проводится осмотр оборудования.
Перегородки выполняются из металлической сетки или стальных прутков смонтированных на стальной раме. Устанавливаются вертикально и точно посередине между соседними ячейками например воздушных выключателей и крепятся на специальных опорах с оттяжками при этом нижняя грань находится на высоте 2÷3 м над землей.
Важно также то что незаземленный экран под воздействием поля может приобрести достаточно высокий потенциал опасный для жизни человека в случае его прикосновения к незаземленному экрану в отличие от заземленного экрана потенциал которого практически нулевой.
В данном дипломном проекте был рассмотрен район Центральных электрических сетей Кольской энергосистемы произведены расчеты и анализ установившихся режимов работы существующего участка сети. В процессе анализа результатов расчетов работы сети выявилась возможность развития участка электрической сети.
За исходный установившийся режим был принят режим зимнего максимума нагрузки и произведены расчеты следующих установившихся режимов работы сети:
Режим максимальных нагрузок
Режим минимальных нагрузок
Несколько послеаварийных режимов а именно отключение питающих ВЛ 330 кВ и наиболее загруженных АТ на подстанциях.
В результате был выявлен наиболее тяжелый режим которым оказался послеаварийный режим после отключения одноцепной ВЛ 330 кВ «КАЭС-Мончегорск» результате расчета выявилась необходимость строительства второй цепи ВЛ 150 кВ от ПС «Мончегорск» до ПС 87 так как в этом режиме линия оказалась перегруженной на 20 %.
Исходя из неравномерности загрузки сети недостаточной степени надежности электроснабжения износа оборудования ряда объектов был принят к разработке вариант радиального присоединения к сети так как этот вариант оказался на 25 % дешевле. Этот вариант предусматривает строительство ряда ВЛ 150 кВ и подстанций 15010 кВ.
На основе полученных данных был проведен расчет перспективных максимальных нагрузок с учетом прироста электропотребления за 5 лет. По полученным данным произведен расчет перспективного максимального режима работы сети и наиболее тяжелого послеаварийного режима: отключения питающей ВЛ 330 кВ «КАЭС-Титан» (Л 404). Результаты расчета режима показали что при стабильном развитии области в течении 5 лет появляется возможность загрузить элементы сети нормально то есть примерно на 70 % это приведет к снижению перетоков мощностей а следовательно и к снижению потерь в сети в целом.
Как отмечалось выше для электроснабжения строящегося ремонтно-механического завода была спроектирована понизительная подстанция. На подстанции приняты к установке про два трансформатора типа ТРДН – 32000150.
Также были приняты к установке :
- На стороне высокого напряжения элегазовые выключатели типа LTB170D1B
- На стороне низшего напряжения - типа ВВЭ-10-201600УЗ.
- На стороне 150 кВ ОРУ выполнено по схеме «два блока с выключателями в цепях трансформаторов и неавтоматической перемычкой со стороны линий».
На стороне 10 кВ «Две одиночные секционированные выключателями системы шин».
Также были выбраны аппараты в цепях собственных нужд измерительные трансформаторы тока и напряжения основные типы релейной защиты и автоматики ошиновка трансформаторов и сборные шины 150 кВ.
В разделе «Охрана труда» произведен анализ воздействия интенсивных электромагнитных полей на человека и дана оценка степени отрицательного воздействия на организм человека интенсивного электрического поля в качестве оценочного примера была рассчитана напряженность ЭМП на уровне роста человека создаваемая воздушной линией 500 кВ. Были рассмотрены средства защиты персонала обслуживающего электроустановки от влияния на него интенсивных полей и особенности использования этих средств защиты.
В разделе «Экономика» была разработана структура управления электрическим цехом. Перечислены функции электрического цеха. Также была составлена периодичность ремонтов электромеханического оборудования и аппаратов. Рассчитан фонд заработной платы и себестоимость передачи и распределения электроэнергии.
Неклепаев Б.Н. Крючков И.П. Электрическая часть электростанции и подстанции. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. Учебное пособие для вузов. – 4-е издание перераб и доп. – М.: Энергоатомиздат 1989 – 608 с.
Правила устройства электроустановок. –7-е изд. НЦ ЭНАС 2002г.
Справочник по проектированию электроэнергетических систем.В.В.Ершевич А.Н.Зейлигер Г.А. Илларионов и др. ; Под ред. С.С. Рокотяна и И.М. Шапиро – 3-е изд. перераб. и доп. – М. Энергоатомиздат 1989 – 752 с.
М.И. Соколов Б.Я. Прахин. Методические указания «Выбор силовых трансформаторов подстанции энергосистем и промышленных предприятий с учетом допустимых нагрузок. Иваново 1999.
Справочник по проектированию подстанций под редакцией Я.С.Самойловой М-1996г.
Идельчик В.И. «Электрические системы и сети». Учебник для вузов. – М. Энергоатомиздат 1989 – 252 с.
Ю.Ф. Битериков. Методические указания «Оценка экономической эффективности инвестиций в электроэнергетику». – Иваново: 2001.
Справочник по проектированию электрических сетей. Под ред. Д.Л. Файбисовича. «Издательство НЦЭНАС» 2005 г.
Автоматизированные информационно-измерительные системы коммерческого учета электроэнергии (мощности). В.А. Савельев А.В.Зыков А.М. Лушников. Иваново. Изд-во «ИГЭУ» 2004 г. (ТАбл.Пр.1).

Tsel_raboty.docx

Разработка проекта повышения надёжности электроснабжения подстанции ПС-360: 1103510 кВ г. Апатиты путём резервирования от подстанции ПС-112: 15010 кВ.
Повышение надёжности электроснабжения подстанции ПС-360: 1103510 кВ г.Апатиты путём резервирования от подстанции ПС-112: 15010 кВ.
Выполнить расчет и анализ перспективных установившихся режимов работы электрической сети.
Разработать схему резервирования ПС-360 от подстанции ПС-112.
Анализ исходных данных
1. Подготовка исходных данных для проведения расчетов на ПК
2. Анализ результатов расчетов установившихся режимов работы сети в период максимальных нагрузок
3. Анализ результатов расчетов установившихся режимов работы сети в период минимальных нагрузок
4. Анализ результатов расчетов послеаварийных установившихся режимов работы сети в период максимальных нагрузок
Обоснование необходимости развития участка ЦЭС
Технико-экономическое сравнение вариантов
Расчет и анализ перспективных установившихся режимов работы электрической сети.
1. Определение перспективных нагрузок электрической сети.
2. Анализ результатов расчетов режимов работы сети с учетом перспективных максимальных нагрузок.
3. Анализ результатов расчетов послеаварийных режимов работы сети с учетом перспективных максимальных нагрузок.
Проект резервирования ПС-360 от подстанции ПС-112.
1. Выбор схем электрических соединений подстанций
2. Расчет токов короткого замыкания
3. Выбор типов релейных защит и автоматики
4. Выбор оборудования и токоведущих частей
5. Выбор измерительных трансформаторов тока
6. Выбор трансформаторов напряжения
6. Выбор сборных шин высшего напряжения
7. Выбор ошиновки силового трансформатора
8. Выбор кабельных линий к потребителю
9. Выбор счетчиков учета электрической энергии к потребителю
1. Разработка структурной схемы управления электрическим цехом
2. Функции электрического цеха
3. Расчет фонда заработной платы для службы релейной защиты и автоматики
4. Cебестоимость передачи и распределения электроэнергии
Экологичность и безопасность
1. Анализ воздействия электрического поля на человека
2. Гигиенические нормативы на время пребывания человека в электрическом поле
3. Расчет напряженности электрического поля создаваемого ВЛ электропередачи
4. Средства защиты от воздействия электрического поля
Приложение 1. Результаты расчета установившихся режимов работы сети
Приложение 2. Результаты расчета установившихся режимов работы сети с учетом перспективных нагрузок
Приложение 3. Данные по нагрузкам и напряжениям в режимные дни 2007 года.

введение и 1 раздел.doc

В настоящее время ускорение научно-технического прогресса диктует необходимость совершенствования промышленной электроэнергетики: создания экономичных надежных систем электроснабжения промышленных предприятий освещения автоматизированных систем управления электроприводами и технологическими процессами; внедрения микропроцессорной техники элегазового и вакуумного электрооборудования новых комплектных преобразовательных устройств. На проектирование электроснабжения занято огромное количество инженерно-технических работников накопивших значительный опыт. Однако в бурный прогресс в технике и в частности в энергетике выдвигают все новые проблемы и вопросы которые должны учитываться при проектировании и сооружении современных сетевых объектов.
Непрерывность технологического процесса тяжелые условия работы электроустановок и электрооборудования создают особые требования к системе электроснабжения. Это надежность и бесперебойность питания.
Целью работы является разработка проекта повышения надёжности электроснабжения подстанции ПС-360: 1103510 кВ г. Апатиты путём резервирования от подстанции ПС-112: 15010 кВ.
Резервируемая подстанция расположена в районе г. Апатиты.
Данный район является динамически развивающимся. Ведущие отрасли экономики - промышленность сельское хозяйство строительство транспорт геология наука и научное обслуживание.
В связи с активной застройкой микрорайона встаёт вопрос о дополнительной мощности для питания электроприемников и ее резервировании.
Повышение надёжности электроснабжения подстанции ПС-360: 1103510 кВ г.Апатиты путём резервирования от подстанции ПС-112: 15010 кВ.
Выполнить расчет и анализ перспективных установившихся режимов работы электрической сети.
Разработать схему резервирования ПС-360 от подстанции ПС-112.
АНАЛИЗ ИСХОДНЫХ ДАННЫХ
Мурманская область расположена на северо-западе Европейской части России. Граничит на западе с Норвегией Финляндией на Юге –Карелией. Территория 1449 тыс. км² и населением более 1 млн.чел. и расположена за полярным кругом. В области 8 районов 16 городов и 29 поселков городского типа. Областной центр – г. Мурманск с населением 300 тыс. человек и площадью около 80 км²
Климат Мурманской области формируется под воздействием воздушных масс приходящих с северной части Атлантического океана. Большое влияние на климат оказывает теплое течение заходящее в Баренцево море. Наиболее характерные особенности климата: неустойчивая погода связанная с частыми прорывами масс холодного воздуха из Центральной Арктики длительная но не суровая зима (средняя температура января – 5º С на Мурманском побережье и –11º С в центре области) и короткое прохладное лето (средняя температура июля + 8º С на севере и + 14º С в центре) большая облачность высокая относительная влажность слабое испарение.
По скоростному напору ветра Мурманская область относитсяI П Ш 1У У районам по толщине стенки гололеда – к I П Ш району.
Годовое количество осадков составляет 300 мм на низменности и до 750 мм в горных районах. Продолжительность гроз 10 - 20 часов среднее число дней с грозами -17.
Мурманская область расположена на северо-восточной окраине Балтийского кристаллического щита сложенного в основном древнейшими метаморфическими и изверженными породами.
В центральной части расположены самые высокие горы Мурманской области – Хибины. Их высота – более 1200 м. Восточнее Хибин находится Ловозерский горный массив а далее гряда Кейвы.
На севере Мурманская область омывается Баренцевым морем. На Востоке и Юге – Белым морем с далеко вдающимся в сушу Кандалакшский заливом. Речная сеть Мурманской области густая. Наиболее крупные реки: Поной Иоканга Воронья Варзуга Печенега Тулома Кола. К крупным озерам относятся: Имандра Умбозеро Ловозеро расположенные в западной и центральной частях области.
В настоящее время в области наблюдается медленный но уверенный подъем экономического благосостояния. Происходит подъем промышленных предприятий появляются новые хозяйства и предприятия. Все это приводит к росту электрических нагрузок районов области что подтверждается цифрами: полезный отпуск электроэнергий за 2007 год возрос на 6% по сравнению с предыдущим. Но тем не менее потребление электроэнергии остается ниже уровня 1990 года на 30%.
Промышленность представлена рядом крупных предприятий легкой рыбной горнодобывающей металлургической и лесной промышленности.
Крупными отраслями являются цветная металлургия и горнодобывающая промышленность. Гидрографические условия области способствуют развитию предприятий рыбной промышленности.
В последнее время в области успешно работают и продолжают развиваться наукоемкие и энергоемкие производства.
До реформы в состав энергосистемы входили 17 гидроэлектростанций (ГЭС) две тепловые электростанций (ТЭС) два предприятия электрических сетей(ПЭС). Опытно-экспериментальная приливная электростанция предприятие «Энергонадзор» специализированное ремонтное предприятие (КЭСР).
В связи с отсутствием минерального топлива на Кольском полуострове и наличием значительных гидроэнергетических ресурсов развитие энергетической базы Кольской энергосистемы до 1960 года осуществлялось путем сооружения только гидроэлектростанций образующих в настоящее время каскады ГЭС. Каскады гидроэлектростанций сооружены на реках обладающих наибольшими гидроэнергоресурсами.
Высокая эффективность каскадов ГЭС на этих реках обусловлена наличием в истоке озер которые используются как водохранилища при регулировании стока для получения наибольшего количества энергий.
Установленная мощность энергоисточников составляет:
- КАЭС (Кольская атомная электростанция) – 1500 мВт;
- Нивская ГЭС-I – 26 мВт;
- Нивская ГЭС-П – 60 мВт;
- Нивская ГЭС-Ш – 117 мВт;
- Пазский каскад ГЭС – IV V VI VП – 148 мВт;
- Борисоглебская ГЭС – УШ – 56 мВт;
- Кумская ГЭС – IХ – 80 мВт;
- Иовская ГЭС – Х – 96 мВт;
- Княжегубская ГЭС – ХI- 160 мВт;
- В.Туломская ГЭС – ХП – 268 мВт;
- Н.Туломская ГЭС – ХШ – 56 мВт;
- Серебрянские ГЭС – ХIУ ХУ – 205 5 мВ;
- Териберские ГЭС – ХVI ХVП ХVШ ХIХ – 3065 мВт;
- Апатитская ТЭЦ – 323 мВт;
- Мурманская ТЭЦ – 80 мВт.
Электросетевое хозяйство насчитывает более 7000 км воздушных линий (ЛЭП) различных классов напряжений 106 подстанций (ПС) напряжением 110-150-330 кВ общей мощностью 1198 300 МВА рис на стр. 9 и 1100 единиц трансформаторных подстанций (ТП) напряжением 6-1004 кВ общей мощностью 690500 МВА.
Электропотребление региона в 2006 году составило 4050 млн кВтч (возросло за год на 6%). Область уникальна тем что покупной энергией не пользуется а сама вырабатывает нужное количество электроэнергии для промышленных предприятий и полностью покрывает нужды в электроэнергии других предприятий народного хозяйства.
На экспорт в Норвегию Финляндию и Карелию идет 7650 млн.МВт.ч.
В последнее десятилетие в соответствии с программой строительства и реконструкций энергообъектов были введены в эксплуатацию электростанция напряжением 1503510 кВ «ВКК» мощностью 40 МВт ПС «Тяговая» 11010 кВ мощностью 25 МВт П 73 мощностью 35 МВт.
Связь с Норвегией и Финляндией осуществляется по воздушным линиям 150 кВ.
Системообразующими являются сети напряжением 110 и 150 кВ выполненные на металлических и железных опорах в одноцепном и двухцепном исполнении проводами марок АС АСД АЖ..
Поступление электроэнергии в сети ЦЭС производится от КАЭС АТЭЦ ГЭС-I ГЭС-П ГЭС-Ш ГЭС –IГ ГЭС-Х ГЭС-ХI.
«ЦЭС» снабжает электроэнергией 760 потребителей городов Мончегорска Апатиты Кировска и пяти районов Мурманской области.
Общая территория энергоснабжения составляет 248 тысячи км² и обслуживаются более 94 тысяч абонентов населения. В каждом из районов создан РЭС. ЦЭС обслуживает ВЛ напряжением 35 110 150 330 кВ и 96 подстанций из них 3 подстанции 330 кВ. План –схема на стр. 11 и схема на стр. 13.
По способу присоединения к сети подстанции являются тупиковыми отпаечными и транзитными и обслуживаются оперативно-выездными бригадами (ОВБ) или постоянным дежурным персоналом под руководством диспетчерской службы централизованного управления ОДС ЦЭС.
Территория обслуживаемая ЦЭС по нормативному скоростному напору ветра относится к I II и III районам по толщине стенки гололеда к III.
Среднегодовая температура 0° С средняя температура самой холодной пятидневки – минус 38° С. В данном дипломном проекте рассматриваются режимы работы участка ЦЭС образованного сетями напряжением 110 150 330 кВ.
Этому участку соответствует характеристика вышеуказанного района электрических сетей.
Перечень ВЛ силовых трансформаторов данные об электрических нагрузках потребителей ЦЭС и генерируемых мощностях приведены в таблицах 1.1; 1.2; 1.3 1.4 соответственно.
Перечень воздушных линий используемых для оценки существующей сети
Питающие и распределительные сети сопротивления и проводимости представлены на рис.1.1
Перечень силовых трансформаторов используемых для оценки существующей сети.
АТДЦТН-25000033015010
ПС-11 «Мончегорск»(4)
АТДЦТН-12500033011010
ПС-202 «Оленегорск»(2)
АТДТНГ-1000001501106
Значение электрических нагрузок потребителей ЦЭС
Максимальных нагрузок
Минимальных нагрузок
Продолжение таблицы 1.3.
Мощности генерации в ЦЭС
Информация по фактическим и перспективным нагрузкам центров питания 35-150 кВ
Наименование питающего центра*
Производственное отделение
Кол-во и мощность установленных трансформаторов штхМВА
Максимально допустимая нагрузка питающего центра кВА**
Максимальная фактическая нагрузка кВА***
Мощность вновь присоединенных потребителей в текущем году кВА
Мощность по заключенным договорам на ТП кВА
Мощность по договорам на ТП находящхся на согласовании****
Текущий резерв мощности с учетом присоединенных потребителей и заключенных договоров на ТП кВА
Планируемый ввод новых мощностей в текущем году кВА
Планируемый резерв мощности на конец года с учетом присоединеных потребителей заключенных договоров на ТП и реализации планов капитальных вложений (ИП)
* Под центром питания понимается ПС 35 кВ и выше. Необходимо указывать не только название питающего центра
но и его диспетчерское наименование
** Под максимальной допустимой нагрузкой понимается увеличенная на 5% мощность наименьшего из установленных
на ПС трансформаторов с учетом возможного резерва мощности по сети 6-10 кВ
*** Под максимальной фактической нагрузкой понимается наибольший из зафиксированных за последние 5 лет максимумов нагрузки по центру питания
*** Информация показана справочно
- Центральные электрические сети
- Северные электрические сети

Бланк номер 1.doc

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО РФ ПО РЫБОЛОВСТВУ
ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ
МУРМАНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ
Звание подпись фамилия инициалы
П о л н о е н а з в а н и е с п е ц и а л ь н о с т и ( н а п р а в л е н и я )
Ф а м и л и я и м я о т ч е с т в о
Ученая степень звание подпись фамилия инициалы

Бланк номер 2.doc

МУРМАНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ
на выполнение дипломного проекта
Фамилия имя отчество
Руководитель Новожилов А.А_
ученая степень звание Ф.И.О.
Перечень основных документов и разделов дипломной работы:
Анализ исходных данных
Обоснование необходимости развития участка ЦЭС
Технико-экономическое сравнение вариантов
Расчет и анализ перспективных установившихся режимов работы электрической сети.
Проект понизительной подстанций
Экологичность и безопасность
представления студентом законченной дипломной работы

Бланк номер 3.doc

Приказом Минвуза СССР
От 6 апреля 1983 г. № 429
МУРМАНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ
( н а и м е н о в а н и е в у з а )
ПО ДИПЛОМНОМУ ПРОЕКТУ (РАБОТЕ) СТУДЕНТА
( ф а м и л и я и м я о т ч е с т в о )
Исходные данные к проекту (работе) __ принципиальные схемы ПС-112 ПС-360;
Содержание расчетно-пояснительной записки (перечень подлежащих разработке вопросов)
Анализ исходных данных
Обоснование необходимости развития участка ЦЭС
Технико-экономическое сравнение вариантов
Расчет и анализ перспективных установившихся режимов работы электрической сети.
Проект понизительной подстанций
Экологичность и безопасность
Принципиальная схема электроснабжения ПС-360.
Принципиальная схема электроснабжения ПС-112.
Ситуационный план с картограммой нагрузок;
Заземление ОРУ-110кВ6.
Консультанты по проекту (работе) с указанием относящихся к ним разделов проекта
Технико-экономическое обоснование
Охрана окружающей среды

Бланк номер 4.doc

Наименование этапов дипломного проекта (работы)
Срок выполнения этапов проекта (работы)
Преддипломная практика
Исходные данные на проектирование
Описание Каскада Пазских ГЭС
Общее описание ГЭС-6 Раякоски
Расчет токов короткого замыкания
Релейная защита и автоматика
Замена защиты шин на микропроцессорную
Технико-экономическое обоснование
Охрана окружающей среды

Приложение 3.doc

Нагрузки и напряжения в режимные дни 2010 года
за 19 декабря 2010 г.
Продолжение таблицы 3.1

проект.dwg

С о г л а с о в а н о:
Разработка проектной документации электроснабжения встроенного нежилого помещения 108Н по адресу: г. Санкт-Петербург
Формат А3х3 [420х891]
Формат А3х4 [420х1189]
Формат А3х5 [420х1486]
Формат А3х6 [420х1783]
Формат А3х8 [420х2080]
Внутреннее электроснабжение
Капитальный ремонт электроснабжения зданий «ГБОУ ВПО СЗГМУ им.И.И.Мечникова Минздравсоцразвития России» по адресу: г.Санкт-Петербург
оборудование ангиографа
Капитальный ремонт электроснабжения зданий "ГБОУ ВПО СЗГМУ им.И.И.Мечникова Минздравсоцразвития России" по адресу: г.Санкт-Петербург
Индивидуальный жилой дом по адресу: Ленинградская область
улица Верхнее Рощино
План раскладки розеточной сети и электрооборудования цокольного этажа
Формат А4х3 [297х630]
Условные обозначения
Линия розеточной сети
Ответвительная коробка
Прокладка кабеля через стену в закладной трубе
Розетка штепсельная 220 В скрытой установки
Розетка сдвоенная штепсельная 220 В скрытой установки
Группа электроприемников №3
присоединенная к ВРУ
Розетка 380 В скрытой установки
Вводное распределительное устройство
Кабель жаростойкий (поставляется в комплекте с оборудованием)
Группа электроприемников №1
Примечания: 1. Розеточную выполнить кабелем марки NYM 3х2
2. Кабели выбраны по длительному допустимому току нагрева (ПУЭ) и по потери напряжения до дальнего потребителя. 3. Кабели проложить в ПВХ гофре и штробе в здании. 4. Сквозь стены кабели проложить в закладных трубах. 5. Щиты ВРУ
ЩБ установить на отм.+1.400 от уровня пола . 6. Опуски к розеткам выполнить в ПВХ кабельканале
розетки установить на отм.+1.000 от уровня пола.
Формат А1х3 [841х1783]
Формат А1х4 [841х2378]
Экспликация помещений
Наименование помещений
Линия сети рабочего освещения
Коробка ответвительная
Светильник с лампами накаливания
Светильник с галогенной лампой
Высота подвеса светильника
Количество и мощность ламп в светильнике
Группа 11 сети освещения
Выключатель однополюсной скрытой установки
Выключатель однополюсный сдвоенный скрытой установки
Освещенностьстепень влагозащиты
Растровый светильник с четырьмя люминисцентными
Примечания: 1. Сеть освещения выполнить кабелем марки ВВГнг-LS 3х1
с оболочкой из ПВХ пластиката пониженной горючести
с пониженным газо-дымовыделением. 2. Кабели выбраны по длительному допустимому току нагрева (ПУЭ) и по потери напряжения до дальнего светильника. 3. Кабели проложить в ПВХ гофр.тр за навесным потолком. 4. Сквозь стены кабели проложить в закладных трубах. 5. Щит установить на отм.+1.400 от уровня пола . 6. Опуски к выключателям выполнить в ПВХ кабельканале
выключатели установить на отм.+1.000 от уровня пола.
План раскладки сети освещения
План раскладки розеточной сети
присоединенная к ВРЩ
Розетка сдвоенная скрытой установки с заз. контактом
Примечания: 1. Розеточную сеть выполнить кабелем марки ВВГнг-LS 3х2
с пониженным газо-дымовыделением. 2. Кабели выбраны по длительному допустимому току нагрева (ПУЭ) и по потери напряжения до дальнего светильника. 3. Кабели проложить в ПВХ гофр.тр за навесным потолком. 4. Сквозь стены кабели проложить в закладных трубах. 5. Щит установить на отм.+1.400 от уровня пола. 6. Опуски к розеткам выполнить в ПВХ кабельканале
Примечания: 1. Система заземления TN-C-S. В качестве ГЗШ использовать РЕ шину ВРЩ. 2. Соединения и присоединения заземляющих
защитных проводников и проводников системы уравнивания потенциалов должны быть надежными и обеспечивать непрерывность электрической цепи. Соединения стальных проводников рекомендуется выполнять посредством сварки ГОСТ 9467-75. Допускается в помещениях и в наружных установках без агрессивных сред соединять заземляющие и нулевые защитные проводники другими способами
обеспечивающими требования ГОСТ 10434 "Соединения контактные электрические. Общие технические требования" ко 2-му классу соединений. Соединения должны быть защищены от коррозии и механических повреждений. 3. Для болтовых соединений должны быть предусмотрены меры против ослабления контакта.(ПУЭ п.1.7.139)
Проводник СУП ПВ3 1х10 мм.кв
Шина дополнительного уравнивания потенциалов
План уравнивания потенциалов
Принципиальная схема системы уранивания потенциалов
Металлические трубы инженерных коммуникаций
ПВ3 1х10 мм. кв проложить в ПВХгофр. тр. Dу=25мм
Осветительная арматура
РЕ проводник в составе кабеля
План аварийно-эвакуационного освещения
Аварийный световой указатель
Направление прокладки кабелей
Линия сети аварийного освещения
Примечание: 1. Для аварийно-эвакуационного освещения применить светильники аварийного освещения постоянного действия с автономным источником питания –NiCd высокотемпературной аккумуляторной батареи не менее 3ч автономной работы.
Однолинейная схема электроснабжения
Питающий кабель ВВГ 5х6
Люминисцентные лампы
галогенные лампы в пом. 3
Штеп. розетки в пом. 1
Аварийно- эвакуационное освещение
Люминисцентные лампы в пом. 1
Граница балансовой принадлежности
и эксплуатационной ответственности
ЦЭ 2727; 5-50А кл.точн.1; 3*230400В
запрограммирован в 1-тарифном режиме
Данные питающей сети
Маркировка -расчетная нагрузкакВт- коэффициент мощности-расчетный ток А- длина участка
Защитный аппарат вводнойотходящей линии. Номинальный ток
дифференциальный ток мА.
Распределительный щит
кВт*м-потерянапряжения
% марка и сечение проводника-способ прокладки
Условное изображение
ЭлектроприемникElectro
Обозначение на плане
Установленная мощность
Штеп. розетки в пом. 2
Разрешенная присоединяемая мощность: Ррасч=8
Встроенное нежилое помещение 108Н по адресу: г. Санкт-Петербург
кВ Устанавливается в I I п.к. Set to I I п.к
÷я: 1. тока в РУ-10кВ ТП-3 ТЛК 2505А устанавливаются в III очередь. Перед вводом в работу перспективной нагрузки заменить трансформаторы ТЛК 2505А . 2. Заводом изготовителем предусмотреть следующие блокировки: Электромеханическая - между ЗН яч. №1
и наличаем напряжения на шинах РУ. Невозможно включить ЗН при наличии напряжения на шинах РУ. 3.При установке силовых трансформторов для переспективной нагрузки
трансформаторы включаются на параллельную работу. 4.На вводах указан расчетный ток в послеаварийном режиме с учетом потерь и допустимой перегрузки трансформатора для II п.к.+3о.с. На Отходящих линиях указан расчетный ток с учетом потерь трансформатора в нормальном режиме.
Принципиальная электрическая схема РУ-10кВ ТП-3
Electrical schematic diagram of the switchgear
Завод по производству металлокорда в ОЭЗ ППТ "Липецк"
Steel cord production facility in the OEZ PPT "Lipetsk". Second stage.
Высоковольтные выключатели
выключатели нагрузки
секционные разъединители сборных шин.
Заземлитель сборных шин
Марка и сечение кабеля
Порядковый номер камеры
Номенклатурное обозначение камеры
sectional Switches busbar.
Nomenclature designation camera
Serial number Camera
I calculated the current line
Mark and section cable
Switchboard 10kV Transformer substation-3
power transformer Т1
power transformer Т2
Notes: 1.Transformatory current in switchgear
kV transformer substation-3 TЛК 2505A installed in the III phase. Before starting the work load promising to replace the transformers TЛК 2505A. 2. By the manufacturer to provide the following block: Mechanical - between ЗН (grounding knife) barley. 1
and the presence of voltage at the buses switchgear (Unable to include ЗН in the presence of voltage on the buses switchgear). 3.Installation of power transformers for the advanced load
transformers are switched to parallel operation. 4.Na impose such settlement in the current post-fault
taking into account losses and permissible overload of the transformer for II п.к.+3о.с On the outgoing lines shows estimated current view of losses of the transformer in the normal mode.
ПвПнгLs(А)-10 3(1х18550)
ПвПнгLs (А)-10 3(1х18550)
Условные обозначенияSymbols:
II п.к- II пусковой комплекс
I п.к- I пусковой комплекс
очередь строительства
Кабельные линии II пускового комплекса+3 очередь строительства
Cable lines II launch complex+3 turn construction
Переспективная нагрузка
Electric power prospects
II пусковой комплекс+3 очередь строительства
II launch complex+3 turn construction
transformer substation -2.
ф С - ГБМТ - 150630 У1
N - МБТО (0-45) 66 400 У1
КРУ - 10 серии К - ХХХVI
напряжения тип НАМИ-10У2
ОПН-15010010550 УХЛ1
Данные главных трансформаторов Т-1(2) ПС 112
кВА (при отключенном обдуве)
Схема и группа соединений
Год ввода в эксплуатацию
РДЗ - 2 - 1501000 У1
0р 10р 10р 600-1200 5А
ВМТ-220Б-251250УХП1 с прив. ППрК - 1400
ТВТ - 150 500-400-300-2005
Силовой трансформатор (см.таблице)
Год выпускагод ввода в экспл.
Назначение отходящих фидеров
Характеристика кабеля

расч заз пс360.docx

Приняты следующие характеристики заземляющего устройства:
Заземляющее устройство принято контурное размером 30*69 м составленное из труб длиной ширина соединительной горизонтальной полосы равна b= 0012 м длина:
где а – расстояние между вертикальными электродами м.
п - число вертикальных электродов
Глубина заложения полосы t0 = 08 м.
Расчет сопротивления растеканию тока одиночного заземлителя (трубы) Rтр соединительной полосы Rп и общее сопротивление растеканию тока всего заземляющего устройства Rз.у.:
Удельное сопротивление грунта (суглинок) изм = 102 Омм.
С учетом коэффициента сезонности расчетное удельное сопротивление грунта:
где: – коэффициент сезонности учитывающий возможное повышение сопротивления растеканию тока заземлителя в течение года и состояние (увлажненность) земли во время измерений (14 Омм);
р = изм = 102 14 Омм.
Расстояние t от поверхности земли до середины трубы:
где: t0 – высота от поверхности земли до верхней части заземлителя м;
Сопротивление растеканию тока вертикального заземлителя:
где: l – длина вертикального заземляющего электрода (2.5 м) м.
Удельное сопротивление грунта для горизонтально расположенной соединительной полосы
Сопротивление растеканию тока горизонтально расположенной соединительной полосы
Сопротивление растеканию тока Rз.у. заземляющего устройства состоящего из вертикальных электродов и соединяющей их полосы:
где в –коэффициент использования вертикальных электродов в групповых заземлителях без учета влияния полосы связи. При = 1.25 и п = 230 коэффициент в = 027.
г –коэффициент использования горизонтального полосового электрода (017).
Расчет показал что сопротивление заземляющего устройства не превышает нормы и при анализе технической безопасности производственного оборудования можно сделать вывод что защитное заземление электрооборудования соответствует требованиям безопасности труда.