Реконструкция подстанции "Гежская" 110/6 кВ (стр. 3 из 23)

6.4 Выполнить систему маслоотведения силовых трансформаторов с устройством маслосборников, ливнемаслостоков, подземного маслоуловителя;

6.5 Предусмотреть (при необходимости) замену металлических траверс и стоек порталов 110 кВ, металлоконструкций, стоек под оборудование и контура заземления ПС. Необходимость замены определить по результатам обследования при проведении ПИР;

6.6 На стороне 6 кВ предусмотреть замену масляных выключателей ВМП-110К-1500 элегазовыми выключателями типа ВР1-10-20-630;

6.7 Принять комплектную блочную трансформаторную подстанцию КТПБР-110/6 с трансформаторами мощностью 6.3 МВА, климатического исполнения ХЛ1;

6.8 ОРУ- 110 кВ выполнить из унифицированных транспортабельных блоков, выполненных в виде металлических опорных конструкций, на которых смонтированы аппараты высокого напряжения с элементами жёсткой и гибкой ошиновки;

6.9 ЗРУ- 6 кВ выполнить в виде металлического сооружения КРПЗ-10 состоящего из отдельных транспортабельных блоков (8 штук);

6.10 Все оборудование и модули установить на стойки, фундаменты высотой 0,5 м;

6.11 Защиту всех элементов подстанции предусмотреть в объеме ПУЭ с применением микропроцессорных устройств типа MicomP632 и Р139;

6.12 На шинах 6 кВ установить 2 БСК, по 1350 кВар каждая;

6.13 Установить электронные счетчики типа ЕВРО-Альфа по учету расхода электроэнергии по 6 и 110 кВ;

6.14 На ЩУ выполнить цепи телеметрии со счетчиками для организации АСКУЭ;

6.15 Предусмотреть полный комплект противоаварийной автоматики АВР и АПВ;

6.16 Ошиновку подстанции выполнить сталеалюминевым проводом АС-70/11 (110 кВ);

6.17 Заземление на подстанции выполнить заново. В целях снижения сопротивления контура заземления, в траншею с горизонтальным заземлением засыпать глину, толщиной 0,4 м;

6.18 Установить аппаратуру телемеханики и связи в ОПУ;

6.19 Согласно техническим условиям телемеханизацию подстанции предусмотреть в следующем объёме:

- телесигнализация положения выключателей 110 кВ;

- телесигнализация положения выкл. ввода и секционного 6кВ;

- текущие телеизмерения тока на вводах 110 кВ и 6 кВ;

- текущее телеизмерение напряжения на каждой секции шин 6 кВ.

6.20 Систему телемеханизации подстанции 110/6 кВ выполнить на аппаратуре АКП «Исеть» разработки НТК «Интерфейс» г.Екатеринбург;

6.21 Организовать передачу сигналов ТМ, ТС, ТУ, ТИ по радиоканалам.

6.22 Молниезащиту на подстанции выполнить заново;

6.23 Заземление на подстанции выполнить заново;

6.24 Предусмотреть места заземления пожарной техники на ОРУ-110 кВ.

7. Разработка демонстрационных материалов

7.1 Разработка не требуется.

8. Основные требования к технике безопасности

8.1 Выполнить в соответствии с нормами (Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности ПБ 08-624-03) и действующим законодательством.

9. Условия строительства

9.1 В проекте предусмотреть демонтаж и утилизацию заменяемого оборудования.

10. Особые условия проектирования

10.1 Документацию в 2-х экземплярах для проведения торгов на строительство и приобретения оборудования в составе:

- техническое задание на реконструкцию ПС;

- ведомость объемов работ;

- ведомость строительных материалов;

- ведомость оборудования;

- обзорные чертежи;

- стоимость работ, в том числе: строительных работ, электромонтажных и пусконаладочных работ.

10.2 К проекту приложить сводную спецификацию на строительные материалы и конструкции;

10.3 Рабочий проект согласовать в установленном порядке;

11. Проектная организация

11.1 Определится на конкурсной основе.

12. Строительная организация

12.1 Определится на конкурсной основе.

13. Срок выполнения проекта

13.1 Проект выполнить в 2008 году.

Выводы по главе 1

В данной главе были рассмотрена общая характеристика ПС 110/6 кВ «Гежская». Реконструируемая ПС 110/6 кВ «Гежская» находится в зоне Гежского месторождения нефти с высоким уровнем потребления электроэнергии.

Питание подстанции осуществляется отпайкой от ВЛ-110 кВ «Бумажная – Красновишерск» №1 и №2, которые входят в состав северного кольца.

В главе проведён анализ существующей системы электроснабжения до реконструкции, описано установленное на подстанции оборудование.

Также проведён анализ вариантов реконструкции, отмечены основные требования, предъявляемые к электрическим сетям и возможные ситуации при отказе от реконструкции.

Была поставлена задача на реконструкцию на основании технических условий и технического задания, выданных заказчиком на проект.

Глава 2. РАСЧЁТ И АНАЛИЗ РЕЖИМОВ ЭЛЕКТРОПОТРЕБЛЕНИЯ

2.1 Определение расчётных нагрузок потребителей ПС «Гежская» 110/6 кВ

Первым этапом проектирования системы электроснабжения является определение электрических нагрузок (ЭН). По значению электрических нагрузок выбирают или проверяют электрооборудование системы электроснабжения, определяют потери мощности и электроэнергии. От правильной оценки ожидаемых нагрузок зависят капитальные затраты на систему электроснабжения. В случае излишнего увеличения расчётных электрических нагрузок увеличиваются капитальные затраты, что приводит к неполному использованию дефицитного оборудования и проводникового материала. Эксплутационные расходы и надёжность работы электрооборудования также зависят от правильности выбора нагрузок, если в расчётах будут занижены электрические нагрузки, то величина потерь электроэнергии в электрической системе возрастает, что в конечном итоге приведёт к быстрому износу оборудования и увеличению эксплуатационных расходов.

Электрические нагрузки потребителей определяют выбор всех элементов системы электроснабжения: линий электропередачи, трансформаторных подстанций, питательных и распределительных сетей. Поэтому правильное определение электрических нагрузок является решающим фактором при реконструкции и эксплуатации электрических сетей.

При рассмотрении вопроса о реконструкции ПС «Гежская» 110/6 кВ существуют такие характерные места определения расчетных электрических нагрузок: определение общей расчетной нагрузки на шинах 6 кВ каждой секции ПС, необходимой для выбора числа и мощности трансформаторов, устанавливаемых на ПС и выбора отключающих аппаратов, устанавливаемых на стороне низшего напряжения 6 кВ трансформаторов ПС.

При определении расчетных нагрузок должны учитываться:

а) постоянное совершенствование производства (автоматизация и

механизация производственных процессов) увеличивает расход электроэнергии, потребляемой предприятием. Это обстоятельство влечет за собой рост электрических нагрузок;

б) графики нагрузок по каждому фидеру (изменяются во времени, растут и по мере совершенствования техники производства выравниваются);

в) перспективы развития производства и, следовательно, перспективный рост электрических нагрузок потребителей в ближайшие 10 лет.

Расчет электрических нагрузок различных узлов системы электроснабжения выполним, прежде всего с целью выбора сечения питающей и распределительной сетей, числа и мощности трансформаторов подстанции. Расчёт нагрузок потребителей подстанции «Гежская» произведём по суммарной поминальной мощности трансформаторов на каждом фидере шины 6 кВ. Расчёт представим в виде таблицы.

Таблица 2.1 Расчёт нагрузок потребителей ПС «Гежская» 110/6 кВ

Шины 6 кВ		∑ кВА	Расчётная нагрузка		Обозначение и расчётная формула*
			Р, кВт	Q, квар
Фидер №01	0,71/0,99	1130	802,3	794,3	103,56	144,9
Фидер №02	0,71/0,99	250	177,5	175,7	24,24	33,81
Фидер №03	0,70/1,02	519	363,0	370,6	47,56	66,83
Фидер №04	0,86/0,58	229	196,9	134,2	20,98	29,65
Фидер №06	0,80/0,75	260	208,0	176,0	25,6	35,24
Фидер №14	0,80/0,75	260	208,0	176,0	25,6	35,24
Фидер №21	0,70/1,02	700	490	499,8	64,15	89,92
Фидер №24	0,71/0,99	813	597,2	591,3	73,3	102,32
Итого:	4161	3042	2918
КУ	-2700	129,9**
Всего на шинах:	3049	3042	218

Примечание:

1) По суммарной мощности трансформаторов на КТП вычислим номинальный и рабочий максимальный токи на каждом фидере.

2) Расчёт максимального рабочего тока конденсаторной установки вычислим по следующим формулам:

Ом;

А.

2.2 Выбор числа и мощности силовых трансформаторов

Выбор рациональной мощности силовых трансформаторов является одной из основных задач при оптимизации систем промышленного электроснабжения. Выбор силовых трансформаторов следует осуществлять с учетом экономически целесообразного режима их работы и соответствующего обеспечения резервирования питания потребителей при отключении одного из трансформаторов. Мощность силовых трансформаторов в нормальных условиях должна обеспечивать питание всех приемников электроэнергии промышленных предприятий.

ПС «Гежская» 110/6 кВ находится в зоне расположения Гежского месторождения нефти с высоким уровнем потребления электрической энергии. Если из двух работающих трансформаторов будет поврежден и отключен трансформатор, меньший по мощности (2500 кВА), то трансформатор 6300 кВА с допустимой перегрузкой 1,4 обеспечит нагрузку большую, чем нужно, т.е. 6300 × 1,4 = 8820 кВА. Но если отключится трансформатор 6300 кВА, то трансформатор 2500 кВА сможет обеспечить всего лишь нагрузку 3500 кВА, что в нашем случае в связи с увеличением потребления не обеспечит надёжности.