Реконструкция подстанции "Сорокино" 110/10/10 (стр. 2 из 13)
Воздушная линия (ВЛ) 110 кВ и выше для питания ПС: –В качестве провода ВЛ использовать марку АС или термостойкие провода марок АССС (АССR), AERO-Z. – Создание необслуживаемых воздушных линий путем применения эффективных систем защиты ВЛ от гололедных и ветровых воздействий, грозовых перенапряжений, вибрации и пляски проводов (тросов). – Применение грозозащитных тросов (ГТ) с антикоррозийным покрытием сечением не менее 70 мм2. – Монтаж волоконно-оптического кабеля (ВОК). Рекомендуется исполнение ОКГТ – оптический кабель, встроенный в грозозащитный трос.
Кабельные линии (КЛ) от РУ НН ПС: – Прокладывать кабель с изоляцией только из сшитого полиэтилена (далее – кабель из СПЭ-изоляцией), не распространяющего горение, низким выделением токсичных газов «Внг-LS». – Экранирование из медных проволок с заземлением с двух сторон. – Для защиты КЛ, проложенных в земле, от механических повреждений применять полимерную плиту марок ПКЗ 24х48 и ПКЗ 36х48.
1. Характеристика действующей ПС «Сорокино»
1.1 Положение в Единой энергетической системе
Подстанция «Сорокино 110/10/10 кВ была введена в эксплуатацию в далеком 1968 году. Местоположение подстанции – Юг московской область, г. Кашира, окраина восточной части города. Начиная с 1 апреля 2005 года, подстанция находиться в распоряжении сетевой организации ОАО «МОЭСК» и ее территориального филиала – «Южные электрические сети». Подстанция имеет порядковый номер №525. ПС «Сорокино» по своему назначению является районной понизительной.
Из рисунка видно, что питание ПС осуществляется двумя отпайками в виде ВЛ марки АС – 240/39 на напряжении 110 кВ. Отпайки длиной 10 км соединяется с транзитной линией «Каширская ГРЭС – проходная подстанция «Ожерелье». Таким образом, ПС «Сорокино» является ответвительной.
Схема питания ответвительной ПС «Сорокино»
1.2 Анализ существующей схемы электрических соединений, элементов подстанции и техническия решения по замене устаревшего оборудования
РУ высшего напряжения 110 кВ выполнено в открытом виде (ОРУ), а РУ низшего напряжения 10 кВ – в комплектных ячейках (КРУ) в закрытом здании ЗРУ.
Схема соединения ОРУ-110 кВ является нестандартной, то есть не соответствует [4]. Современный аналог действующей схемы – типовая схема «110–4Н» (Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линии).
Коммутационные аппараты на ОРУ-110 кВ: отделители и короткозамыкатели. Заменить в ходе реконструкции на элегазовые выключатели и разъединители горизонтально-поворотного типа с электроприводом. ТТ типа ТФЗМ-110Б – III заменить на предлагаемые в отдельном разделе диплома оптоэлектронные комбинированные измерительные трансформаторы (ТТ и ТН в одном устройстве). Вместо вентильных разрядников типа РВМГ со стороны 110 кВ установить полимерные ОПН.
Возможен демонтаж проводов питающей ВЛ 110 кВ марки АС 240/39. Монтаж и установка нового грозозащитного троса со встроенным оптическим кабелем типа ОКГТ.
На ПС установлены два силовых трансформатора типа ТРНДЦН-40000/110 с эффективно-заземленной нейтралью. Срок службы истек – подлежат замене.
Выводы низших обмоток трансформаторов защищаются вентильными разрядниками РВО-10. Заменить в ходе реконструкции на ОПН-10.
Схема соединения КРУ-10 кВ представляет собой две системы сборных шин, секционированные выключателями. В нормальном режиме – раздельная работа двух систем шин. Секционные выключатели с устройством автоматического ввода резерва (АВР). На ПС установлены ячейки КРУ серии КРУ-2–10. Коммутационные аппараты ячеек КРУ: маломасляные выключатели ВМПЭ-10/2000 (вводной на секции; секционные) и ВМПЭ-10/630 (отходящие фидера). Измерительные трансформаторы в ячейках КРУ: ТТ типов ТШЛ-10 (ячейка ввода на секции) и ТПОЛ-10 (ячейки фидеров). ТН типа НАМИ-10–66 совместно с ОПН-10ф в отдельных ячейках на всех 4 секциях РУ 10 кВ. Ячейки КРУ-2–10 почти выработали свой срок службы, поэтому принято решение не просто заменить их начинку (маломасляные выключатели, блоки РЗиА и т.п.), а приобрести новые КРУ полной заводской комплектации.
Число установленных ячеек КРУ на подстанции равно – 37: Количество отходящих линий фидеров – 23. Кол-во ячеек совместных ТН типа НАМИ и ОПН – 4. Кол-во ячеек вводных выключателей секций – 4. Кол-во ячеек с секционными выключателями – 2. Кол-во резервных ячеек – 4.
Некоторые кабели отходящих фидеров имеют бумажно-масляную изоляцию (кабели с б/м изоляцией), поэтому в ходе реконструкции будут заменены на кабели из СПЭ-изоляцией с некоторым увеличением проводимостей.
Для питания собственных нужд ПС установлены два трансформатора типа ТСМА-250/10. Соединяются на ответвлении между выводами низших обмоток силовых трансформаторови вводными выключателями на шины 10 кВ. Такое соединение выполнено вследствие применения на ПС переменного оперативного тока. Сеть собственных нужд имеет напряжение 380/220 В с заземленной нейтралью. Шины 380/220 В секционированы автоматами с устройством АВР. Сроки служб ТСН истекли, и они подлежат замене.
1.3 Потребители ПС «Сорокино»
1. Каширские городские электрические сети (ГорЭС).
2. Каширские распределительные электрические сети (РЭС).
3. ООО «Каширский кирпичный завод».
4. ОАО «Каширский литейный завод – Центролит».
5. ОАО» Ожерельевский комбикормовый завод».
Рост нагрузок ПС стабильный, вследствии динамичного развития городской инфраструктуры, а также увеличения производственных мощностей подключенных предприятий. Ожидаеться в недалеком будущем и подключение новых крупных потребителей в виде предприятия компании ООО РП «Новотранс».
1.4 Расчетные климатические и геологические условия района ПС
Расчетные климатические и геологические условия района ПС
| Климат | умеренный (У) |
| Температура воздуха: | |
| Среднегодовая | (+6)0С |
| Максимальная | (+38) 0С |
| Минимальная | (-42)0С |
| Степень загрязнения изоляции оборудования | II |
| Район по гололеду | II (расчетная толщина стенки гололеда 10 мм) |
| Район по ветру | I (расчетная скорость ветра 25 м/сек) |
| Район по пляске проводов | I (редкая пляска проводов – 1 пляска в 10 лет) |
| Район по грозовой деятельности | от 40 до 60 часов |
2. Выбор числа и мощности трансформаторов
2.1 Построение графика электрических нагрузок ПС и проверка на устойчивость к систематическим и аварийным перегрузкам
На ПС «Сорокино» установлены два трансформатора типа ТРНДЦН-40000–110/10. Все потребители ПС – со стороны 10 кВ. Имеются потребители 1 категории. Поэтому в ходе реконструкции будут установлены также два трансформатора (применение трех и более трансформаторов экономически неоправданно).
В целях ограничения токов КЗ на низшей стороне, и для более удобного подключения большего числа потребителей – в ходе реконструкции будут установлены также трансформаторы с расщеплением низшей обмотки. Применение РПН – обязательное.
Выбор номинальной мощности трансформаторов начинается с построения графиков электрических нагрузок трансформатора в зимний и летний расчетный день. При построении графиков следует учитывать и работу компенсирующих устройств ПС (синхронные компенсаторы, батареи конденсаторов и другие ИРМ – источники реактивной мощности). В нашем случае установка ИРМ не планируется.
Для построения графика нагрузки в расчетный день используют приборы учета электроэнергии на подстанции, где замеры потребленной активной и реактивной мощности производятся с периодичностью в один час соответственно ваттметром и варметром. В полученных значениях присутствует погрешность различных составляющих: измерительные трансформаторы тока, счетчики, каналы передачи информации измерений. При реконструкции будет усовершенствование система коммерческого учета электроэнергии с целью минимизации этих погрешностей.
В таблице 3.1.1 приведены данные суточных ведомостей нагрузок ПС за расчетные зимний (16.12.10) и летний (17.06.10) дни. Согласно «НТП ПС»при выборе трансформаторов на сооружаемых ПС следует учитывать тенденцию развития мощностей нагрузок подстанции на 25% за отрезок в 5–10 лет. Поэтому исходными для дальнейшего проектирования будут полученные нагрузки с учетом поправочный коэффициента развития К10 =1,25 в таблице (обозначены жирным шрифтом).
Данные суточных ведомостей нагрузок ПС за зимний и летний расчетные дни 2010 года и с учетом коэффициента развития нагрузок в течение 5–10 лет
| Время T, часы | SΣ.ЗИМА (МВа) | К10  SΣ.ЗИМА (МВа) | SΣ.ЛЕТО (МВа) | К10 SΣ.ЛЕТО (МВа) |
| 0 | 41.665 | 52.08 | 33.33 | 41.6625 |
| 1 | 42.15 | 52.68 | 33.72 | 42.125 |
| 2 | 38.694 | 48.36 | 30.95 | 38.68 |
| 3 | 37.036 | 46.3 | 29.628 | 37 |
| 4 | 37.52 | 46.9 | 30 | 37.5 |
| 5 | 38.35 | 47.9 | 30.68 | 38.35 |
| 6 | 40.981 | 51.2 | 32.78 | 40.975 |
| 7 | 45.401 | 56.7 | 36.32 | 45.4 |
| 8 | 46.43 | 58 | 37.14 | 46.425 |
| 9 | 49.964 | 62.4 | 39.97 | 49.963 |
| 10 | 50.723 | 63.4 | 40.5784 | 50.723 |
| 11 | 51.207 | 64 | 40.96 | 51.2 |
| 12 | 48.789 | 61 | 39.03 | 48.787 |
| 13 | 47.96 | 59.8 | 38.37 | 47.962 |
| 14 | 51.484 | 64.3 | 41.18 | 51.475 |
| 15 | 54.562 | 68.2 | 43.65 | 54.562 |
| 16 | 55.908 | 69.8 | 44.72 | 55.875 |
| 17 | 53.834 | 67.2 | 43.06 | 53.825 |
| 18 | 54.937 | 68.6 | 43.95 | 54.937 |
| 19 | 54.73 | 68.4 | 43.78 | 54.72 |
| 20 | 53.7 | 67.1 | 42.95 | 53.68 |
| 21 | 53.75 | 67.5 | 43 | 53.75 |
| 22 | 50.65 | 63.2 | 40.52 | 50.67 |
| 23 | 45.816 | 57.2 | 36.65 | 45.812 |
Из таблицы 3.1.1 видно, что расчетный максимум нагрузки за год приходиться в зимний день в TMAX.Г =16 час и равен SMAX.Г = 69.8 МВа. По формуле Илларионова проверю целесообразность номинального напряжения питающей сети 110 кВ: