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.
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.
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.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.