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 Micom P632 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 |
|
|
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17, 18, 19, 20, 21, 22, 23, 24, 25
