Материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления пользователям Интернета и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав.
© 2018 - 2024
Питание подстанции осуществляется отпайкой от ВЛ-110 кВ
«Бумажная – Красновишерск» №1 и №2, которые входят в состав северного кольца (Приложение лист1).
Основными коммутационными аппаратами подстанции «Гежская» являются масляные выключатели, разъединители, автоматические выключатели, предохранители.
ПС состоит из силовых трансформаторов ОРУ 110 кВ и ЗРУ 6 кВ.
К оборудованию ОРУ 110 кВ относятся:
разъединители, масляные выключатели, трансформаторы тока, разрядники (Приложение А.1).
Разъединители служат для разъединения и переключения участков цепи, находящихся под напряжением, но не под нагрузкой. Разъединители создают необходимый видимый разрыв электрической цепи, требуемый условиями эксплуатации электроустановок.
Выключатели предназначены для включения, отключения и переключения электрической цепи под нагрузкой. Они должны отключать и включать токи, как в нормальном, так и в аварийном режиме работы электроустановок. По роду дугогасящей среды подразделяются на масляные, воздушные, газогенерирующие, вакуумные, элегазовые.
Трансформаторы тока применяются в установках напряжением до 1 кВ и выше. Они относятся к измерительным трансформаторам и предназначены для расширения предела измерения измерительных приборов, а в высоковольтных цепях, кроме того, для изолирования приборов и реле от высокого напряжения.
Разрядники предназначены для защиты электрического оборудования от внешних и внутренних перенапряжений.
К ЗРУ 10 кВ относится следующее оборудование: шины, масляные выключатели, трансформаторы тока, трансформаторы напряжения, разрядники (Приложение А.1).
Шины изготавливают из меди, алюминия, стали. Имеют круглое, прямоугольное или коробчатое сечение. В зависимости от величины тока нагрузки шины собираются из одной, двух, трёх и т.д. полос в одном пакете на фазу.
Токоведущие части электроустановок крепят и изолируют друг от друга и по отношению к земле при помощи изоляторов. Изоляторы изготавливают из фарфора, т. к. он обладает высокой механической и электрической прочностью, и достаточной теплоёмкостью. В последнее время для изготовления изоляторов применяется стекло и кремнеорганические материалы. Изоляторы делятся на опорные, подвесные, проходные.
Трансформаторы напряжения применяются для измерения напряжения в сетях до и свыше 1000 В.
Силовые трансформаторы предназначены для преобразования одной величины в другую.
Схема ПС представляет собой подстанцию с двусторонним питанием, выключателями ВМТ-110/1250, с трансформаторами тока ТВТ-110-100/5 в линиях 110 кВ и силовыми трансформаторами ТМН-6300/110, ТМН-2500/110 (имеющим встроенное устройство РПН).
Схема подстанции состоит из вводов высокого напряжения трансформаторов и отходящих линий низкого напряжения.
ЗРУ-6кВ выполнено комплектным модульным распределительным устройством, без реакторов на отходящих линиях, масляными выключателями ВМП-10/1500 с приводом ПЭ-11.
На стороне 6 кВ между линиями энергосистемы установлена ремонтная перемычка. Схема позволяет соединить оба трансформатора к одной линии. Данная схема позволяет сохранить в работе трансформатор при устойчивом повреждении на его линии, совпавшим с ревизией второго трансформатора, питающегося по другой линии.
Для питания собственных нужд переменного тока и оперативных цепей 220В установлены два трансформатора ТМ 63/6/0,4.
Управление выключателями 110 кВ обеспечивается со щита управления. Управление вводными выключателями 6 кВ и выключателями отходящих линий производится со шкафов РУ-6 кВ.
Управление разъединителями ручное. Питание оперативных цепей предусмотрено на постоянном токе 220 В.
Устройство центральной сигнализации предусматривает индивидуальную световую и общую звуковую предупреждающую и аварийную сигнализацию с передачей на диспетчерский пункт.
С подстанции «Гежская» 110/6 кВ получают напряжение 6 кВ такие потребители как комплектные трансформаторные подстанции, установленные на каждом фидере.
Паспортные данные установленного на подстанции оборудования приведены в Приложении А.1.
1.3 Анализ вариантов модернизации или реконструкции
При модернизации схем электрических сетей должна обеспечиваться экономичность их развития и функционирования с учётом рационального сочетания сооружаемых элементов сети с действующими.
Схема электрической сети должна быть гибкой и обеспечивать сохранение принятых решений её развитию при возможных небольших отклонениях:
1) уровней электрических нагрузок и балансов мощности от планируемых;
2) трасс ВЛ и площадок ПС от намеченных;
3) сроков ввода в работу отдельных энергообъектов.
На всех этапах реконструкции сети следует предусматривать возможность её преобразования с минимальными затратами для достижения конечных схем и параметров линии ПС. При проектировании развития электрических сетей необходимо обеспечить снижение потерь электроэнергии до экономически обоснованного уровня.
Схема электрической сети должна допускать возможность эффективного применения современных устройств релейной защиты (РЗ), режимной и противоаварийной автоматики (ПА).
В соответствии с действующими нормативными документами схемы ПС к системообразующей сети должны обеспечивать надёжность питания энергооузлов и транзит мощности по принципу «N-1».
Схема и параметры электрической сети должны обеспечивать надёжность электроснабжения, при котором в случае отключения линии или трансформатора сохраняется питание потребителей без ограничения нагрузки с соблюдением нормативного качества электроэнергии.
Прежде всего поводом для реконструкции в 2005 году от ООО «УралОйл» послужил запрос ОАО «Пермэнерго» в связи с увеличением добычи нефти на увеличение потребляемой мощности, что в данный момент невозможно ввиду недостаточной мощности установленных трансформаторов.
При отказе от реконструкции (увеличении мощности):
1. Уже с 2005 г. возможны длительные перерывы в электроснабжении потребителей по причине отказов оборудования подстанции, в результате – снижение полезного отпуска электроэнергии и прибыли от реализации электроэнергии;
2. Возможно привлечение руководителей предприятия к ответственности за нарушение договорных обязательств в отношении абонентов;
3. Невозможно удовлетворение запросов предприятий с высоким уровнем потребления электроэнергии на увеличение потребляемой мощности, следовательно – отказ от дополнительной прибыли.
В связи с этим предусмотрено:
Замена трансформатора 110/6 кВ мощностью 2,5 МВА на трансформатор мощностью 6,3 МВА с реконструкцией ячеек 110, 6 кВ.
В результате проведения реконструкции:
1. Обеспечивается надёжное электроснабжение потребителей.
Техническим заданием на проектирование определена необходимость увеличения установленной мощности подстанции, что обеспечивает наличие технической возможности увеличения полезного отпуска электроэнергии.
2. Создание имиджа ОАО «Пермэнерго» как надёжного и делового партнёра в отношениях с областной администрацией, крупными предприятиями, что позволит успешно вести и развивать бизнес в области.
3. Увеличивается капитализация компании, так как после проведения реконструкции вновь установленное оборудование ставится на баланс Березниковских электрических сетей ОАО «Пермэнерго», с последующим начислением амортизационных отчислений, соответственно увеличится амортизационный фонд предприятия.
ГОСТ 14209- 85 «Нагрузочная способность трансформаторов и автотрансформаторов» позволяет осуществить рациональную загрузку силовых трансформаторов и обеспечить оптимальный выбор номинальной мощности трансформаторов при проектировании или реконструкции ПС. В соответствии с «Рекомендациями по технологическому проектированию подстанций переменного ока с высшим напряжением 35-750 кВ» выбор мощности трансформаторов осуществляется следующим образом.
Мощность трансформаторов выбирается так, чтобы при отключении мощности одного из них на время ремонта или замены оставшиеся в работе, с учётом их допустимой (по техническим условиям) перегрузки и резерва по сетям СН и НН, обеспечивали питание полной нагрузки.
При росте нагрузок (в нашем случае) сверх расчётного уровня увеличение мощности ПС производиться, как правило, путём замены трансформаторов на более мощные. Установка дополнительных трансформаторов должна быть обоснована и согласована с заказчиков.
Решение о замене трансформатора принимается на основании данных о фактическом состоянии работающих трансформаторов, надёжности их работы за истекший период, техническом уровне, фактическом сроке эксплуатации в отношении к нормативному сроку работы, росту нагрузок, развитии примыкающих электрических сетей и изменении главной схемы электрических соединений ПС.
При замене одного из двух трансформаторов ПС проверятся условия, обеспечивающее параллельную работу оставшегося в работе и нового трансформаторов в автоматическом режиме регулирования напряжения на соответствующей стороне. При применении линейных регулировочных трансформаторов проверяется их динамическая и термическая стойкость при КЗ на стороне регулируемого напряжения.
Выбор мощности трансформаторов на ПС при нефтеперекачивающих станциях (НПС) следует производить с учётом обеспечения ими полной производительности и нормальных оперативных переключений технологических агрегатов (пуск резервного, а затем остановка рабочего) в режиме длительного отключения одного трансформатора.
1.4 Разработка технического задания (определение состава и этапов проектирования)
1. Основание для проектирования
1.1 План-прогноз капитального строительства по БЭС на 2007 г.;
1.2 Технические условия ОАО «Пермэнерго».
2. Характер строительства
2.1 Реконструкция.
3. Требования к режиму предприятия
3.1 Режим работы постоянный, круглосуточный.
4. Особые условия строительства
4.1 В рабочем проекте предусмотреть демонтаж и утилизацию заменяемого оборудования.
5. Основные технико- экономические показатели
5.1 Подстанция предназначена для электроснабжения Гежского месторождения нефти ЦДНГ-3 по 9 отходящим фидерам.
6. Основные технические решения
6.1 На стороне 110 кВ принять существующую схему. Предусмотреть проектом замену масляных выключателей ВМТ-110кВ силовых трансформаторов Т1 и Т2 на элегазовые выключатели ВГТ-110-40/2500 производства «Уралэлектротяжмаш»;
6.2 Вместо установленных в ОРУ-110 кВ вентильных разрядников РВС-110 установить ограничители перенапряжения ОПН-110 кВ;
6.3 Предусмотреть проектом замену трехобмоточного силового трансформатора Т2 типа ТМН-2500/110 на трансформатор типа ТМН-6300/110 с напряжением обмоток 110/6 кВ, с автоматическим регулированием напряжения под нагрузкой и модернизацией существующих панелей защит;
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 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.
Дата: 2019-05-29, просмотров: 333.