Проект модернизации подстанции 35/6 кВ «№163» для электроснабжения Сургутского района

Введение 6
1 Краткая характеристика объекта и обоснование проекта модернизации 10
1.1 Краткая характеристика подстанции 10
1.2 Обоснование проекта модернизации подстанции 11
2 График нагрузок и выбор силовых трансформаторов 13
3 Анализ существующей схемы электрических соединений подстанции 16
4 Расчёт токов короткого замыкания 18
5 Выбор основного электрооборудования и токоведущих частей 24
5.1 Выбор выключателей 24
5.2 Выбор разъединителей 28
5.3 Выбор трансформаторов тока 29
5.4 Выбор трансформаторов напряжения 35
5.5 Выбор шин 35 кВ и 6 кВ 37
5.6 Выбор ограничителей перенапряжений 38
5.7 Измерение и учёт электроэнергии 38
6 Выбор и расчёт релейной защиты 40
6.1 Исходные данные для расчёта уставок защиты трансформатора с применением устройства РС83-ДТ2 40
6.2 Расчёт уставок дифференциальной защиты трансформатора 42
6.3 Расчёт уставок токовой отсечки (МТЗ 1) защиты трансформатора 45
6.4 Расчёт уставок максимальной токовой защиты (МТЗ 2) трансформатора 47
6.5 Расчёт уставок защиты от перегрузки (МТЗ 3) трансформатора 48
6.6 Газовая защита трансформатора 49
7 Собственные нужды подстанции 51
7.1 Выбор трансформаторов собственных нужд 51
8 Спецвопрос. Применение комплекса быстродействующего устройства включения резерва на подстанции 35/6 кВ «№163» 53
9 Электробезопасность 61
9.1 Безопасные условия труда при проектировании и эксплуатации электроустановок 61
9.2 Пожарная безопасность 66
9.3 Охрана окружающей среды 67
9.4 Освещение подстанции 68
9.5 Расчет контура защитного заземления подстанции 68
9.6 Расчет молниезащиты подстанции 72
10 Организационно-экономическая часть проекта 76
Заключение 82
Список использованных источников 83
Приложение

Весь текст будет доступен после покупки

Развитие нефтяной промышленности неразрывно связанно с ростом энергопотребления. Основой научно-технической политики предприятия являются мероприятия по увеличению добычи нефти, выполнение геолого-технических мероприятий: ввод новых добывающих скважин, ввод новых скважин под закачку с целью поддержания пластового давления, методы повышения нефтеотдачи пластов, перевод нерентабельных скважин в бездействие, возвраты на другие горизонты, ремонтно-изоляционные работы и т.п.
Все это невозможно без совершенствования систем электроснабжения, внедрения новых передовых методов в эти системы, реконструкции уже имеющихся систем электроснабжения. В связи с этим возникает необходимость в дополнительных мощностях для строительства, нормальной работы, а так же повышения надежности электроснабжения производственных комплексов.
Исходя из вышесказанного, появляется необходимость проектирования и модернизации существующих систем электроснабжения и электрических подстанций.

Весь текст будет доступен после покупки

1 КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ОБЪЕКТА И
ОБОСНОВАНИЕ ПРОЕКТА МОДЕРНИЗАЦИИ

1.1 Краткая характеристика подстанции

Подстанция 35/6 кВ «№163» располагается в Сургутском районе и состоит на балансе УЭСХ НГДУ «Сургутнефть».
Подстанция 35/6 кВ «№163» – тупиковая, с постоянным дежурным персоналом, предназначена для электроснабжения кустов скважин Восточно-Елового месторождения.
Электроснабжение подстанции осуществляется по двухцепной линии ВЛ-35 кВ (АС-120/19) от узловой подстанции 110/35/6 кВ «Сургут». Условия присоединения подстанции к энергосистеме представлены на рисунке 1.1 и на 1-ом листе графической части (13.03.02 – 22 – ИЛ.01.00).

Рисунок 1.1 – Условия присоединения подстанции к энергосистеме
Конструктивно подстанция «№163» состоит из ОРУ 35 кВ и ЗРУ-6 кВ. ОРУ 35 кВ выполнено по схеме: «Мостик с неавтоматизированной ремонтной перемычкой и выключателями в цепи трансформатора».
На ОРУ 35 кВ установлено следующее основное оборудование:
- трансформаторы силовые Т1, Т2 типа ТМН-6300/35;
- разъединители РНДЗ-35;
- выключатель масляный С-35;
- разрядники РВС-35;
- трансформаторы тока ТФН-35.
ЗРУ- 6 кВ выполнено по схеме: «Одна, секционированная выключателем, система шин». В ЗРУ 6кВ установлено следующее оборудование:
- выключатели ВМП-6;
- разрядник РВП-6;
- трансформаторы тока ТВЛМ-6;
- трансформаторы напряжения НТМИ-6.
- ТСН типа ТМ-40/6.
Существующая схема электрических соединений подстанции представлена на 2-ом листе графической части (13.03.02 – 22 – СХ.01.Э4).

1.2 Обоснование проекта модернизации подстанции

Обоснованием проекта модернизации послужило следующее:
1) ресурс службы установленного на подстанции основного оборудования подходит к завершению (физический и моральный износ коммутационных аппаратов);
2) возросла нагрузка подстанции, в связи с увеличением объема производства и потребления э/э;
3) существующая схема электрических соединений не удовлетворяет необходимым требованиям по надежности и качеству электроснабжения (недостатком существующей схемы ПС является наличие масляных выключателей).
Следовательно, необходимо выполнить модернизацию действующей подстанции. Модернизация подстанции включает в себя:
- установка трансформаторов большей мощности;
- замена устаревшего электрооборудования на современное оборудование (замена масляных выключателей на вакуумные выключатели; замена разрядников (РВС-35, РВП-6) на ограничители перенапряжения; замена существующих измерительных трансформаторов тока (ТФН-35) на современные элегазовые т.д.);
- расчет и выбор микропроцессорной релейной защиты;
- расчет молниезащиты и контура защитного заземления.

2 ГРАФИК НАГРУЗОК И ВЫБОР СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ

Для выбора типа и номинальной мощности трансформатора необходимо располагать суточным графиком нагрузок.
Как было отмечено в разделе 1 основным потребителем подстанции 35/6кВ «№163» являются кусты скважин. Основная особенность заключается в том, что режим работы такого типа потребителей характеризуется стабильностью и непрерывностью технологического процесса. В связи, с чем график нагрузок равномерный, характерный для трехсменных предприятий.
По данным ОАО «Сургутнефтегаз» нагрузка ПС «№163» к 2025 г. составит . Строится суточный перспективный график нагрузок ПС (рисунок 2.1).


Рисунок 2.1 – Суточный перспективный график нагрузок

В настоящее время на ПС установлены два трансформатора типа ТМН-6300/110, . Анализируя график нагрузок, можно сделать вывод, что существующие трансформаторы на протяжении всего графика работают в режиме перегрузки, что не допустимо.
Рассчитывается ориентировочная мощность одного трансформатора по формуле [13]:
, (2.1)

где Sмакс – максимальная нагрузка подстанции.

.

На основании расчетного значения намечается к установке трансформатор типа ТМН-10000/35, .
Проверяется трансформатор на перегрузочную способность. Проверяется трансформатор на аварийную перегрузку. Коэффициент начальной нагрузки К1 определяется по формуле [13]:

, (2.2)

где S1, S2,...,Sm - значения нагрузки в интервалах ?t1, ?t2,..., ?tm.



Коэффициент перегрузки К2 определяется по формуле [13]:

, (2.3)
где S/1, S/2,..., S/м - значения перегрузки в интервалах ?h1, ?h2,..., ?hm.



На основании таблиц, приведенных в [13] для трансформаторов с системой охлаждения М и среднегодовой температурой to=10o C, h/= 24ч определяется допустимая норма аварийных перегрузок, которая составляет K2доп = 1,4.
Так как
; (2.4)
, и > , то примем
<

Выбранный тип трансформатора ТМН–10000/35/6,3 кВ соответствует требуемым условиям. Паспортные данные трансформатора приведены в таблице 2.1.
Таблица 2.1 - Параметры трансформатора [15]
Тип
трансформатора Номинальное
напряжение, кВ ?РХ, кВт ?РК, кВт uк, % iхх, %
ТМН-10000 35/6,3 9,4 46,5 8,0 0,9


3 АНАЛИЗ СУЩЕСТВУЮЩЕЙ СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ
СОЕДИНЕНИЙ ПОДСТАНЦИИ

Главная схема электрических соединений подстанции выбирается с учетом схемы развития электрических сетей энергосистемы или схемы электроснабжения района.
Основные требования, предъявляемые к схемам.
Схемы РУ ПС при конкретном проектировании разрабатываются на основании схем развития энергосистемы, схем электроснабжения района или объекта и других работ по развитию электрических сетей и должны:
1) Обеспечивать коммутацию заданного числа высоковольтных линий (ВЛ), трансформаторов с учетом перспективы развития ПС;
2) Обеспечивать требуемую надежность работы РУ исходя из условий электроснабжения потребителей в соответствии с категориями электроприемников в нормальном режиме без ограничения мощности и в послеаварийном режиме при отключенных нескольких присоединениях с учетом допустимой нагрузки оставшегося в работе оборудования;
3) Учитывать требование секционирования сети и обеспечить работу РУ при расчетных значениях токов короткого замыкания;
4) Обеспечивать возможность и безопасность проведения ремонтных и эксплуатационных работ на отдельных элементах схемы.
5) Обеспечивать требования наглядности, удобства эксплуатации, компактности и экономичности.
Существующая схема подстанции 35/6 кВ «№163» выполнена по схеме:
1) ОРУ-35 кВ: «Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий» [6]. Данный тип схемы применяется для питания тупиковых подстанций.
На стороне ВН взамен масляных выключателей С-35 предлагается установка вакуумных выключателей.
2) ЗРУ-6 кВ: «Одна, секционированная выключателями, система шин» [6]. Будет произведена замена старых ячеек КРУН 6 кВ на более современные.
Схема электрических соединений подстанции удовлетворяет выше приведенным требованиям.
Вывод по разделу
В настоящем разделе была проанализирована существующая схема подстанции:
1) ОРУ-35 кВ – схема «Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий»;
2) ЗРУ-6 кВ схема «Одна, секционированная выключателями, система шин».
Главная схема электрических соединений подстанции после модернизации 35/6 кВ «№163» представлена на 3–ем листе графической части (13.03.02 – 22 – СХ.02.Э4).

4 РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

Расчет токов короткого замыкания выполняется согласно [12] в следующем порядке:
1) составляется расчетная схема рассматриваемой электроустановки, намечаются расчетные точки КЗ;
2) на основании расчетной схемы составляется эквивалентная схема замещения, все сопротивления на ней нумеруются;
3) определяются величины сопротивлений всех элементов схемы замещения в относительных или именованных единицах и указываются на схеме замещения; обозначаются расчетные точки КЗ;
4) путем постепенного преобразования относительно расчетной точки КЗ приводят схему замещения к наиболее простому виду, чтобы каждый источник питания или группа источников, характеризующаяся определенными значениями эквивалентной ЭДС и ударного коэффициента kуд, были связаны с точкой КЗ одним результирующим сопротивлением;
5) определяют по закону Ома начальное действующее значение периодической составляющей тока КЗ Iп0, а затем ударный ток iуд, периодическую и апериодическую составляющие тока КЗ для заданного момента времени t (Iпt, iаt).
Указанные допущения наряду с упрощением расчетов приводят к некоторому преувеличению токов КЗ (погрешность практических методов расчета не превышает 10%, что принято считать допустимым).
На рисунке 4.1 представлена расчетная схема. Расчетные величины токов короткого замыкания на шинах на шинах ПС 110/35/6 кВ «Сургут» заданы токами КЗ в максимальном и минимальном режимах (взяты в ходе работы на предприятии).
Определяются токи КЗ в максимальном и минимальном режимах на шинах подстанции 35/6 кВ «№163» при выбранной основной ступени напряжения Uб=37 кВ.
Рисунок 4.1 - Расчетная схема

На рисунке 4.2 представлена схема замещения сети.


Рисунок 4.2 - Схема замещения
Расчет сопротивления системы (в именованных единицах):

. (4.1)

где =5230/3490 А – максимальные и минимальные токи КЗ на шинах 35 кВ ПС «Сургут» (данные взяты в ходе работы на предприятии).
Для системы:




Расчет сопротивления ВЛ

XВЛ = l·X0. (4.2)

где l = 12,5 км - длина линии ВЛ;
X0 = 0,414 Ом/км - индуктивное сопротивление на 1км ВЛ-35кВ провода марки АС-120/19 [15].

XВЛ= 12,5·0,414 =5,175 Ом.

Расчет сопротивления трансформатора

(4.3)

где uk – напряжение короткого замыкания;
Sном.тр – номинальная мощность трансформатора.



Расчет параметров схемы в минимальном и максимальном режимах.
Преобразование проводится по формуле:
Для Xрез.max
; (4.4)



Для Xcрез.min




Расчет токов КЗ для выбранных точек К1 и К2 (рисунок 4.2):

. (4.5)

Для К1:
;




Ток КЗ для К2 , приведенный к ступени 37 кВ:





Ток КЗ для точки К2






Расчет ударного тока в точке КЗ:



Согласно [16] определяются ударные коэффициенты Куд, система связана со сборными шинами 35 кВ, точка К1: Куд = 1,608, Та = 0,02с; система связана со сборными шинами 6,3 кВ, точка К2: Куд = 1,82, Та = 0,05с.
Для К1:
iуд = 1,608· ·2,31 = 5,25 кА.

Для К2:
iуд = 1,82· ·6,23 = 16,04 кА.

Результаты расчетов сводим в таблицу 4.1
Таблица 4.1- Результаты расчета токов КЗ
Параметр Максимальный режим Минимальный режим
Точка К1 Точка К2 Точка К1 Точка К2
IКЗ 2,31 кА 6,23 кА 1,89 кА 5,64 кА
iуд 5,25 кА 16,04 кА - -

Вывод по разделу

В настоящем разделе был произведен расчёт токов короткого замыкания. Расчёт проведен с соблюдением необходимых требований. По результатам расчетов видно (таблица 4.1), что нет необходимости установки дополнительных устройств для ограничения токов к.з. Полученные токи к.з. в дальнейшем будут использоваться для выбора основного оборудования и токоведущих частей.

5 ВЫБОР ОСНОВНОГО ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ И
ТОКОВЕДУЩИХ ЧАСТЕЙ

5.1 Выбор выключателей

Выключатели выбирают [16]:
- по номинальному напряжению;
- по номинальному току – Iраб.утяж ? Iном;
- по отключающей способности.
Проверка на электродинамическую стойкость выполняется по условиям
Iп.0 ? Iпр.с; iуд ? iпр.с,
где IП.0 – начальное значение периодической составляющей тока короткого замыкания в цепи выключателя;
iуд – ударный ток короткого замыкания в той же цепи.
На термическую стойкость выключатель проверяется по тепловому импульсу

где Вк – тепловой импульс по расчету;
Iтер – предельный ток термической стойкости;
tтер – длительность протекания тока термической стойкости, с.
Выбор выключателей 35 кВ в цепи высшего напряжения силового трансформатора
Расчетный рабочий ток силового трансформатора при нормальном режиме.
; (5.1)



Расчетный ток утяжеленного режима силового трансформатора.

; (5.2)

.

Ток силового трансформатора на стороне НН в утяжеленном режиме.

(5.3)



Выключатели распределительных устройств напряжением 35 кВ и выше выбираются обычно однотипными для всех цепей данного распределительного устройства и проверяются по наиболее тяжелым условиям короткого замыкания. К установке принимается выключатель вакуумный трехполюсный типа ВБПС-35-25/630УХЛ1 с собственным временем отключения с [15].
Расчетное значение периодической составляющей тока короткого замыкания Iп.о = 2,31 кА.
Расчетное время


с.

Апериодическая составляющая тока короткого замыкания для ветви энергосистемы
;



Постоянная времени Та =0,02с принята из [16].
Завод-изготовитель гарантирует выключателю апериодическую составляющую в отключаемом токе для времени :

;

где =0,27 определяется [16] для с.

кА.

Определим тепловой импульс:

,
где
с;
время действия основной защиты трансформатора, равное 0,1 с; полное время отключения выключателя.
Для 35 кВ:
Вк= 2,312·(0,145+0,02) = 0,9 кА2.с.

Все расчетные и каталожные данные [15] сводим в таблицу 5.1.

Таблица 5.1 - Расчетные и каталожные данные выключателя
Условие выбора Расчетные данные Выключатель ВБПС-35-25/630УХЛ1
Uc = Uн кВ
кВ

Iраб.утяж ? Iн А
Iном = 630 А
Iпt ? Iотк Iп.? = 2,31 кА кА


кА
кА

Iуд ? Iдин.макс кА
кА

Вк ?
кА2•с
кА2с


Выбор выключателей на стороне 6 кВ
На вводе 6 кВ, с током утяжеленного режима принимается к установке выключатели BB/TEL-6-12,5/1600У2. Собственное время отключения выключателя с [15], расчетное время

с;



Расчетное значение периодической составляющей тока короткого замыкания Iп.о = 6,23 кА
Апериодическая составляющая тока короткого замыкания



Постоянная времени Та =0,05с принята из [16].
Завод-изготовитель гарантирует выключателю апериодическую составляющую в отключаемом токе для времени :

;

где =0,1 определяется по [16] для с.


Тепловой импульс
с;

с,

где время действия максимальной токовой защиты линии, равное 2,0с;
полное время отключения выключателя BB/TEL-6, равное 0,035с [24].
Постоянная времени Та=0,05с для сетей 6-10кВ принята из [16].

Вк= 6,232•(1,035+0,05) = 42,1 кА2.с.

На основании проведенных расчетов составляется таблица 5.2 и по каталожным данным [15] выбираем выключатель.
Таблица 5.2 - Расчетные и каталожные данные выключателя НН
Условия выбора Расчетные данные Каталожные данные
Выключатель BB/TEL-6-12,5/1600У2
Uc = Uн кВ
кВ

Iраб.утяж ? Iн
А

Iпt ? Iотк Iп.? = 6,23 кА кА


кА
кА

Iуд ? Iдин.макс кА
кА

Вк ?
кА2с
кА2с


5.2 Выбор разъединителей

Разъединители выбираются [16]:
- по номинальному напряжению ? Uуст ? Uном;
- по номинальному длительному току ? Iраб.утяж ? Iном;
- по конструкции, роду установки;
- по электродинамической стойкости;
- по термической стойкости.
На основании проведенных расчетов составляется таблица 5.3 и по каталожным данным [15] выбираем разъединители типа РГПЗ.1-35/630УХЛ1 и РГПЗ.2-35/630УХЛ1.

Весь текст будет доступен после покупки

1) Нормы технологического проектирования подстанций переменного тока с высшим напряжением 35-750 кВ (НТППС) [Текст]. – М. : Изд-во ОАО «ФСК ЕЭС», 2009. – 97 с.
2) Правила устройства электроустановок [Текст]. – 6-е и 7-е изд. – Новосибирск: Сибирское университетское изд-во, 2007. – 853 с.
3) Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей [Текст]. – Екатеринбург: Уральское юридическое издательство, 2003. – 303 с.
4) Правила по охране труда при эксплуатации электроустановок [Текст]. – Новосибирск: Изд-во «Норматика», 2014. – 96 с.
5) Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей РФ [Текст]. – М. : Изд-во НЦ ЭНАС, 2002. – 82 с.

Весь текст будет доступен после покупки