Дипломная работа на тему "Реконструкция подстанции Сорокино 110/10/10"

ГлавнаяЭнергетика → Реконструкция подстанции Сорокино 110/10/10




Не нашли то, что вам нужно?
Посмотрите вашу тему в базе готовых дипломных и курсовых работ:

(Результаты откроются в новом окне)

Текст дипломной работы "Реконструкция подстанции Сорокино 110/10/10":


Введение

Целью данного диплома – создание проекта реконструкции подстанции «Сорокино» на основе прогрессивных технических решений.

Необходимость реконструкции подстанции вызвана физически и морально устаревшим парком оборудования, при эксплуатации которого растет день ото дня риск аварий на подстанции, а значит и нарушения снабжения ее потребителей, среди которых есть и потребители І категории.

При проектировании реконструкции подстанций руководствовался действующими нормативными документами, указанными в приложении №2 в «Нормах технологического проектирования подстанций переменного тока 35–750 кВ (далее – НТП ПС)» как и самими «НТП ПС». Также использовались такие нормативные источники как Концепция технической политики ОАО «МОЭСК» (от приказа ОАО РАО «ЕЭС России» с 12.11.04 г. №660) и Техническая политика ОАО «МРСК Центра» (от приказа ОАО «ФСК ЕЭС» от 26.10.2006 г. №270 р/293 р). Все вышеперечисленные документы созданы в соответствии и утверждены компанией ОАО «ФСК ЕЭС».

При проектировании подстанции (далее - ПС) должно быть обеспечено: 1. Надежное и качественное электроснабжение потребителей. 2. Внедрение передовых проектных решений, обеспечивающих соответствие всего комплекса показателей подстанций современному мировому техническому уровню. 3. Высокий уровень технологических процессов и качества строительных и монтажных работ. 4. Экономическая эффективность, обусловленная оптимальным объемом привлекаемых инвестиций и ресурсов, используемой земли и снижением эксплуатационных затрат. 5. Соблюдение требований экологической безопасности и охраны окружающей среды. 6. Ремонтопригодность применяемого оборудования и конструкций. 7. Передовые методы эксплуатации, безопасные и удобные условия труда эксплуатационного персонала.

Проект ПС выполняется на расчетный период (5 лет после ввода в эксплуатацию) с учетом перспективы ее развития на последующие не менее 5 лет.

Основные требования к ПС нового поколения: 1. Компактность, комплектность и высокая степень заводской готовности. 2. Надежность работы ПС посредством применения электрооборудования современного технического уровня. 3. Удобство проведения осмотра, технического обслуживания и ремонта; 4. Безопасность эксплуатации и обслуживания. 5. Создание ПС без обслуживающего персонала с дистанционным управлением. 6. Комплексная автоматизация, обеспечивающая создание интегрированной системы управления технологическими процессами с подсистемами релейной защиты и автоматики, коммерческого учета электроэнергии, мониторинга состояния оборудования, диагностики и управления оборудованием. 7. Обеспечение резервируемыми цифровыми каналами связи для передачи сигналов управления и информации о состоянии электрооборудования на диспетчерский пункт, в том числе, диспетчерскими голосовыми каналами. 8. Экологическая безопасность.

Устанавливаемый комплекс оборудования и устройств на ПС: – Силовое высоковольтное оборудование. – Устройства Релейной защиты и автоматики (РЗиА). – Устройства Противоаварийной автоматики (ПА). – Устройства Автоматизированной системы управления технологическими процессами (АСУ ТП). – Устройства автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ). – Устройства системы диспетчерского и технологического управления (АСДТУ). – Устройства системы диагностики и программно-технические комплексы обеспечение систем автоматической системы технического учета (АСТУ). Весь выше перечисленный комплекс оборудования и устройств должен быть аттестован в установленном ОАО «ФСК ЕЭС» порядке.

Срок службы оборудования, применяемого при новом строительстве и реконструкции подстанций, должен быть не менее 25 лет (силовых трансформаторов не менее 30 лет, аккумуляторов не менее 20 лет).

Технические требования при строительстве или реконструкции ПС.

РУ 35–220 кВ:

1. Применение закрытых РУ 35–220 кВ, в том числе, модульного контейнерного исполнения, а так же КРУЭ 110–220 кВ в крупных городах или стесненных условиях. Открытое исполнение РУ применять в остальных случаях. 2. В целях сокращения площадей ПС отдать предпочтение жесткой ошиновке. Применение гибкой ошиновки разрешаеться. 3. Самодиагностика и прогрессивные технологии обслуживания основного электрооборудования;

4. Электрическая схема РУ должна соответствовать [4].

5. Компоновка ОРУ должна предусматривать возможность перехода к более сложной схеме (при наличии перспективы расширения ПС).

Запрещаются: Схемы первичных соединений ПС 35–220 кВ с отделителями и короткозамыкателями, а также с беспортальным приемом ВЛ.

РУ 6–10 кВ:

1. Закрытое исполнение, в том числе, с ячейками модульного типа на базе вакуумных выключателей.

2. Использование сухих трансформаторов собственных нужд.

3. Гибкая архитектура ячейки с компактной и безопасной компоновкой функциональных элементов устройства.

4. Для защиты от коротких замыканий внутри шкафов КРУ должны быть предусмотрены как релейная (логическая), так и клапанная дуговые защиты, в случае недостаточной чувствительности одной из применяемых дуговых защит применяются другие типы защит (фототиристорная, с применением световодов, оптическая и т.п.).

5. Оснащение устройствами РЗиА, аппаратами телеуправления, телесигнализации и приборами для определения наличия мест междуфазных однофазных замыканий на землю в линии 6–10 кВ, установленными вне ячеек РУ (отдельная панель (набор панелей) устройств РЗиА, вынесенная в отдельное помещение или на противоположную сторону РУ), с единым микропроцессорным модулем управления, контролирующим работу устройств РЗА на всех присоединениях.

6. Схема РУ 6–20 кВ не должны предусматривать наличие более двух секций.

Обязательное к применению силовое высоковольтное оборудование ПС:

1. Силовые трансформаторы 35–220 кВ:

– Применение встроенной системы непрерывного мониторинга состояния без вывода в ремонт трансформатора.

– Применение высоковольтных вводов с твердой изоляцией (RIP). – Оснащение РПН и ее микропроцессорными блоками управления.

– Оснащение АРНТ (автоматическими регуляторами напряжения).

2. Выключатели 110 кВ и выше:

– В климатических зонах с минимумом температур ниже (– 45)0С должны использоваться элегазовые баковые выключатели с подогревом. В остальных случаях – элегазовые колонковые выключатели. – При наличии потребителей І категории ПС применять для элегазовых выключателей пружинный привод и электродвигатель постоянного тока.

3. Разъединители 110 кВ и выше:

– Применять разъединители горизонтального – поворотного типа с электроприводом рабочих и заземляющих ножей с наличием защитной блокировки между ними.

– Комплектование высокопрочными фарфоровыми или полимерными опорными изоляторами.

– Применение стойкого антикоррозионного покрытия стальных деталей на основе горячей или холодной оцинковки.

Запрещаются: Разъединители типа РЛНД на всех уровнях напряжения.

4. Выключатели 6–10 кВ:

– Использовать на всех уровнях РУ 6–10 кВ выключатели одного производителя с линейкой параметров до IНОМ = 3150 А. – Совместимость с микропроцессорными устройствами РЗиА различных производителей. Не рекомендуются к применению: Электромагнитные, пневматические и гидравлические приводы для высоковольтных выключателей. Запрещаются: Воздушные и масляные выключатели на всех уровнях напряжения.

5. Измерительные трансформаторы тока (ТТ) и напряжения (ТН):

– Пожаро- и взрывобезопасность.

– ТТ должны иметь не менее трех вторичных обмоток. Три обмотки для защит отходящих линий, а четыре – для защит вводов трансформатора.

– Классы точности измерительных обмоток 0,2 и 0,2S для коммерческого учета.

– ТТ на напряжениях до 35 кВ (включительно) должны быть литыми. – Антирезонансные ТН на всех уровнях напряжения РУ.

6. Дугогасящий реактор (ДГР) для компенсации емкостных токов:

– Масляные или сухие (ПС закрытого типа) только с плавной регулировкой тока настройки.

– Рекомендуется использование комбинированных ДГР с подключаемым специальным трансформатором (ТДГР) в одном корпусе. – Оснащение системой автоматической настройки тока компенсации и устройством.

– Установка ДГР на каждой секции РУ 6–10 кВ.

– За схему соединения обмоток ТДГР принять Y0 /Δ -11.

7. Ограничители перенапряжения (ОПН): – Устанавливать ОПН с датчиком тока импульсов срабатывания и возможностью измерения токов утечки под рабочим напряжением в сетях напряжением 35110 кВ. – Применять ОПН на основе оксидно-цинковых варисторов, с полимерной изоляцией, взрывобезопасного исполнения категории А. Запрещаются: Трубчатые и вентильные разрядники на всех уровнях напряжения.

8. Трансформатор собственных нужд (ТСН): – Использовать сухие ТСН. При соответствующем обосновании – масляные герметичные ТСН марки ТМГ, ТМГСУ. При этом вводы трансформаторы не должны быть маслонаполненными. – Наличие автоматических устройств защиты масла. – Установка ТСН в комплектном виде двухтрансформаторной ПС (обозначение – 2КТП). – За схему соединения обмоток ТСН принять – В РУ 0,4 кВ прокладывать только изолированные проводники, а защиту обеспечивать автоматическими выключатели. Запрещаются: Мачтовые и КТП шкафного типа с вертикальной компоновкой оборудования. Масляные трансформаторы марки ТМ.

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

Опорно-стержневая изоляция ПС: С целью предотвращения поломки опорно-стержневых изоляторов (ОСИ) разъединителей и ошиновки (шинных мостов) устанавливать полимерные изоляторы вместо фарфоровых. Запрещаются: полимерные изоляторы – серии ЛП и ЛПИС с оболочкой полиолефиновой композиции.

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.

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

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 трансформаторов и 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

- - -
Дипломная работа на тему: "Реконструкция подстанции "Сорокино" 110/10/10" опубликована на сайте http://rosdiplomnaya.com/

Здесь опубликована для ознакомления часть дипломной работы "Реконструкция подстанции Сорокино 110/10/10". Эта работа найдена в открытых источниках Интернет. А это значит, что если попытаться её защитить, то она 100% не пройдёт проверку российских ВУЗов на плагиат и её не примет ваш руководитель дипломной работы!
Если у вас нет возможности самостоятельно написать дипломную - закажите её написание опытному автору»


Просмотров: 1732

Другие дипломные работы по специальности "Энергетика":

Эксплуатация электрооборудования цеха по ремонту наземного оборудования ЗАО Центрофорс

Смотреть работу >>

Модернизация релейной защиты на тяговой подстанции Улан-Удэ на базе микропроцессорной техники

Смотреть работу >>

Разработать лабораторный стенд для испытания устройств защиты судовых генераторов

Смотреть работу >>

Электроснабжение восточной части Феодосийского района электрических сетей с разработкой сетей резервного источника питания потребителей

Смотреть работу >>

Линия электропередачи напряжением 500 кВ

Смотреть работу >>