Дипломная работа: Реконструкция подстанции "Сорокино" 110/10/10
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 трансформаторови 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
| Климат | умеренный (У) |
| Температура воздуха: | |
| Среднегодовая | (+6)0 С |
| Максимальная | (+38) 0 С |
| Минимальная | (-42)0 С |
| Степень загрязнения изоляции оборудования | II |
| Район по гололеду | II (расчетная толщина стенки гололеда 10 мм) |
| Район по ветру | I (расчетная скорость ветра 25 м/сек) |
| Район по пляске проводов | I (редкая пляска проводов – 1 пляска в 10 лет) |
| Район по грозовой деятельности | от 40 до 60 часов |
2. Выбор числа и мощности трансформаторов
2.1 Построение графика электрических нагрузок ПС и проверка на устойчивость к систематическим и аварийным перегрузкам
На ПС «Сорокино» установлены два трансформатора типа ТРНДЦН-40000–110/10. Все потребители ПС – со стороны 10 кВ. Имеются потребители 1 категории. Поэтому в ходе реконструкции будут установлены также два трансформатора (применение трех и более трансформаторов экономически неоправданно).
В целях ограничения токов КЗ на низшей стороне, и для более удобного подключения большего числа потребителей – в ходе реконструкции будут установлены также трансформаторы с расщеплением низшей обмотки. Применение РПН – обязательное.
Выбор номинальной мощности трансформаторов начинается с построения графиков электрических нагрузок трансформатора в зимний и летний расчетный день. При построении графиков следует учитывать и работу компенсирующих устройств ПС (синхронные компенсаторы, батареи конденсаторов и другие ИРМ – источники реактивной мощности). В нашем случае установка ИРМ не планируется.
Для построения графика нагрузки в расчетный день используют приборы учета электроэнергии на подстанции, где замеры потребленной активной и реактивной мощности производятся с периодичностью в один час соответственно ваттметром и варметром. В полученных значениях присутствует погрешность различных составляющих: измерительные трансформаторы тока, счетчики, каналы передачи информации измерений. При реконструкции будет усовершенствование система коммерческого учета электроэнергии с целью минимизации этих погрешностей.
В таблице 3.1.1 приведены данные суточных ведомостей нагрузок ПС за расчетные зимний (16.12.10) и летний (17.06.10) дни. Согласно «НТП ПС»при выборе трансформаторов на сооружаемых ПС следует учитывать тенденцию развития мощностей нагрузок подстанции на 25% за отрезок в 5–10 лет. Поэтому исходными для дальнейшего проектирования будут полученные нагрузки с учетом поправочный коэффициента развития К10 =1,25 в таблице (обозначены жирным шрифтом).
Данные суточных ведомостей нагрузок ПС за зимний и летний расчетные дни 2010 года и с учетом коэффициента развития нагрузок в течение 5–10 лет
| Время T, часы | SΣ .ЗИМА (МВа) | К10  SΣ .ЗИМА (МВа) | SΣ .ЛЕТО (МВа) | К10 SΣ .ЛЕТО (МВа) |
| 0 | 41.665 | 52.08 | 33.33 | 41 .6625 |
| 1 | 42.15 | 52.68 | 33.72 | 42.125 |
| 2 | 38.694 | 48.36 | 30.95 | 38.68 |
| 3 | 37.036 | 46.3 | 29.628 | 37 |
| 4 | 37.52 | 46.9 | 30 | 37.5 |
| 5 | 38.35 | 47.9 | 30.68 | 38.35 |
| 6 | 40.981 | 51.2 | 32.78 | 40.975 |
| 7 | 45.401 | 56.7 | 36.32 | 45.4 |
| 8 | 46.43 | 58 | 37.14 | 46.425 |
| 9 | 49.964 | 62.4 | 39.97 | 49.963 |
| 10 | 50.723 | 63.4 | 40.5784 | 50.723 |
| 11 | 51.207 | 64 | 40.96 | 51.2 |
| 12 | 48.789 | 61 | 39.03 | 48.787 |
| 13 | 47.96 | 59.8 | 38.37 | 47.962 |
| 14 | 51.484 | 64.3 | 41.18 | 51.475 |
| 15 | 54.562 | 68.2 | 43.65 | 54.562 |
| 16 | 55.908 | 69.8 | 44.72 | 55.875 |
| 17 | 53.834 | 67.2 | 43.06 | 53.825 |
| 18 | 54.937 | 68.6 | 43.95 | 54.937 |
| 19 | 54.73 | 68.4 | 43.78 | 54.72 |
| 20 | 53.7 | 67.1 | 42.95 | 53.68 |
| 21 | 53.75 | 67.5 | 43 | 53.75 |
| 22 | 50.65 | 63.2 | 40.52 | 50.67 |
| 23 | 45.816 | 57.2 | 36.65 | 45.812 |
Из таблицы 3.1.1 видно, что расчетный максимум нагрузки за год приходиться в зимний день в TMAX .Г =16 час и равен SMAX .Г = 69.8 МВа. По формуле Илларионова проверю целесообразность номинального напряжения питающей сети 110 кВ:
кВ, (3.1.1)
Где L=10 км – длина отпаек в виде питающих ВЛ. PMAX .Г = 0,85· (SMAX .Г =69.8 МВа) = 59,33 МВа – ориентировочная суммарная активная мощность нагрузки.
По формуле (3.1.1) видно, что самое оптимальное напряжение из шкалы стандартных значений UОПТИМ.СТАНД = UНОМ.С = 110 кВ.
Значение допустимой аварийной перегрузки для двухтрансформаторной ПС равно 40% относительно номинальной мощности трансформатора, поэтому загрузка каждого из двух трансформаторов в нормальном режиме их раздельной работы выбирается приблизительно KЗАГР = 0,7 от максимума нагрузки ПС (SMAX .Ч =69.8 МВа).