Заказчик: ООО «МонтажЭлектроСервис» Cроки реализации: апрель 2021 — январь 2022 г.
Обустройство Верхнесалымского месторождения. Подстанция 110/35 кВ в районе УПСВ
Заказчик: ООО «ТЭКПРО» Cроки реализации: июнь 2022 — июль 2022
Станция водоподготовки «Южная»
Заказчик: ООО «КПЭ» Cроки реализации: июль 2020 — март 2023
«Замена кабелей 220 кВ с поставкой кабельных систем» для нужд Волжской ГЭС
Заказчик: АО «ВНИИР Гидроэлектроавтоматика» Cроки реализации: март 2022 — декабрь 2023
Схема внешнего электроснабжения для завода по производству графитированных электродов (ГПП-220 кВ Роскарбон)
Заказчик: ООО «Газпромнефть-энергосервис» Cроки реализации: апрель 2022 — сентябрь 2022
Строительство отпайки от ВЛ 110 кВ Малета – Красный Чикой (ВЛ-110-59)
Заказчик: ПАО «Россети Сибирь» Cроки реализации: январь 2022 г. — сентябрь 2022 г.
Электроснабжение Баимского ГОК
Заказчик: ООО «ГДК Баимская» Cроки реализации: ноябрь 2021 — май 2023 г.
Ввод в эксплуатацию подстанции 110/10 кВ «Гелиос» (проект строительства — РУП «Белэнергосетьпроект»)
ПС 220 кВ Малмыж и ПС 500 кВ Таежная
Заказчик: ООО «Амур Минералс» Cроки реализации: апрель 2020- декабрь 2022 г.
ЛЭП 220 кВ Таежная-Малмыж
Заказчик: ООО «Амур Минералс» Cроки реализации: 2020- декабрь 2021 г.
Строительство ПС 220 кВ Налдинская с заходами ВЛ 220 кВ
Заказчик: АО «Уральская энергетическая строительная компания» Cроки реализации: июнь 2022 — август 2022
ПС 500 кВ; ЛЭП 110 кВ АГХК- ГПП-1; ЛЭП 110 кВ АГХК-ГПП-2; ЛЭП 110 кВ АГХК-ГПП-3; ПС 110 кВ ГПП-1; ПС 110 кВ ГПП-2; ПС 110 кВ ГПП-3 в рамках проекта: Амурский газо-химический комплекс
Заказчик: АО «НИПИГАЗ» Cроки реализации: 2020-2023
ЛЭП 220 кВ Таежная-Малмыж, ПС 220 кВ Малмыж и ПС 500 кВ Таежная
Заказчик: ООО «Амур Минералс» Cроки реализации: 2021-2023
Комплексная реконструкция подстанции 220 кВ Западно-Сибирская
Заказчик: АО «ЦИУС ЕЭС» — ЦИУС Сибири Cроки реализации: 2020-2022
Строительство второй ВЛ 220 кВ Минусинская опорная — Камала-1 ориентировочной протяженностью 445 км
Заказчик: АО «Научно-технический центр Федеральной сетевой компании Единой энергетической системы» Cроки реализации: 2020-2022
«Строительство очистных сооружений с сетями канализации в п. Термальный и с. Паратунка Елизовского района Камчатского края». 2 пусковой комплекс»
Заказчик: ООО «АтомЭлектроПроект» Cроки реализации: 2020-2022
Моделирование металлических конструкций в AVEVA
Заказчик: АО «Полиметалл» Cроки реализации: 2021-2022
Работы по корректировке проектной документации по Объекту «ПС 220 кВ Строительная»
Заказчик: АО «НИПИГАЗ» Cроки реализации: декабрь 2020 г. — декабрь 2021 г.
Комплекс работ по объекту капитального строительства «Амурского газохимического комплекса (ГХК). ПС 500 кВ АГХК»
Заказчик: АО «НИПИГАЗ» Cроки реализации: декабрь 2020 г. – декабрь 2023 г.
Комплекс работ по объекту «Строительство ПС 220 кВ Озёрная с двумя автотрансформаторами 125 МВА каждый и РУ 110 кВ, строительство ВЛ 220 кВ Чита – Озёрная I и II цепь ориентировочной протяженностью 230 км, реконструкция ПС 220 кВ Чита»
Заказчик: АО «Уральская энергетическая строительная компания» Cроки реализации: 2021-2022
Комплектная трансформаторная подстанция блочная, КТПБ(М)-СЭЩ 110 кВ Электрощит-Самара
Комплекс работ по объекту «Строительство ПС 35/6 кВ ГОК и отпаечной ВЛ 35 кВ от ВЛ 35 кВ Сосново-Озерская-Гунда до ПС 35/6 кВ ГОК»
Заказчик: ООО «Озерное» Cроки реализации: апрель 2020 г. – февраль 2021 г.
Выполнение комплекса работ по объекту «ВЛ 220 кВ Означенное – Степная (участок от опоры 64 до ПС 220 кВ Степная) и ПС 220 кВ Степная с заходами ВЛ 220 кВ, с. Аскиз, Аскизский район, Республика Хакасия»
Заказчик: ПАО ФСК -МЭС Сибири Cроки реализации: март 2020 г. — 2021 г.
Выполнение комплекса работ по инвестиционному проекту: «Строительство второй ВЛ 220 кВ Минусинская опорная — Камала-1 ориентировочной протяженностью 445 км»
Заказчик: ПАО ФСК -МЭС Сибири Cроки реализации: декабрь 2020 г.
Реализация проекта «Строительство ТЗК АО «АЭРО-Шереметьево»
Заказчик: АО «АЭРО-Шереметьево» Cроки реализации: июнь 2020 г. – январь 2021 г.
«Модернизация Ижевской ТЭЦ-2»
Заказчик: АО «РОТЕК» Cроки реализации: сентябрь 2020г. – 2021г.
Выполнение комплекса работ по объекту «Строительство очистных сооружений с сетями канализации в п. Термальный и с. Паратунка Елизовского района Камчатского края» 2 пусковой комплекс
Заказчик: АО «Тепло Земли» Cроки реализации: март 2020г. – февраль 2021г.
Выполнение комплекса работ по объекту «Подстанция ПС 110/10 кВ «ОЭЗ Елец 1» на территории ОЭЗ ППТ «Липецк» в Елецком районе Липецкой области»
Заказчик: АО «ОЭЗ ППТ «Липецк» Cроки реализации: ноябрь 2020 г.
«Проект строительства шахты «Инаглинская» АО «ГОК «Инаглинский». Строительство ПС «Северная» 35/6 кВ с заходами ВЛ 35 кВ»
Заказчик: ООО «УК «Колмар» Заказчик — АО «ГОК «Инаглинский» Cроки реализации: февраль 2022 г.
Разработка проектной документации по объекту Газоперерабатывающий комплекс в составе Комплекса переработки этансодержащего газа в районе поселка Усть-Луга. Распределительный пункт 110 кВ БГПК
Заказчик: АО «НИПИГАЗ» Cроки реализации: февраль 2021 г.
Разработка рабочей документации по объектам ПС 500 кВ; ЛЭП 110 кВ АГХК-ГПП-1; ЛЭП 110 кВ АГХК-ГПП-2; ЛЭП 110 кВ АГХК-ГПП-3; ПС 110 кВ ГПП-1; ПС 110 кВ ГПП-2; ПС 110 кВ ГПП-3 в рамках проекта: Амурский газохимический комплекс (ГХК) и необходимостью подготовки заявки
Заказчик: АО «НИПИГАЗ» Cроки реализации: июль 2020 г. — октябрь 2021г.
Выполнение комплекса работ по объекту «Строительство очистных сооружений с сетями канализации в п. Термальный и с. Паратунка Елизовского района Камчатского края»
Заказчик: АО «Тепло Земли» Cроки реализации: март 2019 г. – ноябрь 2020 г.
Разработка проектной документации, на реконструкцию источника теплоснабжения г. Байкальска, расположенного по адресу: Иркутская область, Слюдянский район, г. Байкальск, территория Байкальской ТЭЦ (I-этап)
Заказчик: Администрация Байкальского городского поселения Cроки реализации: декабрь 2018г. – июнь 2020г.
Выполнение комплекса работ по незавершенному объему по титулу «Строительство ПС 220 кВ Сухой Лог трансформаторной мощностью 126 МВА, строительство одноцепной ВЛ 220 кВ Пеледуй — Сухой Лог ориентировочной протяженностью 248 км, строительство двух одноцепных ВЛ 220 кВ Сухой Лог — Мамакан ориентировочной протяженностью 169,9 км каждая»
Заказчик: ПАО «ФСК ЕЭС»-МЭС Сибири Cроки реализации: май 2019г. — апрель 2020г.
Комплексное техническое перевооружение и реконструкция ПС 500 кВ Бескудниково» для нужд филиала ПАО «ФСК ЕЭС» — МЭС Центра»
Заказчик: ПАО «ФСК ЕЭС»-МЭС Центра Cроки реализации: декабрь 2018г. – март 2020г.
Комплекс работ по 6, 8 10 этапам по титулу «Реконструкция ПС 220 кВ Калининская»
Заказчик: ПАО ФСК -МЭС Сибири Cроки реализации: январь 2020 г. — июль 2021 г.
Новопортовское месторождение. Инжиниринговые услуги в рамках договора авторского надзора
Заказчик: ПАО «Гипротюменнефтегаз» Cроки реализации: февраль 2020г. — август 2021 г.
«Строительство второй ВЛ 220 кВ Минусинская опорная — Камала-1 ориентировочной протяженностью 445 км». Выполнение актов натурно-технического обследования, проектов освоения лесов и их утверждение в установленном порядке; лесных деклараций использования лесов, заполненных в соответствии с проектом освоения лесов
Заказчик: ПАО «ФСК ЕЭС»-МЭС Сибири Cроки реализации: ноябрь 2019г. — декабрь 2019г.
Выполнение изыскательских, проектных работ по строительству объекта ЛЭП 110 кВ для присоединения ПС Каменской ВЭС и ПС Сулинской ВЭС к эл. сетям в рамках проекта строительства «Каменско-Красносулинской ВЭС-Северная площадка» (ВетроПарк)
Заказчик: ООО «Второй Ветропарк ФРВ» Cроки реализации: апрель 2019г. — декабрь 2019г.
«ВЛ 220 кВ Пеледуй — Сухой Лог, ВЛ 220 кВ Мамакан — Сухой Лог с ПС 220 кВ Сухой Лог» ВЛ 220 кВ Мамакан-Сухой Лог
Заказчик: ПАО «ФСК ЕЭС»-МЭС Сибири Cроки реализации: июнь 2018г. — июль 2019г.
ПС 220 кВ Жарки с ВЛ 220 кВ и реконструкцией ПС Ново-Красноярская-220 кВ с последующим переименованием ПС Ново-Красноярская-220 кВ в ПС 220 Жарки. Корректировка проектной документации
Заказчик: Филиал АО «ЦИУС ЕЭС» — ЦИУС Сибири Cроки реализации: апрель 2017г. — август 2019г.
Новопортовское месторождение. Инжиниринговые услуги в рамках договора авторского надзора
Заказчик: ПАО «Гипротюменнефтегаз» Cроки реализации: апрель 2019г. — январь 2020 г.
Проект охранных зон по титулу «ВЛ 220 кВ Пеледуй-Сухой Лог, ВЛ 220 кВ Мамакан — Сухой Лог с ПС 220 кВ Сухой Лог». Рабочая документация
Заказчик: ПАО «ФСК ЕЭС»-МЭС Сибири Cроки реализации: сентябрь 2018г. — ноябрь 2018г.
«ВЛ 220 кВ Пеледуй — Сухой Лог, ВЛ 220 кВ Мамакан — Сухой Лог с ПС 220 кВ Сухой Лог» ПС 220 кВ Сухой Лог КОМПЛЕКТ 1. Рабочая документация
Заказчик: ПАО «ФСК ЕЭС»-МЭС Сибири Cроки реализации: апрель2018г. — октябрь 2018г.
Новопортовское месторождение ПС 110/6кВ ПСП, ПС 110/10 кВ на ПК262, на ПК 722, ПС 110/35 кВ ГТЭС. Инжиниринговые услуги в рамках договора авторского надзора
Заказчик: ООО «Газпром нефть Новый Порт» Cроки реализации: декабрь 2017г. — декабрь 2018г.
Инженерные изыскания ВЛ 500 кВ Восход-Витязь
Заказчик: Филиал АО «ЦИУС ЕЭС» — ЦИУС Сибири Cроки реализации: декабрь 2017г. — январь 2018г.
«ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС-Ростовская с расширением ПС 500 кВ Ростовская (одна линейная ячейка 500 кВ). Корректировка». Разработка рабочей документации, авторский надзор
Заказчик: ОАО «ФСК ЕЭС» — МЭС Юга» Cроки реализации: июнь2017г. — февраль 2018г.
«Реконструкция ГПП-220 (главной понизительной подстанции 220 кВ) на территории действующего завода АО «Газпромнефть-ОНПЗ». Разработка рабочей документации
Заказчик: АО «Газпромнефть-ОНПЗ» Cроки реализации: апрель 2016г. — июнь 2018 г.
«ВЛ 220 кВ Селихино — Ванино с установкой второго АТ на ПС 220 кВ Ванино» в рамках титула «ВЛ 220 кВ Комсомольская – Советская Гавань (Наименование по положительному заключению ГГЭ: ВЛ 220 кВ Комсомольская – Селихино –Ванино)». Разработка и корректировка рабочей документации, авторский надзор
Заказчик: ПАО «ФСК ЕЭС»-МЭС Востока Cроки реализации: июнь 2016г. — декабрь 2018г.
Комплексное техническое перевооружение и реконструкция подстанции 220 кВ Левобережная (корректировка). Корректировка проектной и рабочей документации, авторский надзор
Заказчик: ОАО «ФСК ЕЭС» — филиал ОАО «ЦИУС ЕЭС»-ЦИУС Сибири Cроки реализации: январь 2016г. — декабрь 2017г.
«Реконструкция ОРУ 110 кВ в составе титула «Реконструкция ПС 500кВ Тюмень». Разработка рабочей документации
Заказчик: ОАО «ФСК ЕЭС» — МЭС Западной Сибири» Cроки реализации: март 2017г. — сентябрь 2017г.
«Техническое перевооружение ПС 110 кВ «Эвихон» по объекту: «Обустройство Ваделыпского месторождения. ВЛ35 кВ от ПС 110/35/6 кВ «Эвихон» — т.вр. ВЛ 35кВ на куст скважин №58». Разработка проектной и рабочей документации
Заказчик: ООО «Газпром нефть Новый Порт» Cроки реализации: июль 2016г. — ноябрь 2017г.
«ПС 500 кВ Тюмень ОРУ-500 кВ ячейка №9 — два комплекта разъединителей типа РГ-500 и один трехфазный комплект транформатор тока типа НДКМ-500». Корректировка рабочей документации
Заказчик: Филиал АО «ЦИУС ЕЭС» — ЦИУС Западной Сибири Cроки реализации: ноябрь 2016г. — декабрь 2016г.
«Замена ошиновки ВЛ 110 кВ Вязовская-Салка 1,2 на ПС 220 кВ Вязовская». Разработка проектной документации
Заказчик: Филиал ПАО «ФСК ЕЭС» — МЭС Урала Cроки реализации: октябрь 2015г. — январь 2016 г
«Реконструкция ВЛ 220 кВ Ярославская – Тутаев, ВЛ 220 кВ Ярославская – Тверицкая. Заходы на Ярославскую ТЭС (ПГУ – 470 МВт)». Разработка проектной и рабочей документации
Заказчик: ОАО «ФСК ЕЭС» — МЭС Центра» Cроки реализации: декабрь 2014г. — декабрь 2016г.
«Комплексное техническое перевооружение и реконструкция подстанции 220 кВ Левобережная». Корректировка Проектной и рабочей документации, авторский надзор
Заказчик: ОАО «ФСК ЕЭС» — филиал ОАО «ЦИУС ЕЭС»-ЦИУС Сибири Cроки реализации: январь 2016г. — июль 2017г.
«Реконструкция ПС №733 110 кВ «Былово», замена трансформаторов 2х10 МВА на 2х40МВА, реконструкция ОРУ 110 кВ». Разработка рабочей документации
Заказчик: ОАО «МОЭСК» Cроки реализации: ноябрь 2015г. — декабрь 2015г
«Реконструкция ПС 220 кВ Калининская. Корректировка». Разработка проектной и рабочей документации
Заказчик: АО «ФСК ЕЭС» — филиал ОАО «ЦИУС ЕЭС»-ЦИУС Урала Cроки реализации: ноябрь 2015г. — декабрь 2015г.
«Курейская ГЭС- Усть-Хантайская ГЭС. Цех тепловых и электрических сетей. — ПТЭС г. Дудинка. Строительство новой воздушной линии 6 кВ от ГПП-27 ф.37 с установкой КТП-6/0,4 кВ для электроснабжения телерадиоприемного и передающего оборудования цифрового вещания». Разработка проектной и рабочей документации
«Переустройство участков ВЛ 500 кВ Южная-Тагил; Реконстркуция ВЛ 220 кВ Рябина-Южная, Южная-Первоуральская-1, Южная-Первоуральская-2. I очередь». Разработка и рабочей документации
Заказчик: ЗАО «Форум-Групп» Cроки реализации: август 2015 г. — сентябрь 2015 г.
«Строительство двухцепной ЛЭП-6 кВ и 2 БКТП. Инженерные изыскания, разработка РД
Заказчик: ПАО «Облкоммунэнерго» Cроки реализации: июль 2015г. — сентябрь 2015г.
«АСУЭ и АИИС ТУЭ по объекту ПС 110/35 кВ ГТЭС Новопортовского месторождения. Для реализации систем с учетом тех. решений ООО «НПО «МИР». Внесение изменений в рабочую документацию
Заказчик: ООО «Газпром нефть Новый Порт» Cроки реализации: июль 2015г. — декабрь 2015г.
«Реконструкция бокса № 6 цеха 35 с новым строительством трансформаторной подстанции ОАО «Тюменские моторостроители». Корректировка проектной и рабочей документации
Заказчик: ОАО «Тюменские моторостроители» Cроки реализации: август 2014г. — июнь 2015г.
«Напорный нефтепровод ЦПС Новопортовского месторождения – Мыс Каменный. Вторая нитка. Система электроснабжения”_ПС 110 кВ на ПК262, ПС 110 кВ на ПК722». Разработка проектной и рабочей документации
Заказчик: ООО «Газпром нефть Новый Порт» Cроки реализации: май 2015г. — июль 2015г.
«Бурибаевская солнечная электростанция 20 МВт: Баймакская СЭС (1 очередь), Юлдыбаевская СЭС (2 очередь). Вторая очередь — Юлдыбаевская СЭС 10 МВт». Разработка проектной и рабочей документации
Заказчик: ООО «Авелар Солар Технолоджи» Cроки реализации: май 2015г. — декабрь 2015г.
«Реконструкция ОРУ 500 кВ Ириклинская ГРЭС (реконструкция ячейки шунтирующего реактора 500 кВ)». Разработка проектной документации
Заказчик: ОАО «ФСК ЕЭС» — филиал ОАО «ЦИУС ЕЭС»-ЦИУС Урала Cроки реализации: ноябрь 2014г. — декабрь 2015г.
«Реконструкция ПС 220 кВ Острая (с заменой АТ 40 МВА и 3 МВ 220 кВ)». Разработка проектной документации
Заказчик: ОАО «ФСК ЕЭС» — филиал ОАО «ЦИУС ЕЭС»-ЦИУС Урала Cроки реализации: ноябрь 2014г. — декабрь 2015г.
«Реконструкция ПС 110/35/6 кВ Кальча». Выполнение проектно-изыскательских работ
Заказчик: ОАО «Тюменьэнерго» Cроки реализации: ноябрь 2014г. — март 2015г.
«Реконструкция бокса № 6 цеха 35 с новым строительством градирни и транс-форматорной подстанции ОАО «Тюменские моторостроители». Разработка проектной документации
Заказчик: ОАО «Тюменские моторостроители» Cроки реализации: август 2014г. — июнь 2015г.
«Обустройство объектов Новопортовского месторождения. Газотурбинная электростанция (ГТЭС)». Разработка проектной и рабочей документации
Заказчик: ООО «Газпром нефть Новый Порт» Cроки реализации: декабрь 2013г. — ноябрь 2014г.
«Реконструкция ОРУ 110 кВ с временным перезаводом ВЛ 110 кВ в подменные ячейки 19…21 с применением кабельных вставок в составе титула «Реконструкция ПС 500кВ Тюмень». Разработка рабочей документации
Заказчик: ОАО «ФСК ЕЭС» — МЭС Западной Сибири» Cроки реализации: декабрь 2013г. — февраль 2014г.
«Обустройство объектов Новопортовского нефтегазоконденсатного месторождения. ВЛ 110 кВ . ПС 110/6 кВ». Разработка проектной и рабочей документации
Заказчик: ООО «Газпром нефть Новый Порт» Cроки реализации: февраль 2014г. — ноябрь 2014г.
Источник: www.uralproject.ru
Проект электроподстанции 110/10/6 кВ
Технико-экономические показатели.
Площадь участка, га: 0,081
Площадь застройки подстанции, м2: 699,4
Общая площадь здания подстанции, в т.ч., м2: 2104
надземной части, м2: 1627,5
подземной части, м2: 476,5
Этажность, эт.: 3
Строительный объем здания подстанции, м3: 12468,1
Мощность подстанции, МВА: 2 х 63
Протяженность трассы, м: 8453
Сметная стоимость в базисном уровне цен 2001 г. (без НДС)
Всего: тыс.руб.: 441322,03
СМР тыс.руб.: 243820,19
Оборудование, тыс.руб.: 157918,15
Прочие затраты, тыс.руб.: 39583,69
в том числе:
ПИР тыс.руб.: 19740,15
возвратные суммы, тыс.руб.: 1304,82
Сметная стоимость в текущем уровне цен на июль 2006 г. (с НДС)
Всего: тыс.руб.: 1632370,33
СМР, тыс.руб.: 1053089,97
Оборудование, тыс.руб.: 438253,27
Прочие затраты, тыс.руб.: 141027,09
в том числе:
ПИР тыс.руб.: 49739,67
НДС тыс.руб.: 248679,62
возвратные суммы, тыс.руб.: 5635,17
Основное оборудование закрытой ПС № 101А и КЛ 110 кВ.
Трансформатор 110/10-6 кВ 63 МВА, шт.: 2
КРУЭ – 110 кВ типа ЕХК-0,1600 А, 31,5 кА, шт.: 7
Реактор токоограничивающий 10 кВ РБДГ 10-4000-0,18 УЗ, шт.: 2
КРУ серии ZS1, 12 кВ, 31 кА (на 6 кВ), шт.: 28
КРУ серии ZS1, 12 кВ, 31 кА (на 10 кВ), шт.: 26
Компенсирующее устройство ФМ30-310/6.6; РУОМ-300/6,6/√3 (в комплекте), шт.: 2
Компенсирующее устройство ФМ30-500/11; РУОМ-480/11/√3 (в комплекте), шт.: 2
Трансформаторы СН 630 кВА, 10/0,4 кВ, шт.: 2
Аккумуляторная батарея 8 OSP.HC 280, компл.: 1
Панели защиты, управления, силовые, компл.: 28
Архитектурные и объемно-планировочные решения:
Проектной документацией запроектировано 3-этажное кирпичное с подвалом здание электроподстанции. Размеры здания в плане — 37,28 х 18,76 м, высота до верха парапета — 16,50 м. Толщина наружных стен – 640 мм. Предусмотрены лестничные клетки типа Л1. Кровля — совмещенная, плоская рулонная. По периметру парапета запроектирован декоративный карниз, имитирующий наклонную кровлю.
Наружная отделка — мокрая штукатурка с окраской в два цвета. Цо-коль — терразитовая штукатурка.
Конструктивные и объемно-планировочные решения.
Уровень ответственности проектируемого здания – II, нормальный. Конструктивная схема здания – продольно-стеновая. Здание трансформаторной подстанции запроектировано с кирпичными стенами толщиной 640, 250 и 380 мм из обыкновенного глиняного кирпича М125, F50 на растворе М100 с отделкой фасадов штукатуркой. Стены подвала – монолитные железобетонные, бетон класса В25, F150, W6.
Толщина наружных стен — 640 мм, внутренних — 640 и 380 мм. Междуэтажные перекрытия и покрытие – монолитные железобетон-ные ребристые плиты толщиной 150 мм (бетон класса В 25), с рёбрами сечением 200 х 400 мм, шаг рёбер переменный 1,1÷2,3 м. Лестницы – сборные железобетонные ступени по металлическим косоурам. Здание оборудовано подвесными кран-балками и монорельсом грузоподъёмностью 3,2 тс.
Перегородки – кирпичные толщиной 120 мм. Пространственная жесткость и устойчивость здания обеспечивается совместной работой вертикальных несущих элементов здания и монолитных перекрытий. Расчёт здания совместно с основанием выполнен с помощью расчётного комплекса ING + 2007.
Относительная отметка 0,000 соответствует абсолютной отметке 6,660 м. Фундаменты запроектированы в соответствии с инженерно-геологическими изысканиями, выполненными на участке строительства в 2009 году. В качестве основания здания принят комбинированный свайно-плитный фундамент.
Буронабивные сваи диаметром 510 мм, длиной 22 м от поверхности планировки выполняются под защитой обсадной трубы. Расчетная нагрузка на сваи принята 110 тс, по результатам полевых испытаний буронабивных свай статической вдавливающей нагрузкой. Основанием свай служат супеси пылеватые серые с гравием и галь-кой полутвёрдые (IL = 0,14; E = 180 кг/см2). Сопряжение свай и ростверка жесткое.
Плита ростверка толщиной 500 мм. Под плитой предусмотрена бетонная подготовка толщиной 100 мм из бетона класса B 7,5 по щебеночной подготовке толщиной 300 мм. Материал свай и ростверка – бетон В25, F150, W6. Ожидаемая средняя осадка – 4,29 см. Уровень грунтовых вод зафиксирован на глубинах 2,3-3,0 м от поверхности земли.
Максимальное положение уровня грунтовых вод на абсолютных отметках 4,2÷4,8 м. Грунтовые воды слабоагрессивны по содержанию агрессивной углекислоты по отношению к бетону нормальной проницаемости. Проектом предусмотрена обмазочная гидроизоляция поверхностей соприкасающихся с грунтом, применение бетона пониженной проницаемости. Нормативная глубина промерзания грунтов 1,69 м. Проектируемое здание располагается в существующей застройке: находится на расстоянии 2,0 м от существующего здания ТП и находится на расстоянии 16,5 м от жилой застройки, до «глухой» стены общежития военного училища – 10,8 м. Обследования зданий выполнены в 2007 году. Проектом предусмотрены мероприятия, исключающие возникновение деформаций и дополнительных осадок существующего здания подстанции: усиление простенков существующего здания подстанции металличе-скими обоймами из уголков; для обеспечения устойчивости стены по оси А/1-2 установка накладок из швеллеров; устройство неразрывных напрягаемых поясов по периметру здания в уровне перекрытия и покрытия из стальных тяжей Ø32 мм, соединяемых талрепами на резьбе и сваркой со стальными уголками; на границе с существующим зданием подстанции проектом предусмотрено устройство ограждающей стенки методом «стена в грунте» длиной 21,17 м, из буросекущихся свай Ø380 мм и глубиной 9 м. Буросекущиеся сваи выполняются из бетона класса В 25, W6, F100 под защитой глинистого раствора; разработку грунта в котловане предусмотрено вести под защитой шпунтового ограждения Ларсен IV длиной 8 м.
Инженерное оборудование, сети инженерно-технического обеспечения, инженерно-технические мероприятия:
Проектной документацией предусматривается строительство понижающей подстанции ПС 11/10/6 кВ № **** и кабельная линия 110 кВ: ПС 101А – ПС «*******», ПС **** до точки «**», точка «А» – ПС «*******». Подстанция предназначена для электроснабжения потребителей центра города и снятия нагрузок с существующей подстанции № *****.
Закрытая подстанция с высшим напряжением 110 кВ содержит в одном здании все оборудование и системы защиты и управления. Ограждающие конструкции здания обеспечивают все виды безопасности — электротехническую, пожарную, экологическую, социальную и другие.
Закрытая установка электрооборудования, трансформаторов и кабельные линии локализуют в пределах одного здания магнитострикционный и вентиляторный шум трансформаторов, а также возможную утечку масла. Электромагнитные излучения на напряжении 110 кВ не превышают нормативов, как за пределами здания, так и внутри него.
Главная схема подстанции предусматривается по блочному принципу -трансформатор — линия с секционной перемычкой. Каждое присоединение подключается через защитно-коммутационный аппарат, исключающий развитие аварии.
Блочная схема повышает надежность и позволяет рассматривать каждый трансформатор, как независимый источник питания, обеспечивающий электроприемники первой категории по степени надежности. Каждый трансформатор имеет две обмотки понижающего напряжения 10 и 6 кВ, обеспечивающие распределение мощности для подпитки существующей сети на напряжении 6 кВ и формирование новой сети 10 кВ.
Эксплуатация ПС предусматривается средствами автоматизации без постоянного присутствия обслуживающего персонала. Прокладка каждой КЛ (три фазы) — в самостоятельном железобетонном лотке, ниже глубины промерзания, преимущественно в пределах проезжей части УДС. Механической защитой служит крышка лотка и твердое покрытие дорожных одежд проезда.
В комплекте с каждой КЛ 110 кВ прокладывается один кабель ВОЛС, обеспечивающий электронный в цифровом формате канал передачи информации, включая канал защиты кабеля при внутренних повреждениях (замыканиях на землю). Водоснабжение запроектировано от существующего водопровода диаметром 150 мм по двум вводам, расчетный расход — 0,5 м3/сут., гарантированный напор в месте присоединения 30,0 м.в.ст.
Расход на внутреннее пожаротушение — 10,4 л/с, количество пожарных кранов — 12 шт., наружное пожаротушение – 20 л/с. Отвод бытовых стоков в объеме 0,5 м3/сут. предусматривается в общесплавную канализацию.
Сброс бытовых сточных вод общим расходом 0,5 м3/сут., а также сброс поверхностных вод с кровли и прилегающей территории с расходом 9,2 м3/сут. и дренажных вод, предусмотрен в ближайший смотровой колодец общесплавной дворовой коммунальной канализации. Электроснабжение собственных нужд предусматривается на напряжении 0,4 кВ, от двух трансформаторов СН 10/0,4 кВ мощностью по 630 кВА.
Для электробезопасности эксплуатационного и ремонтного персонала (ОВБ и ОРБ) предусмотрены системы уравнивания и выравнивания потенциалов шага и прикосновения и заземляющее устройство, включающее естественные и искусственные заземлители, обеспечивающие переходное сопротивление менее 0,5 Ом (по технологическим требованиям). Системы связи, передачи информации, охранной, пожарной сигнализации и другие слаботочные системы запроектированы в соответствии с нормативам.
Отопление помещений подстанции предусмотрено электрическими конвекторами. Конвекторы установлены в помещениях без тепловыделений. В помещении аккумуляторных батарей конвекторы — во взрывозащищенном исполнении. Вентиляция — приточно-вытяжная с механическим и естественным побуждением. Воздухообмен рассчитан по кратностям и на ассимиляцию теплоизбытков.
Предусматриваются самостоятельные системы для помещений с различным функциональным назначением. Приточные установки – прямоточные, с электронагревом в воздухонагревателях. Для каждой камеры трансформаторов 110 кВ предусмотрены установки с двумя вентиляторами (резерв). Каждый вентилятор обеспечивает 50% расчетного расхода.
Системы в холодный период года работают с одним вентилятором и на рециркуляции 50%. В переходный период и теплый периоды — с одним вентилятором и полностью на наружном воздухе. При достижении температуры в помещениях более 350С два вентилятора каждой системы работают одновременно.
Для помещений аккумуляторных батарей предусмотрена приточно-вытяжная система вентиляции с механическим побуждением, вентиляторы во взрывозащищенном исполнении с резервом. Предусмотрена естественная вытяжная вентиляция. В приточно-вытяжных системах, обслуживающих помещения с повышенным тепловыделением от оборудования, предусмотрены резервные двигатели или вентиляторы.
Вентиляция пожароопасных помещений выполняется отдельными системами. В помещениях главного щита собственных нужд подстанции и щитов управления для ассимиляции теплопритоков от оборудования предусмотрено кондиционирование на базе «сплит-систем» фирмы «Mitsubishi Electric». При выходе из строя одной системы, обеспечивается суммарная требуемая холодильная мощность 20 кВт.
Кондиционеры работают, как на холод, так и на тепло. Приточные и вытяжные установки — производства «Systemair» (Швеция). Из помещений, оснащенных газовым пожаротушением, предусматривается удаление продуктов горения после пожара системами общеобменной вентиляции, из кабельных помещений – переносными системами вытяжной вентиляции.
Типовой проект — Проект электроподстанции 110/10/6 кВ с кабельными линиями
Источник: mosproekt.net
ПС 110 кВ «Полевая»
По заказу ПАО «Россети Юг» компания SMART ENGINEERS выполнила строительный контроль за строительством ПС 110 кВ «Полевая» с двумя трансформаторами мощностью 63 МВА и 100 МВА соответственно и двух отпаечных ВЛ 110 кВ от опоры №55 ВЛ 110 кВ Зимовники – НС3 и ВЛ 110 кВ Зимовники – Наримановская.
Об объекте
Подстанция 110 кВ «Полевая» с двумя трансформаторами общей мощностью 163 МВА обеспечивает передачу электроэнергии от 48 ветроэлектрических установок Марченковской ветроэлектростанции (ВЭС) мощностью 2,5 МВт каждая. Подстанция оснащена в рамках цифровой трансформации электроэнергетики системами телемеханизации и телесигнализации оборудования каналов связи.
О заказчике
ПАО «Россети Юг» (входит в ПАО «Россети») занимает доминирующее положение на рынке оказания услуг по передаче электроэнергии в Южном федеральном округе. Компания отвечает за транспорт электрической энергии по сетям 110 кВ и ниже на территории четырех субъектов Федерации: Ростовской, Астраханской и Волгоградской областей, Республики Калмыкия общей площадью более 334 тыс. кв. км (почти 2% территории России) с численностью населения порядка 8,1 млн человек. В состав ПАО «Россети Юг» входит более 1 220 подстанций напряжением 35-220 кВ общей мощностью 18 710 МВА и порядка 31 000 трансформаторных подстанций напряжением 6,10/0,4 кВ общей мощностью около 5 000 МВА. Общая протяженность по трассе линий электропередачи – 157 970 км.
Источник: smrte.ru
Технико-экономическое обоснование проекта ПС 110 кВ «Южная»
Технико-экономическое сравнение схем подстанции 110 кВ «Южная»
В данном разделе производится технико-экономическое сравнение двух вариантов, описанного в данном проекте.
Вариант №1. Путем строительства захода на ПС 500/220/110/10кВ «Иртыш» длиной около 4,3км в одноцепном исполнении на железобетонных опорах с подключением в рассечку ВЛ-110кВ Тобольская-Волгинская (1 -ая цепь). Требуется установка ячейки 110кВ с элегазовым выключателем на ПС «Иртыш».
Вариант №2. Путем строительства ответвления от ВЛ-110кВ Иртыш — Тобольская (3Цепь) длиной около 0,2км в одноцепном исполнении с подключением в рассечку ВЛ-110кВ Тобольская-Волгинская(1 цепь).
Эффективность инвестиционного проекта характеризуется системой показателей, отражающих соотношение затрат и результатов применительно к интересам участников проекта.
Для промышленного предприятия и инвесторов коммерческая эффективность проекта имеет первостепенное значение.
При строительстве в один этап средства на строительство отпускаются однократно. При этом предполагается, что дальнейшая эксплуатация происходит с неизменными годовыми эксплуатационными издержками И. Т.е. передаваемая мощность, а следовательно, потери энергии Э, затраты на ремонт и обслуживание и другие затраты не меняются из года в год в течение рассматриваемого срока эксплуатации.
В отечественной практике при выборе оптимального варианта проектного решения в качестве критерия используется показатель — годовые приведенные строительно-эксплуатационные расходы (затраты). Приведенные затраты (руб/год) состоят из: отчислений от капитальных вложений К на сооружение линий и подстанции; текущих эксплуатационных издержек производства — стоимости потерь электроэнергии, затрат на техническое обслуживание и ремонт, а также затрат на амортизацию С.
Определим капитальные затраты по каждому из вариантов электроснабжения по формуле:
З = Ен * К + С, (7.1)
где Ен — нормативный коэффициент экономической эффективности, зависящий от нормативного срока окупаемости капитальных вложений Ток, продолжительность которого принимается с учётом срока службы основного оборудования (10 лет).
Окончательный выбор оптимального варианта осуществляется по минимуму приведенных затрат, т.е. из вариантов проектного решения выбирается тот, который обеспечит:
Капиталовложения К при выборе оптимальных схем определяем по сметной стоимости строительства, приведенной в таблице 7.1. При этом в связи с тем, что часть сооружений подстанции были построены в 1990-х, их стоимость при расчете капиталовложений не учитывается. Стоимость капиталовложений по второму варианту приводятся к уровню 2006 г. домножением цен 1991 г. на коэффициент приведения равный для оборудования — 20, для строительно-монтажных работ — 14.
Т.е. капиталовложения по вариантам составляет: К1 = 35563,9 тыс. руб., Кп = 25719,9 тыс. руб.
Источник: studwood.net
Технические решения по строительству ПС 110 кВ «Южная» и питающих ВЛ 110 кВ
Необходимость строительства ПС «Южная» с расположением площадки в подгорной части города Тобольска вблизи от центра нагрузок диктуется следующими обстоятельствами:
• низкой надежностью электроснабжения потребителей подгорной части города, зоны исторической застройки;
• высокими потерями электрической энергии в распределительных сетях 10кВ из-за удаленности от центра питания (ведомственной ПС 35/6кВ «Фанерокомбинат»);
• низкими уровнями напряжения на выводах электроприемников потребителей.
Содержание
Введение ……………………………………………………………………….4
Электрические нагрузки и существующая сеть 110 кВ в районе размещения ПС 110 кВ «Южная» ………………………………. ……. 6
Электрические нагрузки потребителей ПС110кВ «Южная»………………………………………………………………. 6
Существующая сеть электроснабжения потребителей в районе размещения ПС 110 кВ «Южная» …………………………………….7
Технические решения по строительству ПС 110 кВ «Южная» и питающих ВЛ 110 кВ …………………………………………………….9
2.1. Варианты схемы внешнего электроснабжения………………………. 9
Выбор силовых трансформаторов …………………………………. 10
Выбор схемы подстанции ………………………………………….…12
Технические решения по строительству ВЛ 110 кВ …………….…14
Выбор сечения проводов ………………………………………..……14
Расчет токов короткого замыкания ……………………………………..17
Выбор и составление расчётной схемы электрической сети и схемы замещения ……………………………………………………………..18
Расчет параметров элементов схемы замещения …………………..20
Определение токов при симметричном трёхфазном КЗ …………. 24
Выбор высоковольтной аппаратуры ……………………………………32
Выбор трансформаторов собственных нужд подстанции …………33
Выбор ячеек РУ – 110 и РУ – 10 …………………………………….34
Выбор выключателей ………………………………………………. 36
Выбор разъединителей ……………………………………………….38
Выбор ограничителей перенапряжений …………………………….39
Выбор шин …………………………………………………………….40
Выбор изоляторов …………………………………………………….42
Выбор измерительных трансформаторов тока ……………………. 43
Выбор измерительных трансформаторов напряжения …………….46
Релейная защита и автоматика …………………………………………..48
Источники оперативного тока ……………………………………….49
Защита и автоматика трансформаторов 25 МВА …………………. 50
Защита и автоматика секционных выключателей 10 кВ …………. 50
Защита трансформаторов собственных нужд и трансформаторов дугогасящих катушек ………………………………………………. 50
Защита и автоматика линий 10 кВ …………………………………. 51
Максимальная токовая защита ……………………………………. 53
Максимальная токовая отсечка ……………………………………. 54
Автоматическое повторное включение ……………………………..55
Защита от замыканий на землю ……………………………………. 56
Автоматическая частотная разгрузка ………………………………..58
Учет электроэнергии ……………………………………………………..67
Технико-экономическое обоснование проекта ПС 110 кВ «Южная» ……………………………………………………………………………..62
Технико–экономическое сравнение схем подстанции 110 кВ «Южная»……………………………………………………………….60
Определение показателей экономической эффективности капиталовложений для выбранного варианта ………………………65
Безопасность и экологичность проекта …………………………………72
Охрана труда и техника безопасности ………………………………72
Расчет заземляющего устройства ……………………………………73
Расчет молниезащитного устройства ………………………………..76
Оценка экологичности проекта ……………………………………. 78
Заключение …………………………………………………………………..79
Список использованных источников ……………
- Электрические нагрузки и существующая сеть 110 кВ в районе размещения ПС 110 кВ «Южная» ………………………………. ……. 6
- Электрические нагрузки потребителей ПС110кВ «Южная»…………………………………………………………… …. 6
- Существующая сеть электроснабжения потребителей в районе размещения ПС 110 кВ «Южная» …………………………………….7
2.1. Варианты схемы внешнего электроснабжения………………………. 9
- Выбор силовых трансформаторов …………………………………. 10
- Выбор схемы подстанции ………………………………………….…12
- Технические решения по строительству ВЛ 110 кВ …………….…14
- Выбор сечения проводов ………………………………………..……14
- Выбор и составление расчётной схемы электрической сети и схемы замещения ……………………………………………………………..18
- Расчет параметров элементов схемы замещения …………………..20
- Определение токов при симметричном трёхфазном КЗ …………. 24
- Выбор трансформаторов собственных нужд подстанции …………33
- Выбор ячеек РУ – 110 и РУ – 10 …………………………………….34
- Выбор выключателей ………………………………………………. 36
- Выбор разъединителей ……………………………………………….38
- Выбор ограничителей перенапряжений …………………………….39
- Выбор шин …………………………………………………………….40
- Выбор изоляторов …………………………………………………….42
- Выбор измерительных трансформаторов тока ……………………. 43
- Выбор измерительных трансформаторов напряжения …………….46
- Источники оперативного тока ……………………………………….49
- Защита и автоматика трансформаторов 25 МВА …………………. 50
- Защита и автоматика секционных выключателей 10 кВ …………. 50
- Защита трансформаторов собственных нужд и трансформаторов дугогасящих катушек ………………………………………………. 50
- Защита и автоматика линий 10 кВ …………………………………. 51
- Максимальная токовая защита ……………………………………. 53
- Максимальная токовая отсечка ……………………………………. 54
- Автоматическое повторное включение ……………………………..55
- Защита от замыканий на землю ……………………………………. 56
- Автоматическая частотная разгрузка ………………………………..58
- Технико–экономическое сравнение схем подстанции 110 кВ «Южная»…………………………………………………………… ….60
- Определение показателей экономической эффективности капиталовложений для выбранного варианта ………………………65
- Охрана труда и техника безопасности ………………………………72
- Расчет заземляющего устройства ……………………………………73
- Расчет молниезащитного устройства ………………………………..76
- Оценка экологичности проекта ……………………………………. 78
Список использованных источников ………………………………………80
1.Обоснование необходимости строительства ПС 110/10кВ «Южная» в подгорной части города Тобольска.
Необходимость строительства ПС «Южная» с расположением площадки в подгорной части города Тобольска вблизи от центра нагрузок диктуется следующими обстоятельствами:
• низкой надежностью электроснабжения потребителей подгорной части города, зоны исторической застройки;
• высокими потерями электрической энергии в распределительных сетях 10кВ из-за удаленности от центра питания (ведомственной ПС 35/6кВ «Фанерокомбинат»);
• низкими уровнями напряжения на выводах электроприемников потребителей.
• плохим техническим состоянием оборудования ПС 35/6кВ «Фанерокомбинат» и ПС 6/10кВ «Связи» (построена по временной схеме с одним трансформатором и одной секцией шин 10кВ);
• необходимостью разгрузки оборудования ПС 35/10кВ «Городская» и ПС 110/35/10кВ «Тобольская»;
• отсутствием возможности резервного электроснабжения потребителей подгорной части города Тобольска;
• отсутствием возможности резервного электроснабжения потребителей, запитанных с шин ПС 35/10кВ «Городская», от других источников по сети 10кВ;
• повышение конкурентоспособности Тобольских электрических сетей и ОАО «Тобольские межрайонные электрические сети» на рынке сбыта электроэнергии.
Источник: www.myunivercity.ru