Подключение подстанции к сетям

Особенности установки и подключения трансформаторных подстанций Бесплатная юридическая консультация: Электрическая энергия – это то, без чего невозможно представить современную жизнь..

Особенности установки и подключения трансформаторных подстанций


Бесплатная юридическая консультация:

Электрическая энергия – это то, без чего невозможно представить современную жизнь. И если отсутствие электричества на том или ином участке не позволяет последнему стать частью единой энергетической сети, то монтаж трансформаторной подстанции – это обязательный этап работ, который предстоит осуществить для того, чтобы объект смог занять свое место среди существующих потребителей электроэнергии.

Оглавление:

Строительство подстанций

Работы, подразумевающие строительство электрических подстанций, всегда связаны с монтажом сложного силового оборудования и вспомогательных модулей, предназначенных для обеспечения бесперебойной работы всей установки. И если небольшие объекты электроснабжения монтируются довольно быстро и без особых сложностей (хотя, их монтаж требует обязательного участия квалифицированных специалистов), то комплексные трансформаторные подстанции (КТП) могут быть установлены только силами специализированных электромонтажных организаций. Это объясняется очень просто: новые трансформаторные подстанции должны устанавливаться с соблюдением целого ряда требований электротехнической безопасности, а по окончании монтажных работ соответствующие специалисты обязаны произвести комплексную проверку всего оборудования на предмет его работоспособности. В ходе подобных проверок производятся необходимые электротехнические измерения и анализируется защищенность рабочих модулей от непредвиденных аварийных ситуаций.

Монтаж

Как вы, наверняка, уже успели понять: монтаж трансформаторной подстанции – это процесс, требующий применения соответствующих наработок, утвержденных расчетов, специализированного оборудования и безошибочных знаний, основанных на практическом опыте.


Бесплатная юридическая консультация:

Все работы начинаются с правильной подготовки строительной площадки: разметка участка, подготовка основания под фундамент и т. д. При этом, если трансформаторные подстанции планируется устанавливать внутри специально оборудованного помещения, то монтажные работы следует начинать только после полного окончания работ строительных.

Если речь идет об установке БКТП (блочные комплектные трансформаторные подстанции), то их установка осуществляется в несколько этапов (каждый этап подразумевает монтаж очередного блока). По завершении электромонтажных работ каждый блок проверяется на предмет надежности креплений и на предмет работоспособности оборудования при различных режимах нагрузки. Вместе с этим проводятся комплексные контрольно-измерительные испытания установки.

Подключение

Комплексные трансформаторные подстанции (впрочем, это относится ко всем типам электрических подстанций) могут иметь различные схемы подключения. Какая именно схема будет использована в каждом конкретном случае – определяется на стадии проектирования будущей ТП. Тип выбранного подключения зависит от того, какую мощность и взаимное расположение имеет оборудование, входящее в комплект установки:

  • глухое – применяется для трансформаторов, располагающихся в одном помещении и находящихся в пределах нескольких метров от выключателя;
  • подключение с разъединителем и предохранителем – подходит для подстанций малой мощности;
  • схема с выключателем нагрузки – подходит для оборудования, работающего на высоких мощностях;
  • схема с выключателем нагрузки и предохранителем – подходит для промышленных подстанций.

Специализированные электромонтажные компании работают с различными схемами подключения и с любыми типами трансформаторных подстанций. Поэтому, нанимая подрядчика для установки ТП, следует обращаться только в проверенные и профессиональные компании.

Источник: http://center-energo.com/articles/osobennosti_ustanovki_i_podklyucheniya_transformatornyih_podstantsiy


Бесплатная юридическая консультация:

Способы присоединения подстанций к электрической сети

Требования к схемам электрических сетей

При построении схем систем передачи и распределения электроэнергии решаются основные задачи выбора схем выдачи мощности новых (реконструируемых) электростанций, мест размещения новых подстанций и схем их присоединения к существующим (проектируемым) сетям, схем электрических соединений электростанций и подстанций, мест размещения компенсирующих и регулирующих устройств.

К схемам электрических сетей предъявляются следующие требования:

1. Обеспечение необходимой надежности. Имеются два принципиальных подхода к оценке надежности схем сетей. Первый опирается на нормативные документы, в которых все электроприемники по требуемой степени надежности разделяются на три категории.

В соответствии с ПУЭ электроприемники разделяются на три категории. К наиболее ответственным электроприемникам I категории отнесены такие, перерыв электроснабжения которых может повлечь за собой опасность для жизни людей, повреждение дорогостоящего оборудования, массовый брак продукции, расстройство сложного технологического процесса, нарушение функционирования особо важных элементов коммунального хозяйства. Электроприемники I категории должны иметь питание от двух независимых взаимно резервирующих источников питания. При этом перерыв их электроснабжения может быть допущен лишь на время автоматического восстановления питания от другого источника. Из состава электроприемников I категории выделена особая группа электроприемников, бесперебойная работа которых необходима для безаварийного останова производства с целью предотвращения угрозы для жизни людей, взрывов, пожаров и повреждения дорогостоящего основного оборудования. Для таких электроприемников должно предусматриваться дополнительное питание от третьего независимого взаимно резервирующего источника, в качестве которого могут быть использованы местные электростанции, аккумуляторные батареи и т. п.


Бесплатная юридическая консультация:

К электроприемникам II категории отнесены те, перерыв электроснабжения которых приводит к массовому недоотпуску продукции, массовым простоям рабочих, механизмов, нарушению нормальной деятельности значительного количества городских и сельских жителей. Электроснабжение этих электроприемников рекомендуется обеспечивать от двух независимых взаимно резервирующих источников питания. При этом для них допустимы перерывы электроснабжения на время, необходимое для включения резервного питания действиями оперативного персонала. Питание электроприемников данной категории допускается по одной воздушной линии, либо по одной кабельной линии с двумя и более кабелями, либо через один трансформатор, если обеспечена возможность проведения аварийного ремонта в ней или замены повредившегося трансформатора из централизованного резерва за время не более 1 суток.

Остальные электроприемники отнесены к III категории. Их электроснабжение может выполняться от одного источника питания, если время для ремонта или замены поврежденного элемента системы электроснабжения не превышает 1 суток.

Второй подход предполагает экономическую (количественную) оценку ущерба от недоотпуска электроэнергии. Его рекомендуют использовать, прежде всего, в тех случаях, когда сравниваемые варианты схем сети существенно отличаются по надежности электроснабжения, а также для оценки эффективности мероприятий, направленных на повышение надежности. Недостаток такого подхода заключается в неоднозначности численных значений удельных ущербов от недоотпуска электроэнергии потребителям, несмотря на то, что их определению посвящено достаточно большое количество научных работ.

2. Обеспечение нормируемого качества электроэнергии. Действующий стандарт на качество электроэнергии устанавливает нормативные допустимые отклонения напряжения на зажимах электроприемников ± 5 % и предельно допустимые отклонения напряжения ± 10 % . Вероятность появления отклонений напряжения между нормативно допустимыми и предельно допустимыми не должна превышать 0,05.

3. Достижение гибкости сети. Здесь подразумевается два аспекта. Первый предполагает, что схема сети должна быть приспособлена к обеспечению передачи и распределения мощности в различных режимах, в т. ч. послеаварийных, при отключении отдельных элементов. Второй аспект выражает требование создания такой конфигурации сети, которая позволяет ее последующее развитие без существенных изменений созданной ранее сети.


Бесплатная юридическая консультация:

4. Максимальное использование существующих сетей. Это требование сочетается с предыдущим (гибкость сети) и отражает то, что сеть должна представлять динамически развивающийся объект.

5. Обеспечение максимального охвата территории. Сущность этого требования заключается в том, что конфигурация сети должна позволять подключение к ней всех потребителей, расположенных на данной территории, независимо от ведомственной подчиненности и форм собственности.

6. Обеспечение оптимальных уровней токов короткого замыкания. В схеме сети с одной стороны токи короткого замыкания должны быть достаточны по значению для реагирования на них устройств релейной защиты, а с другой – ограничены с целью возможности использования выключателей с меньшей отключающей способностью. Для ограничения токов короткого замыкания рассматривается комплекс путей: применение трансформаторов с расщепленными обмотками и токоограничивающих реакторов, секционирование основной сети энергосистемы, шин электростанций и подстанций и др.

7. Обеспечение возможности выполнения релейной защиты, противоаварийной и режимной автоматики. Данное требование связано с оптимизацией токов короткого замыкания и различными допустимыми режимами.

8. Создание возможности построения сети из унифицированных элементов. Применение унифицированных элементов линий электропередачи и подстанций позволяет снизить стоимость сооружения проектной схемы сети. Поэтому целесообразно применять технически и экономически обоснованное минимальное количество схем новых решений.


Бесплатная юридическая консультация:

9. Обеспечение условий охраны окружающей среды. Это требование при построении схемы сети может быть выполнено за счет уменьшения отчуждаемой территории путем применения двухцепных и многоцепных линий, в т. ч. повышенной пропускной способности, простых схем подстанций и т. п.

При построении схем используется большое многообразие конфигураций электрических сетей. Условно их можно разделить на радиальные (радиально-магистральные) и замкнутые. В схемах радиальных сетей (рис. 14.1) узлы нагрузки получают ЭЭ от одного центра питания ЦП. При этом к одноцепной линии может быть подключен только один узел нагрузки (рис. 14.1, а) или несколько узлов нагрузки (рис. 14.1, б). Линия может быть разветвленная (рис. 14.1, в). В распределительных сетях 6–20 кВ центр питания может быть соединен с распределительным пунктом РП, от которого уже отходят линии непосредственно к узлам нагрузки (рис. 14.1, г). Между ЦП и РП может быть проложено две цепи. В этом случае сеть превращается в частично резервируемую (рис. 14.1, д).

Радиальные сети ввиду их простоты оказываются наиболее дешевыми, но в то же время они обеспечивают наименьшую надежность электроснабжения. Поэтому они используются обычно для питания узлов нагрузки небольшой мощности, а также в случае возможности резервирования по сети низшего напряжения.

Для повышения надежности электроснабжения используют двойные радиальные сети. Так же как и в одинарных радиальных сетях, к ним может быть подключен один узел нагрузки (рис. 14.1, е), несколько узлов (рис. 14.1, ж). Сеть может быть выполнена разветвленной (рис. 14.1, з). В такой сети обеспечивается резервирование питания потребителей. Линии такой сети могут быть выполнены на двухцепных опорах либо в виде двух цепей на отдельных опорах. В зависимости от схем подключения подстанций в нормальном режиме линии могут работать параллельно либо раздельно.

В схемах замкнутых сетей узлы нагрузки могут получать питание с двух и более сторон (ЦП, источников). Применяют замкнутые сети кольцевой конфигурации, выполненные одинарными (рис.14.2, а) или двойными (рис. 14.2, б), подключенными к одному центру питания, что является некоторым их недостатком. Он устраняется в замкнутой одинарной (рис. 14.2, в) или двойной (рис. 14.2, г) сети, которая получает питание от двух ЦП. Еще большую надежность имеет узловая сеть (рис. 14.2, д), в которой подстанции и могут получать питание от трех ЦП. К более сложным относятся многоконтурные сети, отдельные участки которых могут выполняться одиночными либо двойными линиями (рис. 14.2, е) или полностью двойными линиями (рис. 14.2, ж).


Бесплатная юридическая консультация:

В заключение заметим, что при построении схем сетей следует стремиться по возможности применять простые типы конфигураций, но обеспечивающие требуемую степень надежности, например, такие как двойные радиальные (рис. 14.1, ж, з), одинарная и двойная с питанием от двух ЦП (рис. 14.2, в, г).

Конфигурация сети (рис. 14.1, рис. 14.2) является основой для выбора способа подключения подстанций. В радиальных сетях к одной линии может быть присоединена одна подстанция (рис. 14.3, а), несколько подстанций в виде ответвлений (рис. 14.3, б) или с заходом линии на каждую подстанцию (рис. 14.3, в). В радиальных сетях с параллельными линиями также может быть присоединена одна подстанция (рис. 14.3, г), несколько подстанций в виде ответвлений одновременно от двух линий (рис. 14.3, д) или с заходом общих линий на каждую подстанцию (рис. 14.3, е).

В сетях замкнутой конфигурации к линии между двумя центрами питания подстанции могут присоединяться в виде ответвлений (рис. 14.3, ж) либо с заходом линии на подстанции (рис. 14.3, з). Во втором случае каждая из подстанций превращается в проходную с возможностью транзита мощности в ту или другую сторону. При наличии двойных параллельных линий между двумя центрами питания подстанции могут подключаться в виде ответвлений от каждой линии (рис. 14.3, и). И при питании не менее чем по трем и более линиям с заходом их на подстанцию она превращается в узловую (рис. 14.3, к, л).

Способ присоединения подстанции к сети существенно влияет на ее схему электрических соединений, количество необходимых коммутационных аппаратов, другого электротехнического оборудования и, как следствие, на удобство эксплуатации и технико-экономические показатели сети.

194.48.155.252 © studopedia.ru Не является автором материалов, которые размещены. Но предоставляет возможность бесплатного использования. Есть нарушение авторского права? Напишите нам | Обратная связь.

Отключите adBlock! и обновите страницу (F5)очень нужно

Бесплатная юридическая консультация:

Источник: http://studopedia.ru/3_84266_sposobi-prisoedineniya-podstantsiy-k-elektricheskoy-seti.html

Схема и конструкция трансформаторной подстанции

Электрические сети сегодня, как паутина, опутывают все населенные пункты. По ним в дома и на предприятия поступает энергия, необходимая для работы различного оборудования, освещения, функционирования систем климат-контроля и другой техники. Однако, современные приборы весьма чувствительны к скачкам напряжения и если в вашей сети такие ситуации случаются часто, то приходится искать способы их устранения. Для этого используется специальное оборудование, которое входит в устройство подстанции трансформаторной. Применяется оно для городских районов, хозяйственных объектов и других потребителей.

Область их применения

В современном обществе ни одна отрасль промышленности и народного хозяйства не обходится без электричества. Оно необходимо для создания комфортных условий для жителей городов и сел, работы различного рода оборудования и техники. Но для того, чтобы обеспечить электроэнергией районы, удаленные от основных сетей, используют трансформаторные подстанции.

Область применения таких установок включает в себя самые различные объекты:

  • Сельскохозяйственные комплексы;
  • Предприятия;
  • Строительные площадки;
  • Железнодорожные;
  • Метрополитен;
  • Шахты;
  • Дачные поселки.

Виды подстанций и их особенности

Электрификация населенных пунктов и объектов, находящихся далеко от них является обязательным условием их функционирования. Но поскольку в электросетях очень часто случаются скачки напряжения, то подключенное к ним оборудование может выйти из строя. Избежать этого помогают трансформаторные подстанции – это здание или сооружение внутри которых размещается оборудование. Электроустановки, основным назначением которых является преобразование и распределение энергии между потребителями.


Бесплатная юридическая консультация:

В состав таких подстанций включены следующие элементы:

  • Силовые трансформаторы;
  • Устройства управления и распределения напряжения;
  • Вспомогательные детали и конструкции.

Классификация электроустановок осуществляется с учетом производимой ими работы. Они делятся на два класса:

Первые служат для повышения входного напряжения. Трансформатор такой подстанции имеет первичную обмотку с меньшим количеством витков, чем у вторичной.

Понижающие подстанции используются в случае необходимости уменьшения входного напряжения. В них используются трансформаторы, у которых количество витков первичной обмотки больше, чем у вторичной.

Смотрим видео, устройство и описание характеристики комплексной подстанции:


Бесплатная юридическая консультация:

Кроме функционального назначения подстанции отличаются и по способу изготовления. Они могут поставляться в виде отдельных блоков, которые затем собираются в единое целое на месте установки. Каждый элемент такой конструкции является полностью подготовленным к сборке. Исходя из этого параметра, трансформаторная подстанция может относиться к движимому или недвижимому имуществу.

Также производятся и комплексные установки. Этот тип оборудования представляет собой металлическую или бетонную конструкцию, внутри которой расположены рабочие узлы. Такие модели поставляются в собранном виде и находят самое широкое применение во всех сферах жизни и деятельности человека. Срок эксплуатации трансформаторной подстанции составляет около 25 лет.

Комплексные электроустановки могут отличаться по следующим критериям:

  1. Типу конструкции;
  2. Количеству трансформаторов;
  3. Способу ввода и вывода;
  4. Подсоединению к сети;
  5. Месту установки.

В зависимости от первого параметра подстанции бывают мачтовыми, которые устанавливаются на специальных опорах, а также подземными и выполненными в виде шкафов или киосков. В них может находиться один или два трансформатора.

Подключение трансформаторных подстанций осуществляется различными способами:


Бесплатная юридическая консультация:

При этом ввод-вывод может быть воздушным или кабельным. В зависимости от места установки комплексные подстанции подразделяются на:

В первых применяются трансформаторы, имеющие масляное охлаждение.

Конструктивные особенности оборудования

Для того, чтобы правильно выбрать электроустановку необходимо четко представлять ее устройство и принцип работы. При транспортировке электроэнергии на большие расстояния происходит повышение-понижение напряжения, вызванное необходимостью снижения тепловых потерь в линии. Но для потребителя такие значения являются неприемлемыми, поэтому приходится использовать трансформаторные подстанции, которые повышают или понижают напряжение до потребляемого в 380 или 220 В.

В такие установки входят несколько объектов:

  • Силовые трансформаторы;
  • Распределительное устройство РУ;
  • Автоматическая защита и управление;
  • Вспомогательные конструкции.

Производится все оборудование на заводах и доставляется в место назначения в собранном или блочном виде.


Бесплатная юридическая консультация:

В качестве защитных устройств в конструкцию подстанции включены разрядники. Они воздействуют на отключение оборудования и снижение нагрузки. Все элементы собраны в единую установку.

Схема трансформаторной установки

Решения по этому вопросу обычно принимаются с учетом системы электроснабжения объекта и перспектив его развития. Разрабатывая схему трансформаторной подстанции, производитель стремиться сделать ее максимально проще, чтобы количество коммутационных аппаратов было минимально возможным. Для этого применяются устройства автоматики.

Основными положениями для энергоустановок всех напряжений можно считать:

  • Использование шин одной системы;
  • Применение блочных схем;
  • Установка автоматических систем и телемеханики.
В подстанциях, где установлена пара трансформаторов, предусматривается раздельная их работа, что позволяет снизить токи КЗ. Кроме того, у них упрощенная коммутация и эффективная релейная защита на вводах.

Устройства с длительной параллельной работой используются редко. Но все же иногда такой подход является целесообразным. При таком решении понижающие трансформаторы работаю параллельно и при нарушении одной цепи выключатель автоматически отключается.

Но в большинстве случаев все же рекомендуется использовать раздельную работу. Разрабатывая такие схемы подстанций необходимо выбирать коммутационные аппараты с учетом назначения установки и ее мощности. Причем последний из перечисленных параметров должен соответствовать потребностям пользователей.


Бесплатная юридическая консультация:

Выбор мощности

При проектировании электроустановки необходимо подобрать оборудование под расчетную нагрузку. При этом для выбора мощности прибора могут использоваться различные методики. А кроме того, следует опираться на нормативную документацию.

Обычно в подстанциях используются масляные трансформаторы и их количество зависит от категории объекта. Обычно для 1 и 2-ой используют двухтрансформаторные подстанции, а для 3-ей – установки с одним.

Мощность прибора обычно выбирается с учетом его перегрузочной способности в режиме аварии. Для этого сравнивается полная мощность подстанции с допустимой для различных видов потребителей нагрузкой. Расчеты выполняются по специальным формулам. В них используются значения дневной и вечерней нагрузок, а также коэффициент одновременности, зависящий от числа потребителей.

Например, для небольшого населенного пункта можно ограничиться подстанцией с трансформаторами мощностью до 63 кВА. Но только в случае, если в них преобладает коммунально-бытовая нагрузка. В противном случае потребуется более мощная электроустановка.

Особенности и сроки эксплуатации

Выбор любой системы электроснабжения должен выполняться в соответствии с планируемыми нагрузками. И в этом случае многие предпочитают перестраховаться, чем выбрать установку впритык.


Бесплатная юридическая консультация:

В действительности возможны ситуации, в которых даже самая экономичная подстанция будет загружаться только частично. Это связано со спецификой изготовления оборудования. Так как трансформаторные электроустановки производятся с учетом неблагоприятных условий эксплуатации.

Например, большинство подстанций рассчитаны на работу при температуре от +40 до -40°C, но такие показатели являются довольно редкими для средней полосы. Да и аварии случаются в электросетях не столь часто. Поэтому срок службы даже самой маломощной трансформаторной подстанции составляет 25 лет, как заявляет производитель, даже если ей иногда придется работать в критических условиях.

Но чтобы оборудование использовалось эффективно его монтаж должны производитель специалисты. При этом на территории, где оно устанавливается должна быть безопасная окружающая среда с отсутствием тряски и вибраций.

Источник: http://generatorvolt.ru/ehlektrogenerator/skhema-i-konstrukciya-transformatornojj-podstancii.html

Как подключиться к энергосистеме и запитать предприятие?

Принятие технических решений по электроснабжению начинается с утвержденного технологического задания на строительство завода (объекта) определенного состава; организацию производства; строительство цеха, отделения, участка.


Бесплатная юридическая консультация:

По этим данным оценивают параметры электропотребления, опираясь, в частности, на комплексный метод расчета электрических нагрузок, и готовят материалы для получения технических условий на технологическое присоединение.

Сведения для выбора способа подключения

  1. особенности энергосистемы и вероятных мест технологического присоединения к сетям электроснабжающей организации (соображения о 6УР);
  2. данные по объектаманалогам и месту строительства.

Определяющими на начальном этапе являются значение расчетного максимума нагрузки Рр = Ртах и число часов использования максимума, связанных с электропотреблением А = Ртах*Ттах.

Материалы для окончательного выбора схемы электроснабжения

  1. генеральный план завода с размещением основных и вспомогательных производственных зданий и сооружений, основных подземных и наземных коммуникаций;
  2. данные по электроемкости, удельным расходам электроэнергии, составу и характеру электрических нагрузок и электроприемников как технологических механизмов, так и вспомогательных устройств цехов и сооружений завода с выделением энергоемких агрегатов;
  3. перечень объектов основного производственного, обслуживающего и подсобного назначения, энергетического хозяйства, включая сети и сооружения водоснабжения и канализации с указанием производственных показателей и объемнопланировочных архитектурных решений, сменности работы, структуры управления;
  4. данные по характеру производства, условиям пожаро и взрывоопасное™, включая температуру, влажность, запыленность, агрессивность выделяемых веществ, загрязнение атмосферы и фунта;
  5. требования к надежности электроснабжения отдельных производств, цехов, агрегатов и механизмов с выделением электроприемников особой группы первой категории по надежности электроснабжения;
  6. данные по нагрузкам сторонних потребителей (субабонентов), подключаемых к заводским сетям;
  7. геологические и климатические данные, включающие в себя: характер фунта в различных районах площадки завода, его состав, состояние, температуру, удельное тепловое и электрическое сопротивления; глубину промерзания фунта, уровень фунтовых вод, расчетную температуру почвы в зонах прокладки электрических коммуникаций, высоту площадки завода над уровнем моря, сейсмичность;
  8. метеорологические условия, включающие в себя количество грозовых дней в году; скорость ветра; влажность; гололедность; максимальную, минимальную и среднюю температуры воздуха; наличие и характер загрязненности воздуха пылью, химически активными газами и парами, естественную освещенность;
  9. основные чертежи (планы и разрезы) цехов и сооружений завода с установкой технологического и вспомогательного оборудования;
  10. основные архитектурностроительные чертежи зданий и сооружений завода;
  11. данные по силовому электрооборудованию (паспорта основных афегатов, в том числе электрические расчеты привода) и электроосвещению объектов завода;
  12. сведения по организации электроремонта, возможности кооперации и специализации (в том числе по трансформаторномасляному хозяйству);
  13. схема примыкающего района энергосистемы с характеристиками источников питания и сетей (внешнего электроснабжения);
  14. данные по токам и мощности короткого замыкания на шинах источников питания; характеристика места присоединения (трансформатор и выключатель; магистральное, радиальное или концевое присоединение и параметры ЛЭП); требования к компенсации реактивной мощности со стороны энергосистемы, к устройствам релейной защиты, автоматики, связи и телемеханики.

Реальное принятие решений требует учета этих данных и самых различных технических, организационных, экономических, социальных и иных факторов. Но ценологические ограничения не дают возможности на стадиях формирования инвестиционного замысла, разработки обоснования инвестиций, тендера и бейсикпроекта получить все указанные материалы.

Квалификация специалиста электроснабженца определяется опытом и способностью принять лучшее решение, опираясь на имеющиеся сведения и оценивая значимость недостающих данных с точки зрения возможного изменения схемы и условий поставки оборудования в будущем.

Предварительные параметры электропотребления дают основание идентифицировать предприятие по электрической нагрузке и сформулировать предложения по 6УР. Для мини предприятий 2П6УР, электроснабжение которых осуществляется на напряжении до 1 кВ, выбор напряжения производится в исключительных случаях, как и для мелких предприятий ЗП6УР, для электроснабжения которых необходима установка одного или нескольких трансформаторов на напряжении 6, 10, 20 кВ.


Бесплатная юридическая консультация:

Напряжение 2УР для мини потребителей принимается, как и для всех других близлежащих потребителей: оно может быть наиболее распространенным (380/220 В), устаревшим и ликвидируемым (220/127 В), считающимся перспективным (660/380 В), редким (500 В) или каким-либо вообще нестандартным.

Это же относится к электроснабжению мелких предприятий, для которых выбор высокого напряжения трансформатора определяется напряжением 6, 10, 20 кВ ближайшим (питающим) РП. При сдаче «под ключ» мелких и минипредприятий, в частности инофирмами (это же относится к отделениям и участкам средних и крупных предприятий), возможно установка оборудования с различным напряжением. Это требует установки переходных трансформаторов для обеспечения питания отдельных приемников или их групп, порождает трудности организации электроремонта.

Предложения (проектные проработки) по 6УР для средних, где необходимо формирование 4УР и возможен выход на оптовый рынок, и крупных 5П6УР предприятий связаны с особенностями субъектов электроэнергетики, к сетям или к генерирующим мощностям которых подключено предприятие напряжением 660 В целесообразно для предприятий с большой удельной плотностью электрических нагрузок, необходимостью по технологическим условиям отдалять подстанции ЗУР, наличием большого количества двигателей (более 100 до 630 кВт).

Основными параметрами, определяющими конструктивное выполнение элементов и построение высоковольтной сети 35 — 220 кВ, для линий электропередачи являются:

  1. номинальное напряжение,
  2. направление (откуда и куда осуществляется транзит электроэнергии)
  3. протяженность,
  4. количество цепей,
  5. сечение провода;

Для подстанций:


Бесплатная юридическая консультация:

  1. сочетание номинальных напряжений,
  2. количество и мощность трансформаторов,
  3. схема присоединения к сети высшего уровня и компенсация реактивной мощности.

Из принятого ряда номинальных напряжений электрических систем (табл. 3.1) в нашей стране сложились две системы напряжений электрических сетей 110 кВ и выше: 110 — 220—500 кВ, достаточная для основных сетей нашей страны вплоть до середины 1980х гг.; 110 (154) —330—750 кВ, не получившая своего развития и вызывающая нарекания.

В свое время выбор рационального напряжения системы внешнего электроснабжения выполнялся в каждом проекте промышленного предприятия. Использовались обычно эмпирические формулы, применявшиеся:

Полученное расчетное значение напряжения округляют в большую сторону, ориентируясь на увеличение загрузки во времени.Сети напряжением ПО кВ являются основными распределительными сетями энергосистем, питающими крупные предприятия особо крупные имеют ввод на 220 и 330 кВ). По мере развития и роста напряжений электрических сетей, роста нагрузок потребителя растет и напряжение сети, предназначенной для распределения электроэнергии. Для потребителя на практике уже встречаются случаи, когда напряжение 110 и 220 (330) кВ выступает распределительным, замещающим 10 кВ. Развитие электрических сетей напряжением ПО кВ и выше характеризуется сетевым коэффициентом, составлявшим в бывшем СССР 1,74 км/МВт, и плотностью (отношение протяженности сетей и площади территории) электрических сетей 0,064 км/км2 (в США — соответственно 0,77 и 0,052).

Решение вопросов электроснабжения предприятия, связанных с присоединением их к сетям напряжением 110 кВ и выше, должно учитывать общие технические принципы построения сети на далекую перспективу, учитывать результаты развития электроэнергетики.

Долгосрочные исследования содержат большую неопределенность исходной информации, экстраполяционные методы прогноза становятся неприемлемыми. В большей степени возникает необходимость в профессиональнологическом анализе, оценивающем изменение технологии, уровни и размещение электрических нагрузок, изменение техникоэкономических критериев. На предприятиях следует резервировать коридоры для прохождения воздушных или кабельных ЛЭП, места для сооружения подстанций и подъезды для транспортирования трансформаторов.


Бесплатная юридическая консультация:

Выбор проводников производится по нагреву, экономической плотности тока и условиям короны. При оценке различных вариантов электроснабжения нужно нагрев и плотность рассматривать в связи с величиной напряжения, которое необходимо для передачи ожидаемой расчетной мощности. Но все это, опирающееся (в пределе) на первую научную картину мира, фактически вероятностно (не строго) меняется вместе с изменением соотношения стоимости цветного металла, тарифа на электроэнергию, затрат на строительство и эксплуатацию.

Годовое число часов использования максимума активной нагрузки, принимаемого при выборе S, меньше и составляет 0,77S, характеризующего РТАХ каждой из подстанций 5УР и 4УР. Ориентировочно может быть принята плотность тока /эк = 1,1 А/мм2 для алюминиевых и сталеалюминиевых проводов при числе часов использования максимума нагрузки в год 3 000…и coscp = 0,9.

Предельная длина линий, определенная техникоэкономическими расчетами при потере напряжения 10 %, составляет, например, 32 км при передаче мощности 10 МВт на напряжении 36,7 кВ; 75 км при передаче мощности 50 МВт на напряжении 115 кВ.

При оценке перспективы следует ориентироваться на уменьшение нормированного значения плотности тока с 1,0… 1,2 до 0,8 А/мм2, что уменьшит потери (тарифы на электроэнергию на обозримое время будут расти). При решении вопросов электроснабжения крупного предприятия следует избегать сближения смежных напряжений. Это увеличивает обобщенный коэффициент трансформации (ОКТ) и ведет к усложнению режимов и увеличению потерь электроэнергии. Значение ОКТ в сетях напряжением 110 кВ и выше достигло 2,5 кВ/А на 1 кВт установленной мощности электростанций. Если для промышленности принять ОКТ как отношение мощности трансформаторов, установленных на предприятии, к заявленной мощности, то он составит 4… 7, что не может быть признано нормальным. Следует избегать трансформаций с коэффициентом 1,5…2,0 (например, 220/110 кВ, 330/220 кВ). Для энергоемких производств целесообразнее сооружение ГПП 220/10 кВ.

Примерно 25 % воздушных линий (ВЛ) по протяженности выполняются двухцепными в сетях напряжением 110 кВ, 17 % — в сетях напряжением 220 кВ; ВЛ в сетях 330 кВ выполняются одноцепными.


Бесплатная юридическая консультация:

При радиальной конфигурации электроснабжения ГПП предприятий двухцепные линии применимы, если потребителей 1й категорией можно обеспечить электроэнергией по линиям напряжением 10 кВ (в отдельных случаях — по 0,4 кВ) от ГПП и РП, подключенных к другой двухцеп ной линии. С точки зрения надежности две одноцепные ЛЭП предпочтительнее, но они требуют большего коридора. Средневзвешенное сечение проводов для ВЛ напряжением 110 кВ составляет около 150 мм2 и может быть рекомендовано 120… 185 мм2, для ВЛ напряжением 220 кВ — соответственно 240 и 300 мм2.

В предварительных расчетах следует ориентироваться на оптимальный уровень короткого замыкания, который не должен превышать для сети напряжением 110 кВ 31 кА, для сети напряжением 220 (330) кВ — 40 кА.

Способы подключения предприятий к энергосистеме

Следует различать два принципиальных случая подключения предприятия к энергосистеме: к подстанции (или главному распределительному устройству ТЭЦ на генераторное напряжение) и к линии электропередачи (ЛЭП). Присоединение к подстанции осуществляется через выключатель Q по одной из схем, представленных на рис. 3.1.

Наиболее распространены схемы 7 и 2. При трех и более системах (секциях) шин возможно более надежное электроснабжение потребителя: выключатель Q после его оперативного отключения через разъединитель присоединяется к нужной секции. При наличии обходной системы шин (схема 5) потребитель при отключении Q может питаться через обходной выключатель Qly предназначенный для внутристанционных переключений.

Присоединение предприятия к ЛЭП определяется конфигурацией (топологией) электрической сети, зависящей от географических условий, плотности и распределения электрических нагрузок. Возможные основные варианты схем присоединения представлены на рис. 3.2. Радиальная одинарная или двойная линия может, сделав кольцо, подключиться к тому же источнику питания (ИП). Возможны узловые схемы, при которых ИП больше чем два и линий больше чем три, и многоконтурные схемы, в которые входят несколько узловых точек.


Бесплатная юридическая консультация:

Схема, представленная на рис. 3.2, а, применяется редко и встречается для питания потребителей III категории, предприятий в районах с небольшой нагрузкой, удаленных или в начале строительства. По этой схеме возможно питание потребителя от другого ИП, что фактически означает переход к схемам, представленным на рис. 3.2, д, е. Схема, представленная на рис. 3.2, б, наиболее распространена, количество присоединений (отпаек) к одной линии не должно быть больше трех. Если подстанция питается радиально по одной или двум линиям без отпаек, то ее называют тупиковой.

Подстанции, изображенные на рис. 3.2, а…г, называют ответвительными, а на рис. 3.2, д, е — проходными. Если через шины высокого напряжения (ВН) осуществляются перетоки мощности между отдельными точками сети, то подстанцию называют транзитной.

При решении вопроса о сооружении одной двухцепной ВЛ или двух ВЛ на разных опорах увеличение надежности сопровождается большими капитальными затратами (вложениями) и отчуждением земель. Надежность питания от линий на разных опорах, но по одной трассе увеличивается незначительно, а крупные аварии, вызванные климатическими условиями, повреждают линии независимо от их конструкции. Поэтому сооружение одноцепных ЛЭП требует обоснования, за исключением электроснабжения магистральных трубопроводов, электрифицированных железных дорог. В схеме равномерно загружаются обе линии, что минимизирует потери, не увеличиваются уровни токов короткого замыкания (КЗ), возможно присоединение подстанций 5УР по простейшей схеме.

Схемы, представленные на рис. 3.2, в…е, применяется в сетях напряжением 220— 110 кВ энергосистем при малых и средних мощностях нагрузок, на промышленных предприятиях при наличии нескольких источников питания и необходимости обеспечения высокой надежности схемы электроснабжения.

Средняя подстанция РП2, представленная на рис. 3.2, лс, обеспечивается как потребитель особой группы I категории. Для этой схемы следует учитывать неэкономичное потокораспределение, больший уровень токов КЗ, большую сложность оперативных переключений.

Способы подключения трансформаторов на подстанциях потребителя

Нормами технологического проектирования подстанций рекомендуются для РУ понижающих подстанций энергосистем схемы соединений, немного отличающиеся от аналогичных по напряжениям и числу присоединений схем, принятых для электростанций. Число трансформаторов понижающей подстанции обычно не более двух, тогда как на теплоэлектростанциях (ТЭС) оно обычно больше. Трансформаторы могут присоединяться по одному к сборным шинам только с помощью разъединителей, что объясняется редкими переключениями. На РУ электростанций каждый из блоков отключают (включают) по 10 — 20 раз в год, что требует наличия выключателя в цепи повышающего трансформатора. Для понижающих подстанций с мощными потребителями I категории одновременное отключение обоих понижающих трансформаторов (или AT) или питающих линий приводит к перерыву электроснабжения предприятий и большому ущербу. Наличие в системе резервной мощности никак не поможет потребителям данной подстанции.

На рис 3.3 приведены аналогичные подстанциям промышленных предприятий 5УР, 4УР типовые схемы соединения РУ 6 — 750 кВ понижающих подстанций энергосистем. Трансформаторы условно показаны двухобмоточными (они могут быть трехобмоточными и автотрансформаторами на напряжениях 220—750 кВ); все трансформаторы и автотрансформаторы устанавливаются с регулировкой (напряжения) под нагрузкой (РПН). Разъединители для упрощения, как правило, не показаны.

Схема линия—трансформатор (Л—Т) без коммутационной аппаратуры на ВН (рис. 3.3, а) применяется, если релейная защита линии на стороне питания охватывает понижающий трансформатор или если на выключатель линии со стороны питания передается телеотключающий сигнал при отказе трансформатора.

Схема Л—Т с предохранителем у трансформатора на высокое напряжение (рис. 3.3, б) применяется, если обеспечивается селективность работы предохранителя с защитой линий, присоединенных к стороне низкого напряжения (НН) трансформатора, и с защитой питающей линии, если от нее питаются еще и другие подстанции.

Схема Л—Т с отделителем на ВН (рис. 3.3, в) применяется для автоматического отключения отказавшего трансформатора от линия, питающей несколько подстанций, при невозможности применения схемы, представленной на рис. 3.3, б.

Схема с перемычкой (мостиком) между двумя Т применяется при двух питающих линиях, при необходимости перехода на питание от одной линии обоих трансформаторов — ручного (рис. 3.3, г) или автоматического с помощью выключателя в перемычке (рис. 3.3, д).

Выбор варианта производится с учетом местных условий сети и потребителей подстанции. Схема, представленная на рис. 3.3, д, применяется также при двустороннем питании или транзите мощности; при соответствующем обосновании в этой схеме вместо отделителей могут устанавливаться выключатели. При применении схемы, представленной на рис. 3.3, д9 при отказе выключателя в перемычке теряются все РУ В промышленности выключатель чаще всего устанавливают между разъединителями (в этом случае остается один мостик), что исключает автоматические переключения, но сохраняет возможность оперативной работы под нагрузкой.

В схемах, представленных на рис. 3.3, г, д, один из двух разъединителей перемычки нормально отключен.

Схема двойного мостика (рис. 3.3, е) применяется при двустороннем питании или транзите, допускающем разрыв связи между крайними линиями при отключении средней линии, а также при ревизии любого из двух выключателей. Эта схема не выполняет общее требование обеспечения возможности ремонта любого выключателя без перерыва питания присоединения. Поэтому для РУ НО кВ с тремя линиями и двумя трансформаторами, являющегося сетевым узлом, который может развиваться дальше, следует применить схему двойного мостика с обходным выключателем с пятью выключателями (рис. 3.3, ж).

Схема квадрата для РУ с двумя линиями и двумя трансформаторами (рис. 3.3, з) рекомендуется при напряжениях от 220 до 750 кВ. При этом на линиях не устанавливаются линейные разъединители. При увеличении числа линий до четырех при напряжениях 220—330 кВ следует перейти на схему, представленную на рис. 3.3, и, с установкой на всех линиях линейных разъединителей, т.е. на схему расширенного квадрата.

Схема расширенного квадрата предусматривает присоединение еще двух линий 220 — 330 кВ к тем двум углам квадрата, к которым присоединены трансформаторы по схеме, представленной на рис. 3.3, з; при этом на всех четырех линиях устанавливаются линейные разъединители.

В этой схеме отказ любой из двух линий, присоединенных к углам с трансформаторами» будет приводить к отключению вместе с линией и связанного с ней трансформатора; плановые отключения линии на ремонт также потребуют отключения трансформатора. В период ремонта одного из выключателей квадрата отказ среднего выключателя из трех оставшихся в работе приведет к потере трех линий и одного трансформатора.

Схема, представленная на рис. 3.3, /с, выполняется в РУ 110 кВ с числом присоединений до шести включительно, в том числе четырех линий и двух трансформаторов (AT).

Эта схема предусматривает выполнение одной рабочей и одной обходной систем шин; рабочая система шин секционируется на две части, связанные с помощью выключателя, который может быть использован также как обходной для поочередной замены выключателей линий при ремонте. В нор* мальном режиме этот выключатель соединяет секцию 1 рабочей системы шин с обходной системой шин, а затем с помощью шинной перемычки с двумя разъединителями по ее концам присоединяет этот выключатель к секции II рабочей системы шин. При необходимости использования этого выключателя в качестве обходного он предварительно отключается, после чего отключаются оба разъединителя в шинной перемычке между обходной системой шин и секцией II шин; при этом прекращается параллельная работа двух секций рабочей системы шин. Трансформаторы (AT) присоединяются к секциям шин только с помощью разъединителей.

Схема, представленная на рис. 3.3, по числу присоединений к РУ 110 — 220 кВ аналогична схеме, представленной на рис. 3.3, к, только в цепях трансформаторов установлены выключатели и они присоединяются к рабочей и обходной системам шин. Для связи секций и питания обходной системы шин установлен выключатель.

Источник: http://pue8.ru/elektricheskie-seti/46-shemy-prisoedineniya-i-vybor-pitayuschih-napryazheniy.html

4.4. Схемы присоединения к сети понижающих подстанций

4.4. Схемы присоединения к сети понижающих подстанций

Понижающие ПС предназначены для распределения энергии по сети НН и создания пунктов соединения сети ВН (коммутационных пунктов). Определяющей для выбора места размещения ПС является схема сети, для питания которой она предназначена. Оптимальная мощность и радиус действия ПС определяются плотностью нагрузок в районе ее размещения и схемой сети НН. При большой плотности нагрузок, сложной и разветвленной сети НН следует рассматривать целесообразность разукрупнения подстанций ВН для повышения надежности питания и снижения стоимости сооружения сети НН.

Нормативными документами классификация ПС по их месту и способу присоединения к сети не установлена. Исходя из применяющихся типов конфигурации сети (см. п. 4.2) и возможных схем присоединения ПС их можно подразделить на следующие (рис. 4.7):

тупиковые — питаемые по одной (рис. п. 4.7, а) или двум радиальным линиям; схема 4.7, а рассматривается как первый этап развития сети с последующим преобразованием в схему 4.7, б или 4.7, д;

ответвительные — присоединяемые к одной (рис. 4.7, в) или двум (рис. 4.7, г) проходящим ВЛ на ответвлениях; схема 4.7, в является первым этапом развития с последующим преобразованием в схему 4.7, г или д;

проходные — присоединяемые к сети путем захода одной линии с двусторонним питанием (рис. 4.7, д);

узловые — присоединяемые к сети не менее чем по трем питающим линиям (рис. 4.7, е, ж).

Ответвительные и проходные ПС объединяют термином промежуточные, который определяет размещение ПС между двумя ЦП сети (или узловыми ПС).

Проходные или узловые ПС, через шины которых осуществляются перетоки между отдельными точками сети, называют транзитными.

В технической литературе и некоторых нормативных документах иногда используется термин опорная ПС, под которым, как правило, подразумевают ПС более высокой ступени напряжения (например, ПС 220/110 кВ при рассмотрении сети 110 кВ). Однако этот же термин используется для определения эксплуатационной роли ПС. Поэтому для ПС, питающих сеть рассматриваемого напряжения, целесообразно использовать термин центр питания (ЦП).

В табл. 4.3 приведены данные статистического анализа частоты применения приведенных выше схем присоединения ПС в сетях 110–330 кВ.

Из приведенных данных видно, что большинство ПС присоединяется к сети по двум линиям. Имеется тенденция к увеличению доли таких схем за счет уменьшения доли ПС, присоединяемых на первом этапе по одной линии. Удельный вес узловых ПС увеличивается с ростом напряжения сети, одновременно снижается доля тупиковых и ответвительных ПС. Наиболее распространенным типом ПС 110–330 кВ является проходная.

Анализ схем построения электрических сетей 110–330 кВ показывает, что к узловым ПС целесообразно присоединять до четырех ВЛ; большее число линий является, как правило, следствием неуправляемого развития сети, неудачного выбора конфигурации или запаздывания сооружения в рассматриваемой точке сети ЦП ВН.

Схемы присоединения ПС к сети, допустимое количество промежуточных ПС между двумя ЦП выбираются в зависимости от величины нагрузки и ответственности потребителей ПС, протяженности рассматриваемого участка сети, целесообразности его секционирования и необходимости сохранения транзита мощности. Для некоторых групп потребителей (тяговые подстанции железной дороги, насосные и компрессорные станции магистральных трубопроводов, объекты нефтяных месторождений Западной Сибири, крупнейшие города) эти вопросы регламентированы ведомственными и нормативными документами. Рекомендации по схемам присоединения ПС для характерных групп потребителей приведены далее (см. пп. 4.5–4.9).

Для выполнения проектов понижающих ПС в схемах развития энергосистем и электрических сетей предварительно должны быть определены: район размещения ПС, электрические нагрузки на расчетные периоды, напряжения РУ, количество и мощность трансформаторов, количество, направление и нагрузка линий по напряжениям, тип и мощность КУ, расчетные значения токов КЗ, рекомендации по главной схеме электрических соединений.

Основные требования к главным схемам электрических соединений:

схема должна обеспечивать надежное питание присоединенных потребителей в нормальном, ремонтном и послеаварийном режимах в соответствии с категориями нагрузки по надежности электроснабжения с учетом наличия или отсутствия независимых резервных источников питания;

схема должна обеспечивать надежность транзита мощности через ПС в нормальном, ремонтном и послеаварийном режимах в соответствии с его значением для рассматриваемого участка сети;

схема должна быть по возможности простой, наглядной, экономичной и обеспечивать возможность восстановления питания потребителей в послеаварийной ситуации средствами автоматики без вмешательства персонала;

схема должна допускать поэтапное развитие РУ с переходом от одного этапа к другому без значительных работ по реконструкции и перерывов в питании потребителей;

число одновременно срабатывающих выключателей в пределах одного РУ должно быть не более двух при повреждении линии и не более четырех при повреждении трансформатора.

Одним из важнейших принципов построения сети, обеспечивающих требования надежности и минимума приведенных затрат, является унификация конструктивных решений по ПС. Наибольший эффект может быть достигнут при унификации ПС массового применения, являющихся элементами распределительной сети энергосистем. Необходимым условием для этого является типизация главных схем электрических соединений, определяющих технические решения при проектировании и сооружении ПС. Типовые схемы утверждены ОАО «ФСК ЕЭС» 20.12.2007 г. (СТО9.240.30.).

Главная схема электрических соединений ПС выбирается с использованием типовых схем РУкВ, нашедших широкое применение при проектировании. Отступления от типовых схем допускаются при наличии технико-экономических обоснований и согласования с утверждающими инстанциями. В последней редакции количество типовых схем значительно увеличено (с 14 до 20); вместе с тем из этого числа выделено 11 схем, рекомендуемых в первую очередь. Следует однако отметить, что введение ряда новых схем представляется недостаточно мотивированным, так как не учитывает принципы построения сети.

На рис. 4.8 приведены типовые схемы РУкВ, а в табл. 4.4 — перечень схем и области их применения. Типовые схемы РУ обозначаются двумя числами, указывающими напряжение сети и номер схемы (например, 110-5Н,и т. п.). Номера схем не изменялись с первой редакции типовых схем; в дальнейшем некоторые схемы исключались из числа типовых.

В период строительства электрических сетей высокими темпами, на этапе «электрификации вширь» (1960–1985 гг.), на ПС 110 кВ (частично — 35 и 220 кВ) с упрощенными схемами на ВН в качестве коммутационных аппаратов получили широкое распространение отделители и короткозамыкатели. Простота конструкции и их относительная дешевизна по сравнению с выключателями позволила обеспечить массовое строительство ПС в короткие сроки. В то же время эти аппараты обладают определенными конструктивными

дефектами и эксплуатационными недостатками. Принципиальным недостатком схем с отделителями и короткозамыкателями является то, что искусственно создаваемое КЗ для отключения поврежденного участка сети в бестоковую паузу с помощью отделителя резко увеличивает общую продолжительность наиболее тяжелых условий работы выключателей на смежных ПС. Поэтому в настоящее время использование отделителей и короткозамыкателей на вновь сооружаемых ПС прекращено, а при реконструкции действующих ПС они должны заменяться выключателями.

К номерам типовых схем, в которых отделители и короткозамыкатели заменены на выключатели, добавлен индекс «Н» (3Н, 4Н, 5Н, 5АН).

Для РУ ВН, характеризующихся меньшим числом присоединений, как правило, применяются более простые схемы: без выключателей или с числом выключателей один и менее на каждое присоединение. Для РУ СН применяются схемы с системами шин и с числом выключателей более одного (до 1,5) на присоединение.

Продолжение табл. 4.4

Продолжение табл. 4.4

Окончание табл. 4.4

Блочные схемы 1, 3Н являются, как правило, первым этапом двухтрансформаторной ПС с конечной схемой «сдвоенный блок без перемычки».

Схема 1 применяется в условиях загрязненной атмосферы, где целесообразна установка минимума коммутационной аппаратуры, или для ПС 330 кВ, питаемых по двум коротким ВЛ. Сдвоенная схема 3Н применяется вместо схемы 4Н в условиях стесненной площадки.

Мостиковые схемы 5, 5Н и 5АН находят широкое применение в сетях 110–220 кВ. На первом этапе в зависимости от схемы сети возможна схема укрупненного блока (два трансформатора и одна ВЛ) либо установка одного трансформатора; в последнем случае количество выключателей определяется необходимостью. Вновь введенная в новой редакции типовых схем схема 6 является, по существу, одним из вариантов первого этапа.

Схемы многоугольников. Схема 7 применяется на напряжении 220 кВ при невозможности использования схем 5Н или 5АН, а на напряжении 330–750 кВ — для всех ПС, присоединенных к сети по двум ВЛ. На напряжении 110 кВ практически не используется. На первом этапе при одном АТ устанавливается три выключателя.

Схема 8 (шестиугольник) включена в последнюю редакцию взамен схемы расширенного четырехугольника. Вследствие свойственных схеме 8 недостатков (разрыв сети при совпадении ремонта любого выключателя с автоматическим отключением одного из присоединений) практического применения не имеет. Для узловых ПС 110–220 кВ предпочтение отдается схемам с одной системой шин, а для ПС 330 кВ — схемам «трансформатор — шины» или полуторная.

Схемы с одной и двумя системами шин применяются для РУ ВН узловых ПСкВ и РУ СН (НН) подстанций 330–750 кВ. Схема 9 используется, как правило, на стороне СН и НН ПС 110–330 кВ.

Схемаиспользуется на стороне ВН узловых ПС в сети 110 кВ (как правило, 4 ВЛ), схемыи 220*12 — на стороне СН ПС 220 (330) /110/ НН кВ и 500/110/НН кВ.

Ограничением для применения схемы 12 и замены ее схемой 13 является присоединение к каждой секции шин ПС более одной радиальной ВЛ. Однако, как следует из п. 4.2, сохранение радиальных ВЛ в течение длительного времени маловероятно.

При рассмотрении области применения схем 12–14 следует руководствоваться «Общими техническими требованиями к подстанциям 330–750 кВ нового поколения» (ОАО «ФСК ЕЭС», 2004 г.), согласно которым для РУ 220 кВ, как правило, применяются одинарные секционированные системы шин, двойные и обходные системы шин применяются только при специальном обосновании, в частности, в недостаточно надежных и нерезервированных электрических сетях.

Поскольку основой рационального построения распределительной сети 110–220 кВ является использование замкнутых либо двойных радиальных конфигураций (см. п. 4.2), основной рекомендуемой схемой для РУ СН 110–220 кВ становится одинарная секционированная система шин (схема 9).

В этих условиях включение в число рекомендуемых новых схем с одной системой шин — с присоединением трансформаторов через развилку из двух выключателей или «ответственных» ВЛ через полуторную цепочку (схемы 9Н, 9АН и 12Н) — представляется немотивированным, а условия их применения — неопределенными:

учитывая требования выбора мощности трансформаторов с обеспечением питания полной нагрузки при их отключении (см. п. 5.3.12), невозможно выявить «повышенные требования», при которых целесообразно дублировать выключатели СН в цепи трансформаторов;

в замкнутой распределительной сети с изменяющимися во времени режимами и ролью отдельных участков не представляется возможным выделить более или менее ответственные линии.

Схемы трансформаторы — шины и с полутора выключателями на присоединение 15–17 применяются для РУ ВН подстанций 330–750 кВ и РУ СН ПС 750/330, 500/220 и 1150/500 кВ. Схемы 16–17 для напряжений 220–500 кВ применяются, как правило, на стороне СН. При четырех АТ (схемы 15, 16) или числе линий больше шести (схемы 16, 17), а также по условиям устойчивости системы проверяется необходимость секционирования шин.

Схемы РУ 10 (6) кВ приведены на рис. 4.9. Схема с одной секционированной выключателем системой шин (рис. 4.9, 1) применяется при двух трансформаторах с нерасщепленными обмотками НН, схема с двумя секционированными системами шин (рис. 4.9, 2) — при двух трансформаторах с расщепленной обмоткой НН или сдвоенных реакторах, схема с тремя или четырьмя одиночными секционированными системами шин (рис. 4.9, 3) — при двух трансформаторах с расщепленной обмоткой НН и сдвоенных реакторах. При соответствующем обосновании допускается установка второго секционного выключателя.

Синхронный компенсатор присоединяется непосредственно к обмотке НН АТ по блочной схеме (рис. 4.9, 4) с пуском через реактор.

Батареи статических конденсаторов при их присоединении на НН подключаются обычно к секциям РУ НН.

Для РУ 20 кВ — напряжения, получившего ограниченное распространение (см. п. 4.1) — рекомендуется в основном схема с одной секционированной системой шин (схема 9), для отдельных присоединений с тупиковыми однотрансформаторными ПС — блочная схема (3Н).

Для ПС с ВНкВ освоено заводское изготовление блочных комплектных ТП (КТП) — КТПБ (см. п. 5.8). На рис. 4.10 приведены схемы выпускаемых заводом КТПБ 110 кВ, выполненных по упрощенным схемам с выключателями на ВН.

Схемы КТПБ 220 кВ с упрощенными схемами на стороне ВН приведены на рис. 4.11. Целесообразное количество ВЛ 110 кВ, отходящих от подстанций с ВН 220 кВ, приведено ниже:

Источник: http://info.wikireading.ru/244147

This article was written by admin

×
Юридическая консультация онлайн