Разработка системы электроснабжения

Размещено на http://www.allbest.ru/

Определение параметров электропотребления на разных уровнях систем электроснабжения, выбор источников питания, разработка схемы электроснабжения, выбор силовых трансформаторов, количества и места расположения подстанций 5УР и 4УР дают возможность скомпоновать каждое подстанционное ОРУ - открытое распределительное устройство, когда всё или основное оборудование РУ расположено на открытом воздухе, и 3РУ - закрытое распределительное устройство, оборудование которого расположено в здании.

Существуют некоторые общие требования, определяющие компоновку ОРУ или 3РУ (установку каждого изделия и конструкцию сооружения) и регламентируемые ПУЭ. Электрооборудование, токоведущие части, изоляторы, крепления, ограждения, несущие конструкции, изоляционные и другие расстояния необходимо выбирать и устанавливать таким образом, чтобы были соблюдены следующие условия:

вызываемые усилия, нагрев, электрическая дуга или другие сопутствующие работе явления (искрение, выброс газов и т.п.) не смогут привести к повреждению оборудования и возникновению КЗ или замыкания на землю, а также причинить вред обслуживающему персоналу;

при нарушении нормальных условий работы электроустановки обеспечивается необходимая локализация повреждений, обусловленных действием КЗ;

при снятом напряжении с какой-либо цепи относящиеся к ней аппараты, токоведущие части и конструкции можно подвергать безопасному осмотру, замене и ремонтам без нарушения нормальной работы соседних цепей;

обеспечение возможности удобного транспортирования оборудования.

Во всех цепях РУ следует предусматривать установку разъединяющих устройств с видимым разрывом, обеспечивающих возможность отсоединения всех аппаратов (выключателей, отделителей, предохранителей, трансформаторов тока, трансформаторов напряжения и т.п.), каждой цепи от сборных шин, а также от других источников напряжения.

Указанное требование не распространяется на шкафы КРУ и КРУН с выкатными тележками, высокочастотные заградители и конденсаторы связи, трансформаторы напряжения, устанавливаемые на отходящих линиях, разрядники, устанавливаемые на выводах трансформаторов и на отходящих линиях, а также на силовые трансформаторы с кабельными вводами.

Для территории ОРУ и подстанций, на которых в нормальных условиях эксплуатации могут иметь место утечки масла (аппаратная маслохозяйства, склады масла, машинные помещения, а также трансформаторы и выключатели при ремонтных и других работах), должны предусматриваться устройства для его сбора и удаления в целях исключения возможности попадания в водоемы.

Подстанции 35-110 кВ следует преимущественно проектировать комплектными, заводского изготовления, блочной конструкции. Распределительные устройства 35-750 кВ рекомендуется выполнять открытого типа. Распределительные устройства 6-10 кВ можно выполнять в виде комплектных шкафов наружной установки (КРУН). Распределительные устройства 6-10 кВ закрытого типа следует применять: в районах, где по климатическим условиям не могут быть применены КРУН; в районах с загрязненной атмосферой и районах со снежными и пыльными бурями; при числе шкафов более 25; при наличии технико-экономического обоснования (по требованиям заказчика).

На подстанциях 35-330 кВ с упрощенными схемами на стороне высшего напряжения с минимальным количеством аппаратуры, размещаемых в районах с загрязненной атмосферой, рекомендуется использовать открытую установку оборудования высокого напряжения и трансформаторы с усиленной внешней изоляцией.

Закрытые распределительные устройства 35-220 кВ следует применять в районах: с загрязненной атмосферой (где применение открытых распределительных устройств с усиленной изоляцией или аппаратурой следующего класса напряжения, с учетом ее обмыва, неэффективно, а удаление подстанции от источника загрязнения экономически нецелесообразно, как и требование об установке специального оборудования); со стесненной городской и промышленной застройкой; с сильными снегозаносами и снегопадом (а также в суровых климатических условиях при соответствующем технико-экономическом обосновании). Здание 3РУ должно быть без окон, и его допускается выполнять как отдельно стоящее, так и сблокированное со зданиями общепод станционных пунктов управления, в том числе и по вертикали.

Герметизированные комплектные распределительные устройства с элегазовой изоляцией 110 кВ и выше (КРУЭ) применяют при стесненных условиях в крупных городах и на промышленных предприятиях, а также в районах с загрязненной атмосферой.

В условиях интенсивного загрязнения в блочных схемах трансформатор - линия рекомендуется применять трансформаторы со специальными кабельными вводами на стороне 110-220 кВ и шинными выводами в закрытых коробах на стороне 6-10 кВ.

Закрытую установку трансформаторов 35-220 кВ используют, если усиление изоляции не дает должного эффекта; в атмосфере содержатся вещества, вызывающие коррозию, а применение средств защиты нерационально; при необходимости снижения уровня шума у границ жилой застройки.

В закрытых распределительных устройствах 6-10 кВ следует применять шкафы КРУ заводского изготовления. Шкафы КРУ, конструкция которых предусматривает обслуживание с одной стороны, устанавливают вплотную к стене, без прохода с задней стороны. Ширина коридора обслуживания должна обеспечивать передвижение тележек КРУ; для их хранения и ремонта в закрытых распределительных устройствах необходимо предусматривать специальное место.

Компоновку и конструкцию ОРУ разрабатывают для принятых номинального напряжения, схемы электрических соединений, количества присоединяемых линий, трансформаторов и автотрансформаторов, выбранных параметров и типов высоковольтной коммутационной и измерительной аппаратуры (выключатели, разъединители, трансформаторы тока и напряжения) и ошиновки. При этом должны быть учтены местные условия размещения площадки, отведенной для проектируемого ОРУ: рельеф, грунты, размеры площадки, направления линий (коридоры для ввода и вывода линий), примыкание железнодорожных путей и автомобильных дорог. Должны быть также учтены местные климатические условия. Собственно ОРУ может быть выполнено широким и коротким, либо узким и длинным. ОРУ может быть с гибкой, жесткой и смешанной (и гибкой, и жесткой) ошиновкой, что отразится на конструкциях для установки (подвески) этой ошиновки и на размерах этих конструкций (пролетах порталов, высоте колонн, их количестве и массе, количестве опорных и подвесных изоляторов).

Каждое из решений имеет свои достоинства и недостатки; задача проектировщика состоит в том, чтобы выбрать для данных местных условий наиболее целесообразное, обеспечивающее надежность, удобные условия для эксплуатации и экономичность по сравнению с другими вариантами.

Большая часть подстанций промышленных предприятий выполняется с открытой частью 110 кВ и 3РУ 10 кВ. На рис. 1 показана схема обычной открытой понижающей подстанции на напряжение 110/6-10 кВ, рассчитанной на установку трансформаторов мощностью 25-63 МВА в районах с нормальной окружающей средой. Между питающими линиями 110 кВ предусмотрены перемычки с двумя разъединителями. На рис. 2 представлена ГПП комплектной поставки и открытой установки.

электроснабжение распределительное устройство схема

Рис 1. Типовая открытая подстанция на напряжение 110/6-10 кВ:

1 - изоляторы; 2 - разъединители; 3 - мостик из двух разъединителей; 4 - кабельный канал; 5 - железнодорожная колея; 6 - трансформаторы; 7 - здание подстанции

Компоновка подстанций определяется схемами со стороны высокого и низкого (среднего) напряжений, которые могут быть как типовыми, так и оригинальными, ориентированными на технологические особенности потребителя. Схемы типизированы, и из них компонуется ОРУ подстанции.

Рис. 2. Унифицированная комплектная подстанция с трансформаторами мощностью 10-40 МВД:

1 - конденсатор связи и высокочастотный заградитель; 2 - линейный разъединитель; 3 - разъединители в перемычке; 4 - разъединитель, установленный до отделителя; 5 - отделитель, 6 - короткозамыкатель; 7 - КРУН 6-10 кВ типа К37; 8 - силовой трансформатор; 9 - самонесущие трубчатые алюминиевые шины; 10 - кабельные лотки; 11 - гибкие провода; 12 - место для дугогасящего устройства; 13 - инвентарный шкаф; 14 - ограждение

На рис. 3 изображено ОРУ 220 кВ из унифицированных конструкций. Установка трансформаторов тока и напряжения обосновывается отдельно.

В последние годы все большее распространение получают комплектные распределительные устройства с элегазовой изоляцией (КРУЭ) на напряжении 110-500 кВ. Применение КРУЭ открывает новые перспективы индустриализации строительства подстанций, позволяет уменьшить время монтажа по сравнению с традиционными РУ в 4-5 раз, улучшить условия эксплуатации и надежность работы, сократить необходимую для подстанции площадь в 7-40 раз (в зависимости от напряжения).

Однако высокая стоимость ячеек КРУЭ делает их применение более оправданным в случаях, когда решающим является размер площадки (например, для подстанций глубоких вводов на территории промышленных предприятий или в крупных жилых массивах).

Закрытые подстанции 6-10 кВ, выполненные для 4УР как РУ 10 кВ или дня 5УР как 3РУ 10 кВ ГПП, по компоновке различаются мало, за исключением случаев, когда на ГПП сооружается развитое ОРУ (см., например, рис. 13, б, в) или к РП подключаются электроприемники (потребители), требующие специального пуска, ограничения по пуску и др. Развитое ОРУ требует помещений для щитов управления, сигнализации и автоматизации, устройств оперативного тока, аккумуляторов; для воздушных выключателей необходима установка компрессоров и специального оборудования.

Распределительные устройства выполняют с однорядным (рис. 4) или двухрядным расположением ячеек. Для наибольшего приближения к электроприемникам рекомендуется применять внутренние, встроенные - в здания или пристроенные к ним подстанции и трансформаторные подстанции ЗУР, питающие отдельные цеха или их отделения и участки. Такое размещение дает экономию в электрической части и имеет преимущества в компактности генплана (позволяет сократить расстояния между цехами и уменьшить размеры проездов и подъездов и, следовательно, получить экономию территории и затрат на подземные и надземные технологические, электрические и транспортные внутризаводские коммуникации). При недопустимости или затруднительности размещения подстанций внутри цеха, а также в цехах небольшой ширины (одно-, двух-, а иногда и трехпролетных) или же при питании части нагрузок, расположенных за пределами цеха, применяют подстанции, встроенные в цех либо пристроенные к нему.

Рис. 3. ОРУ 220 кВ из унифицированных конструкций по схеме блок линия-трансформатор с отделителем:

а - разрез соответствует схеме расположения на рис. 1; б - схема расположения для блока линия-трансформатор; 1 - узел ВЧ-связи; 2 - разъединитель с двумя комплектами заземляющих ножей с приводом; 3 - трансформатор напряжения; 4 - отделитель однополюсный с приводом; 5 - короткозамыкатель однополюсный с приводом; 6 - разрядный вентильный регистратор срабатывания

Встроенные и пристроенные подстанции обычно располагают вдоль одной из длинных сторон цеха, желательно ближайшей к источнику питания, или же при небольшой ширине цеха - в шахматном порядке вдоль двух его сторон.

Рекомендуются встроенные подстанции, более удобные при построении генплана и архитектурном оформлении цеха, чем пристроенные. Распределительные пункты, в том числе крупные, тоже рекомендуется пристраивать к производственным зданиям или встраивать в них и совмещать с ближайшими трансформаторными подстанциями во всех случаях, когда это не вызывает значительного смещения последних от центра их нагрузок.

Рис. 4. Вариант размещения РП-6кВ с двухтрансформаторной КТП:

I - ячейки 6кВ иностранного производства; II - шинный мост 6кВ; III - распределительное устройство 6кВ; IV - шкаф ввода высокого напряжения; V - трансформатор ТМ-630/6/0,4кВ; VI - комплектное распределительное устройство0,4кВ; VII - шинный мост 0,4кВ; SS2-SS4, SS6 - щиты 0,4кВ

Если распределительные подстанции служат для приема электроэнергии от энергоснабжающей организации, т.е. играют роль центральной распределительной подстанции ЦРП, то следует предусматривать выделение камер вводов и транзитных линий, чтобы они были недоступны для обслуживающего электротехнического персонала предприятия. На рис. 4 приведен пример встроенной двухтрансформаторной подстанции, совмещенной с распределительным пунктом и конденсаторной батареей, с применением комплектных устройств.

Внутренние цеховые подстанции, в которых доступ ко всему электрооборудованию осуществляется из цеха, целесообразно применять главным образом в многопролетных цехах большой ширины, когда это не мешает размещению технологического оборудования. При использовании упрощенных схем коммутации цеховых подстанций ЗУР их оборудование состоит из трансфортрансформатор ТМ-630/6/0,4кВ; И-комплектное распределительное устройство 0,4кВ; VII - шинный мост 0,4кВ; SS2 - SS4, SS6 - щиты 0,4кВ иностранного производства коммутации цеховых подстанций ЗУР их оборудование состоит из трансформатора с вводом высокого напряжения и щита вторичного напряжения.

Отдельно стоящие цеховые подстанции применяют редко, например при питании от одной подстанции нескольких цехов, при невозможности размещения подстанций внутри цехов или у наружных их стен по соображениям производственного или архитектурного характера, при наличии в цехах пожаро - или взрывоопасных производств.

Вследствие индивидуальности крупных электроприемников (потребителей) необходима разработка оригинальных схем электроснабжения и подстанций 5УР, 4УР (эта проблема практически отсутствует для мини - и мелких предприятий, электроснабжение которых осуществляется на напряжении ниже 1 кВ).

Схемы ГПП и РП, отличающиеся от подстанций, питающих спокойную нагрузку, можно подразделить на схемы, предназначенные: для электроснабжения дуговых сталеплавильных печей; для потребителей с резкопеременной и ударной нагрузкой отдельного электроприемника (группы) с большой единичной мощностью (по условиям пуска, например, определяющего трансформатор и присоединение); для потребителей с особыми требованиями по преобразованию тока (электролиз, сварка), качеству электроэнергии и надежности в различных технологических, ремонтных и аварийных режимах. При разработке таких схем важны обеспечение качества электроэнергии и компенсация реактивной мощности.

Нелинейные нагрузки (вентильные преобразователи, дуговые печи и др.) работают, как правило, с низким коэффициентом мощности (0,4-0,8), поэтому необходима компенсация реактивной мощности. Изменения нагрузки дуговых сталеплавильных печей, особенно реактивной мощности, вызывают значительные колебания напряжения в питающей сети, которые тем больше, чем больше мощность печного трансформатора и меньше мощность КЗ в точке присоединения дуговой печи. Особенно большие колебания нагрузки печи и наибольшие снижения напряжения происходят при эксплуатационных КЗ, например при погружении электродов в расплавленный металл. Значения изменений тока при этом могут достигать 1,5-2I_ном, для дуговой сталеплавильной печи большой емкости и 2,5-3,5I_ном, для печей средней и малой емкости, что важно для определения мощности сетевых трансформаторов и согласований схем с энергосистемой.

Колебания нагрузки прокатных станов можно рассматривать как строго цикличные. Значения средней, эффективной и пиковой активной и реактивной нагрузок зависят от мощности прокатных станов и их отдельных клетей. Периодичность (цикл) работы определяется технологическими параметрами, в основном размерами заготовки и размерами конечной продукции.

Фронт наброса реактивной мощности для различных станов различен и соответствует приближенно следующим величинам: для блюмингов и слябингов - до 200, для непрерывных станов горячего проката - до 400, для станов холодного проката - до 2000 Мвар/с. Эти значения играют определяющую роль при выборе компенсирующих устройств по их быстродействию. Скорости набросов активной мощности несколько меньше, чем реактивной.

Расчетная реактивная нагрузка в сетях 6-10 кВ промышленных предприятий Q_П слагается из расчетной нагрузки приемников 6-10 кВ Q_рП; нескомпенсированной нагрузки сети до 1 кВ, питаемой через трансформаторы цехов Q_Т, потерь реактивной мощности в сети 6-10 кВ, особенно в трансформаторах и реакторах:

Q_П = Q_рП + Q_Т + (1)

Зарядная мощность _зар линий распределительной сети в часы максимума нагрузки приближенно равна потерям _Л в индуктивности линий, и поэтому _зар и _Л взаимно исключаются. Расчет оптимальной мощности конденсаторов производится для режима наибольших нагрузок.

При выборе конденсаторов, сделав допущение о незначительной длине линий на предприятии, можно представить все предприятие как узел сети 6-10 кВ, к которому подключена реактивная нагрузка Q. В общем случае называют пять типов источников реактивной мощности: синхронные двигатели 6-10 кВ (Q_СД) синхронные компенсаторы (Q_СК), синхронные генераторы ТЭЦ (Q_ТЭЦ) энергосистема (Q_Э1), батареи высокого напряжения (Q_БК).

Баланс реактивной мощности в узле 6-10 кВ промышленного предприятия в общем случае будет выражаться следующим соотношением:

Q_П - Q_СД - Q_СК - Q_ТЭЦ - Q_Э1 - Q_БК =0 (2)

Входная реактивность мощности Q_Э1 задается энергосистемой как экономически оптимальная реактивная мощность, которая может быть передана предприятию в период наибольшей нагрузки энергосистемы. Заданная входная величина может ущемлять интересы потребителя, возлагая на него затраты, эффект от которых получит энергосистема. Потребитель, защищая свои интересы, должен при составлении договора опираться на Гражданский Кодекс РФ. Выражение (рис. 6) считается обязательным для 6УР при подключении к энергосистеме.

При электроснабжении производства (цеха) с нелинейной нагрузкой вопросы обеспечения качества электроэнергии и компенсации реактивной мощности решают локально для подстанции 5УР (4УР) (рассчитывают реактивную нагрузку (1) и определяют необходимость установки фильтров). Это делает схему и компоновку подстанций нетиповой, а сам процесс принятия технического решения творческим. На рис. 5 показана обобщенная однолинейная схема подстанции, питающей вентильную нагрузку, с параллельно установленными на шинах подстанции силовыми фильтрами 5-й гармоники.

Для систем электроснабжения дуговых сталеплавильных печей ДСП можно рекомендовать следующее:

оснащение печных трансформаторов переключающимися устройствами, работающими под нагрузкой и имеющими большой механический и коммутационный ресурс;

оперативные и оперативно-защитные выключатели должны иметь необходимый ресурс работы (не менее 20 тыс. операций);

взаимное резервирование оперативных выключателей, при установке и на печной подстанции следует предусматривать индивидуальное резервирование, при установке на ПГВ, как правило, - групповое;

сетевые трансформаторы необходимо выбирать с учетом динамического характера электрической нагрузки ДСП;

с целью снижения мощности силовых трансформаторов и повышения устойчивости работы ДСП следует по возможности предусматривать их параллельную работу;

сетевые трансформаторы ДСП, как правило, надо подключать к питающей сети в точках с наибольшим значением мощности КЗ с целью снижения влияния ДСП на питающую сеть.

Рис. 5 Однолинейная схема подстанции с фильтрами 5-й гармоники

Для ДСП в необходимых случаях следует предусматривать установки компенсации реактивной мощности. Тип, мощность и состав компенсирующего устройства необходимо выбирать с учетом параметров системы электроснабжения на основании технико-экономического сравнения схем электроснабжения и способов компенсации реактивной мощности. Подстанции, питающие установки ДСП, необходимо размещать, как правило, в непосредственной близости от печей.

При разработке схемы мощные электроприемники с ударным характером нагрузки не должны вызывать недопустимой перегрузки питающих трансформаторов как по нагреву, так и по условиям динамических воздействий ударных нагрузок. Целесообразно подключать электроприемники с усложненными режимами работы в точках системы электроснабжения с наибольшим значением мощности КЗ.

Средства ограничения токов КЗ в сетях с такими нагрузками следует применять только в пределах необходимости для обеспечения надежной работы коммутационных аппаратов и электрооборудования без больших запасов по отключающей способности, по термической и динамической стойкости аппаратов.

Мощность электроприемников ДСП, сварочных аппаратов, прокатных станов с питанием через преобразовательные агрегаты повышается в узле быстрее, чем для других потребителей. Поэтому ограничение влияния специфических нагрузок повышением КЗ недостаточно.

Для предварительной оценки допустимости подключения ДСП к питающей сети без принятия специальных мер рекомендуется принимать следующее значение мощности КЗ:

S_КЗ= (60 100) S_ПТ, (5.20)

где S_ПТ - мощность печного трансформатора (выбирается не электриками); для печей с удельной мощностью 450-800 кВА/т мощность КЗ может быть принята равной 70 S_ПТ. Мощность сетевого трансформатора для питания группы из п ДСП одинаковой мощности

S_{СТ (n).} = S_СТ (5.21)

где S_СТ - мощность сетевого трансформатора, определенная для одиночной ДСП. Схемы электроснабжения, повышающие качество электроэнергии в системах электроснабжения промпредприятий, могут получить более широкое применение при использовании рационального секционирования. К секционированным схемам можно отнести следующие (рис. 6-8):

Рис. 6 Структурная схема электроснабжения стана 2000 горячего проката

1. Отдельные глубокие вводы для резкопеременной и несинусоидальной нагрузок. Например, на некоторые секции главной понижающей подстанции выделяются вентильные приводы, а спокойная нагрузка подключается на другие секции ГПП.

2. Схемы главных понижающих подстанций на напряжении 6-10 кВ с трансформаторами с расщепленными вторичными обмотками или сдвоенными реакторами с четырьмя или большим количеством секций для раздельного питания спокойных (например, групп синхронных двигателей насосов) и сгруппированных специфических нагрузок.

Рис. 7. Структурная схема электроснабжения блюминга 1300:

а - общецеховые нагрузки; б - ионный привод

Рис. 8. Схема питания ДСП от трансформатора с расщепленными обмотками

Для заводов, имеющих в своем составе несколько электросталеплавильных цехов, на ГПП можно устанавливать так называемые сетевые трансформаторы (рис. ), которые предназначены для питания ДСП через специальный распределительный пункт (РП) (к нему другие электроприемники не подключают). Полная схема подобного электроснабжения крупной дуговой печи представлена на рис. 10. Естественно, что некрупные печи питаются от трансформатора, к которому подключена и спокойная нагрузка (рис. 11).

Главные трансформаторы ГПП могут включаться временно на параллельную работу секционным выключателем на стороне 6-10 кВ, когда это допустимо по токам КЗ и необходимо, например, в период пуска крупных электродвигателей.

Следует отметить, что наиболее широкое применение, особенно для предприятий средней мощности, находят схемы с расщепленными обмотками трансформаторов ГПП (см. рис. 8) или со сдвоенными реакторами (см. рис. 11), если последнее обусловлено токами КЗ.

Рис. 9. Схема электроснабжения ДСП различной емкости

В сдвоенном реакторе падение напряжения в каждой секции обмотки составляет (где I₁=I₂=I_обм - токи в секциях обмотки реактора; х_L - индуктивное сопротивление обмотки реактора; К_м =M/L 0,5 - коэффициент взаимоиндукции между секциями обмотки сдвоенного реактора). Как видно из формулы, колебания напряжения на секциях со спокойной нагрузкой под влиянием колебаний на этой секции от резкопеременной нагрузки будут меньше, чем при объединении их на одну секцию шин.

Рис. 10. Схема питания ДСП с использованием сдвоенного реактора

Рис. 11. Схема электроснабжения крупного ЭСПЦ

Схему 9 используют при строительстве крупных электросталеплавильных цехов (производств), когда начинают сооружать отдельные печные подстанции, на которых устанавливают отдельные сетевые трансформаторы и сборные шины. Это позволяет сохранять питание ДСП при различных аварийных и ремонтных режимах работы сетевых трансформаторов. На рис. 11 приведены соотношение мощности сетевых и печных трансформаторов, схема подключения оперативных выключателей и выключателей, осуществляющих защиту, указано сечение кабельной перемычки и даны другие элементы (рабочие чертежи, рабочая документация), отсутствующие при разработке собственно схемы для получения технических условий или для ТЭО (проекта).

Большинство подстанций промышленных предприятий выполняют без сборных шин на стороне первичного напряжения по блочному принципу в виде следующих схем:

1) линия - трансформатор;

2) линия - трансформатор - токопровод (магистраль). Блочные схемы просты и экономичны. У станов-. ка, как правило, двух трансформаторов на подстанциях промышленных предприятий, обеспечивает по надежности электроснабжение потребителей 1 категории.

На рис. 12 показаны схемы блочных ГПП, выполненные без перемычки (мостика) между питающими линиями (35) 110-220 (330) кВ. На схеме показаны двухобмоточные трансформаторы 7. При конкретном проектировании можно применять трансформаторы с расщепленными обмотками, трехобмоточные и др. При напряжении 110 кВ в нейтрали трансформаторов устанавливают заземляющий разъединитель-разрядник, при 220 кВ нейтраль наглухо заземляют. При необходимости высокочастотной связи на вводах ВЛ устанавливают аппаратуру ВЧ обработки линии.

Рис. 12 Безмостиковые схемы блочных ГПП

В качестве заземляющего разъединителя 2 используют аппарат типа ЗОН-110. Для защиты нейтрали трансформатора ее заземляют через разрядник 4, рабочее напряжение которого должно быть равным половине рабочего напряжения ввода. Для 110 кВ можно использовать составную колонку из разрядников РВС-35 и РВС-20, соединенных последовательно фланцами (с проверкой по току проводимости).

Схема на рис. 12, а - простейшая (см. рис. 12, а) при радиальном питании, получила широкое распространение при закрытом вводе кабельной линии 2 в трансформатор (глухое присоединение). Особенно целесообразно использовать при загрязненной окружающей среде, высокой стоимости земли или при необходимости размещения ПГВ на плотно застроенном участке, например при расширении и реконструкции предприятия. При повреждении в трансформаторе отключающий импульс защиты трансформатора передается на отключение выключателя на питающей подстанции.

Глухое присоединение (без разъединителей) допускается при радиальном питании и для ВЛ, если территория имеет загрязненную атмосферу, а проектируемая ГПП и источник питания эксплуатируются одной организацией.

Обычно на спуске проводов от ВЛ к трансформатору устанавливают ремонтный разъединитель (рис. 12, б).

На рис. 12, в показана схема с воздушными линиями с установкой короткозамыкателей 5 и ремонтных разъединителей. При возникновении повреждения в трансформаторе короткозамыкатель включается под действием релейной защиты от внутренних повреждений в трансформаторе (газовой, дифференциальной), к которым не чувствительна защита головного участка линии, и производит искусственное короткое замыкание линии, вызывающее отключение выключателя на головном участке этой линии (головной выключатель защищает не только линию, но и трансформатор).

Схема на рис. 12, г используется при магистральном питании для отпаечных ГПП. Отделителем 6 осуществляются оперативные отключения трансформатора.

На рис. 12, д показана схема с воздушными линиями и установкой короткозамыкателей, отделителей и ремонтных разъединителей. Эта схема применяется при питании от одной воздушной линии нескольких (желательно не более трех) подстанций так называемыми отпайками. В отдельных случаях схема может быть применена и при радиальном питании, когда имеется реальная вероятность подсоединения в дальнейшем к этой линии других подстанций. Последовательность действия: замыкается короткозамыкатель поврежденного трансформатора и на головном участке питающей магистрали отключается выключатель, снабженный автоматическим повторным включением (АПВ). С помощью вспомогательных контактов короткозамыкателя замыкается цепь привода отделителя поврежденного трансформатора, который должен отключиться при обесточенной питающей линии, т.е. позже отключения головного выключателя и ранее его АПВ (во время так называемой бестоковой паузы). Если собственное время отключения отделителя меньше или равно времени действия защиты выключателя головного участка линии, то в схему отключения отделителя необходимо ввести выдержку времени, так как отделитель не способен отключить ток нагрузки и ток повреждения. Для фиксации отключения головного выключателя питающей линии в схемах с применением отделителей в цепи короткозамыкателя предусматривается трансформатор тока. После отключения отделителем поврежденного трансформатора, АПВ головного участка линии, после необходимой выдержки времени вновь автоматически включает линию и тем самым восстанавливает питание всех неповрежденных трансформаторов на всех отпаечных подстанциях, подключенных к данной линии.

Вариант с силовыми выключателями, приведенный на рис. 12, е, предпочтителен при наличии финансовых средств. Данную схему можно применять для отпаечных подстанций, питаемых по магистральным линиям, для тупиковых подстанций, питаемых по радиальным линиям, а также для подстанций, расположенных близко к источнику питания (применение короткозамыкателей в этих случаях приводит к значительным падениям напряжения на шинах ИП).

Схемы с перемычками между питающими линиями следует применять лишь в случае обоснованной необходимости устройства перемычек. В загрязненных зонах от данных схем следует отказаться из-за наличия дополнительных элементов, подвергающихся загрязнению и увеличивающих вероятность аварий на подстанции.

Достаточно распространена схема с отделителями 2 и короткозамыкателями 1 на линиях и с неавтоматизированной перемычкой из двух разъединителей 3, установленной со стороны питающих линий (рис. 13, а). Эта перемычка позволяет: присоединить оба трансформатора к одной линии (при таком режиме при повреждении одного трансформатора отключаются оба); сохранить в работе трансформатор при повреждении питающей его линии, переключив его на вторую линию (перекрестное питание); обеспечить питание подстанции на время ревизии или ремонта трансформатора. В схеме может быть использован отключающий импульс вместо короткозамыкателя.

Схема на рис. 13, б используется при питании подстанций по транзитным линиям 220 кВ или по линиям с двусторонним питанием. Как вариант может быть применена схема со второй (показанной пунктиром) перемычкой 4 со стороны линий, выполненная разъединителями. Этот вариант схемы допускает не прерывать разрыва транзита электроэнергии в периоды ремонта одного из выключателей 220 кВ. Если в схеме предусмотреть дополнительную установку отделителей в цепях трансформаторов, то при повреждении трансформатор отключается отделителем (в бестоковую паузу), а транзит мощности автоматически восстанавливается.

Схема на рис. 13, в может быть применена для тупиковых подстанций с автоматикой в перемычке, если использование короткозамыкателя не представляется возможным по техническим причинам, а стоимость оборудования для передачи отключающего импульса соизмерима со стоимостью выключателя 5 или же передача отключаемого импульса неприемлема по другим причинам. Схему в можно применять также при включении трансформаторов в рассечку транзитных линий или линий с двусторонним питанием при сравнительно малых расстояниях между отпайками или между головным выключателем питающей подстанции и отпайкой. При этом повреждение трансформатора не нарушает питания всех других подстанций, связанных с этими линиями.

Схемы с выключателями в электроснабжении промышленных предприятий применяют редко, так как капитальные затраты выше, чем при схемах с отделителями и короткозамыкателями. Обоснованием для применения выключателей можно считать:

условия самозапуска электродвигателей, так как время действия автоматики при схеме с отделителями больше, чем при выключателях, что может оказаться недопустимым для некоторых производств с непрерывным технологическим процессом;

усложнение защиты и автоматики в схемах с отделителями при подпитке со стороны 6-10 кВ места короткого замыкания на линии 110-220 кВ или на ответвлении от нее;

развитие проектируемой подстанции, при котором требуется применение сборных шин на напряжении 110-220 кВ;

включение трансформаторов в рассечку транзитных линий или линий с двусторонним питанием;

невозможность по техническим причинам применения короткозамыкателей и большая стоимость устройств и кабелей, используемых для передачи отключающего импульса (с учетом его резервирования).

недостаточное качество отделителей и короткозамыкателей, что существенно для работы в загрязненных зонах, в районах Сибири и севера.

Рис. 13 Схемы подстанций с перемычками (мостиками) между питающими линиями.

При отсутствии перечисленных выше условий можно рекомендовать простейшую блочную схему без перемычек. Требования со стороны эксплуатации к повышению надежности и оперативности управления системой электроснабжения на 6УР, 5УР привели к более частому применению схем е (см. рис. 12) и в (см. рис. 13), т.е. к отказу от короткозамыкателей и переходу к установке выключателей.

Мощность трансформаторов, присоединяемых по приведенным схемам, должна находиться в пределах коммутационной способности разъединителей и отделителей по отключению тока холостого хода, а при применении силовых выключателей определяется их параметрами.

Короткозамыкатели нельзя ставить в зоне действия дифференциальной защиты трансформатора потому, что каждое включение короткозамыкателя от действия газовой защиты или по другой причине будет вызывать срабатывание дифференциальной защиты. Это дезориентирует обслуживающий персонал (не сразу можно выяснить причину отключения трансформатора) и затягивает ликвидацию аварии. Разрядники также нужно ставить вне зоны действия дифференциальной защиты во избежание ложного действия защиты и неправильного отключения трансформатора.

От схем подстанций 5УР со стороны высокого напряжения практически не зависят схемы присоединения трансформаторов мощностью 10 МВА и выше к секциям сборных шин распределительных устройств вторичного напряжения. Число секций, напряжение, количество отходящих линий зависит в большой степени от требований потребителей с учетом вариантов электроснабжения на напряжении, отличном от наиболее распространенного 10 кВ (рис. 14).

При выборе схемы подключений решающими можно считать следующие показатели: мощность подстанции, определяющую число выводов и секций шин 6-10 кВ; наличие, единичную мощность и напряжение крупных потребителей (электропечей, воздуходувок и др.); мощность КЗ на стороне 6-10 кВ, от которой зависит необходимость установки реакторов; характер нагрузок, определяющих подпитку места КЗ и число секций на стороне 6-10 (35) кВ.

Схемы на рис. 14 составлены для мощности КЗ от системы до 5000 МВА в сети 110 кВ и до 10 000 МВА в сети 220 кВ при раздельной работе сборных шин. При выборе схемы могут быть предложены некоторые общие рекомендации.

Присоединение одной секции сборных шин к обмотке трансформатора или к параллельно соединенным ветвям трансформатора с расщепленной обмоткой 6-10 кВ без реактирования отходящих линий основывается на использовании в качестве вводных, межсекционных и линейных выключателей для всего РУ выключателей с одинаковым номинальным током отключения. Рекомендуется применять выключатели с предельным током отключения /дц, равным 20 или 31,5 (40) кА (не меньше предельного тока термической стойкости и действующего значения периодической составляющей предельного сквозного тока КЗ).

Применение выключателей с I_ПО = 31,5 (40) кА и более вместо выключателя с I_ПО = 20 кА (присоединяемых к двум ветвям трансформаторов с расщепленными обмотками или в различных схемах с реакторами) следует обосновывать технической необходимостью или экономической целесообразностью.

Рис. 14 Схемы подключения распределительных устройств к трансформаторам

Присоединение сборных шин (двух секций) к трансформатору с расщепленной обмоткой 6-10 кВ без реактирования отходящих линий следует выполнять так, чтобы каждая секция была присоединена к одной ветви обмотки трансформатора стороны 6-10 кВ. Преимущество схемы - значительное уменьшение отрицательного влияния нагрузок одной ветви на качество напряжения питания другой ветви при резкопеременных графиках нагрузки, вызывающих колебания напряжения на шинах подстанции, или при вентильной нагрузке, искажающей форму кривой напряжения. Схему нельзя использовать при наличии крупных присоединений с нагрузкой, соизмеримой с номинальной мощностью одной ветви обмотки трансформатора, так как при этом, как правило, трудно равномерно распределить нагрузки между секциями сборных шин подстанции и обеспечить необходимое резервирование.

При присоединении одной секции сборных шин к обмотке или к параллельно соединенным ветвям трансформатора с расщепленной обмоткой 6-10 кВ с реактированием отходящих линий следует применять в качестве вводных и межсекционных выключатели с номинальным током отключения более 31,5 (40) кА. На отходящих от сборных шин РУ линиях устанавливают групповые реакторы, к каждому из которых присоединяют от одной до четырех-пяти линий с номинальным током отключения выключателей 20 кА.

Количество линий, присоединяемых к каждому групповому реактору, зависит от расчетных токов линий и от специфики присоединяемых вторичных подстанций или отдельных токоприемников. Иногда реактированные линии к сборным шинам присоединяются совместно с нереактированными линиями или токопроводами (через выключатели с соответствующим номинальным током отключения), для которых нецелесообразно снижение мощности КЗ (например, крупный преобразовательный агрегат или обеспечение самозапуска).

Основные преимущества схем с групповыми реакторами:

уменьшается ток подпитки КЗ от синхронных и асинхронных электродвигателей;

повышается остаточное напряжение на сборных шинах при КЗ на отходящих линиях за реакторами;

при наличии электроприемников, ухудшающих качество электроэнергии в питающей их сети (вентильных, сварочных, с резкопеременными графиками нагрузки и др.), их неблагоприятное влияние меньше сказывается на качестве электроэнергии на сборных шинах подстанции.

К недостаткам схем следует отнести, как правило, большую стоимость электрооборудования 6-10 кВ; наличие постоянных потерь в реакторах; увеличение габаритов РУ 6-10 кВ; технические затруднения в выполнении релейной защиты в части обеспечения чувствительности и дальнего резервирования.

Различные схемы с реакторами на вводах 10 (6) кВ от трансформаторов, обеспечивающие снижение мощности короткого замыкания после реактора, позволяют независимо от мощности трансформатора использовать (в качестве вводных, секционных и линейных) выключатели со сравнительно небольшим номинальным током отключения 20 кА или 31,5 (40) кА. Значение, до которого целесообразно снижать мощность КЗ на шинах 6-10 кВ, определяется технико-экономическим анализом схемы подстанции и системы электроснабжения от шин подстанции. Существенными недостатками реактирования вводов можно считать ухудшение условий пуска и самозапуска крупных электродвигателей; сложности осуществления релейной защиты трансформаторов и крупных единичных электроприемников или линий, отходящих к вторичным подстанциям.

Если имеется значительное количество электродвигателей с большими пусковыми токами и не исключена перспектива дополнительного присоединения электродвигателей, следует по возможности избегать применения таких схем.

Приведем общие рекомендации по применению схем рис. 14.

1. Схемы а для двухобмоточных и е - для трехобмоточных трансформаторов (см. рис. 14) - для трансформаторов мощностью до 25 МВА.

2. Схема б (одна из наиболее распространенных) - для трансформаторов

с расщепленной вторичной обмоткой мощностью 25-63 МВА с вторичным напряжением 6-10 кВ.

3. Схемы в или д - для трансформаторов 32-63 МВА напряжением 6 кВ с реактированием вводов 6 кВ трансформаторов (если мощность КЗ на стороне 6 кВ близка к разрывной мощности выключателей камер КРУ или превосходит ее), и для трансформаторов мощностью 63 МВА при напряжении 10 кВ (трансформаторы 110/10 кВ).

4. Схема г - для трансформаторов мощностью 25 и 40 МВА вместо схемы б цля уменьшения количества секций.

5. Схема и - для трансформаторов 63 МВА 110/6, а также 160 МВА 220/ 10 кВ с расщепленными вторичными обмотками (отличается от схемы в большой пропускной способностью вторичной стороны за счет применения сдвоенных реакторов, имеет вдвое больше секций шин 6-10 кВ).

6. Схемы е, з и к - для трехобмоточных трансформаторов, отличающихся высокой пропускной способностью и степенью ограничения мощности КЗ на стороне 6-10 кВ. Для трансформаторов с мощностью вторичной обмотки 40 МВА при 10 кВ - схема е, при 6 кВ - з, для трансформаторов 63, 80 и100MBA - соответственно з (при высоком значении напряжения КЗ трансформатора может быть использована и схема е) и к.

При наличии на подстанции напряжения как 10 кВ, так и 6 кВ применяют схемы б, д, ж, з в зависимости от мощности вторичных обмоток (50 % мощности трансформатора при расщепленных вторичных обмотках и 100 % в трехобмоточных трансформаторах), от которой зависит выбор аппаратуры и ошиновки по пропускной способности и по устойчивости к токам КЗ.

Рис. 15 Магистральное питание РП

В приведенных схемах реакторы предусмотрены в том случае, когда ощутима подпитка мест КЗ от электродвигателей. При этом более целесообразной может оказаться установка групповых реакторов на линиях электродвигателей, благодаря чему уменьшается пропускная мощность реакторов на вводах трансформаторов (схема л) или отпадает необходимость в реакторах и снижаются посадки напряжения при пусках и самозапусках электродвигателей.

Распределение электроэнергии с шин 5УР (рис. 14) осуществляется, как правило, радиальными линиями к распределительным подстанциям РП 6-10кВ, отдельным крупным электроприемникам и отдельным установленным вблизи трансформаторам ЗУР. Увеличение единичной мощности потребителей (цехов) и ограничения по генплану привели к сооружению магистральных токопроводов, от которых запитываются РП через реакторы или без них (рис. 15), на соответствующее РП. Эта схема, реализованная для ряда предприятий, не получила широкого распространения из-за тяжелых аварийных последствий. Реакторы устанавливают из-за больших токов КЗ, например для шинопровода U_ном = 10 кВ, I_ном = 5000 А, питающегося от ГРУ 10 кВ ТЭЦ.

Рис. 16 Сетка схем главных шкафов КРУ серии КМ-1 и КМ-1Ф

Продолжение рис. 16

Распределительные устройства 6-10 кВ ГПП и подстанции 4УР выполняют сейчас, как правило, комплектными, состоящими из отдельных шкафов, каждый из которых предназначен для одной технологической операции (отключение, присоединение, измерение и др.).