Справочник по проектированию электрических сетей

Карапетян И. Г.

Файбисович Д. Л.

Шапиро И. М.

Раздел 5

Основное электротехническое оборудование

 

 

При разработке схемы развития энергосистемы, выборе параметров и конфигурации электрической сети, выполнении проектов электростанций и ПС проводятся необходимые расчеты с целью проверки работоспособности электрической сети в нормальных и после — аварийных режимах. Расчеты базируются на параметрах оборудования электростанций (генераторы) и основного электротехнического оборудования ПС (трансформаторы, выключатели и др.), показатели которых рассматриваются ниже.

 

5.1. Генераторы

 

5.1.1. Турбо- и гидрогенераторы

В зависимости от рода первичного двигателя синхронные генераторы делятся на турбогенераторы (с приводом от паровых или газовых турбин) и гидрогенераторы (с приводом от водяных турбин). Обозначения типов синхронных генераторов приведены ниже.

Турбогенераторы выполняются с горизонтальной осью вращения. Диаметр ротора турбогенератора значительно меньше, чем его активная длина, ротор обычно имеет неявнополюсное исполнение. Предельный диаметр ротора при частоте вращения 3000 об /мин по условиям механической прочности составляет 1,2–1,25 м. Активная длина ротора по условиям механической жесткости не превышает 6,5 м.

Стремление к увеличению единичной мощности турбогенераторов реализуется за счет внедрения более интенсивных способов охлаждения без заметного увеличения габаритных размеров. Турбогенераторы мощностью более 50 МВт изготавливаются с водородным или жидкостным охлаждением обмоток. Основные технические данные турбогенераторов мощностью 60 МВт и более приведены в табл. 5.1.

Асинхронизированные турбогенераторы обладают возможностью обеспечивать устойчивую работу с глубоким потреблением и большим диапазоном регулирования реактивной мощности. Применение асинхронизированных турбогенераторов основывается на тех же принципах, что и при выборе средств компенсации реактивной мощности других видов. Основные технические данные выпускаемых и разрабатываемых асинхронизированных турбогенераторов приведены в табл. 5.2.

Гидрогенераторы выполняются преимущественно с вертикальной осью вращения. Турбина располагается под гидрогенератором, и ее вал, несущий рабочее колесо, сопрягается с валом генератора с помощью фланцевого соединения. Так как частота вращения мала, а число полюсов велико, ротор генератора выполняется с большим диаметром и сравнительно малой активной длиной. Относительно небольшая частота вращения (60-600 об /мин в зависимости от напора воды) определяет большие размеры (до 20 м в диаметре) и массы (до 1500 т) активных и конструктивных частей гидрогенераторов. Как правило, гидрогенераторы выполняются с вертикальным расположением вала. Исключение составляют гидрогенераторы с большой частотой вращения и капсульные гидрогенераторы, которые выполняются горизонтальными. Основные технические данные гидрогенераторов мощностью 50 МВт и более приведены в табл. 5.3.

Данные о мощности генераторов соответствуют их номинальному режиму работы. В часы максимума реактивной нагрузки иногда требуется работа генератора с пониженным cos φ. Длительная работа турбогенератора в режиме синхронного компенсатора с перевозбуждением допускается только при токе возбуждения не выше номинального. У генераторов с непосредственным охлаждением, как правило, cos φ ≤ 0,95-0,96. При повышении cos φ до 1,0 длительно могут работать только генераторы с косвенным охлаждением. Максимальная реактивная нагрузка генератора при работе в режиме синхронного генератора с недовозбуждением определяется на основании тепловых испытаний и может быть оценена (для агрегатов 200 и 300 МВт) по рис. 5.1.

Полная мощность гидрогенератора, как правило, не зависит от cos φ и равна номинальной, если гидрогенератор приспособлен для работы в режиме синхронного компенсатора (режим работы определяется при выполнении проекта ГЭС).

В аварийных режимах допускается перегрузка генератора по токам статора и ротора согласно техническим условиям. Если в технических условиях соответствующие указания отсутствуют, кратковременные перегрузки по току статора принимаются по табл. 5.4. Данные по допустимой перегрузке по току ротора генераторов с непосредственным охлаждением приведены в табл. 5.5. Допустимая перегрузка генераторов с косвенным охлаждением обмоток определяется допустимой перегрузкой статора.

Моменты инерции некоторых паровых турбин имеют следующие значения:

Моменты инерции гидротурбин составляют примерно 10 % момента инерции присоединенных к ним гидрогенераторов.

Таблица 5.1

Окончание табл. 5.1

Таблица 5.2

Таблица 5.3

Окончание табл. 5.3

Таблица 5.4

Таблица 5.5

 

5.1.2. Дизельные и газотурбинные электростанции. Парогазовые установки

По состоянию на начало 2010 г. в малой энергетике страны свыше 95 % действующих установок (единичной мощностью более 1 МВт) являются дизельными электростанциями (ДЭС). Широкое применение ДЭС определяется рядом их важных преимуществ перед другими типами электростанций:

высокий КПД (до 0,35—0,4) и, следовательно, малый удельный расход топлива (240–260 г/кВт ч);

быстрота пуска (единицы — десятки секунд), полная автоматизация всех технологических процессов, возможность длительной работы без технического обслуживания (до 250 ч и более);

малый удельный расход воды (или воздуха) для охлаждения двигателей;

компактность, простота вспомогательных систем и технологического процесса, позволяющие обходиться минимальным количеством обслуживающего персонала;

малая потребность в строительных объемах (1,5–2 м3/кВт), быстрота строительства здания станции и монтажа оборудования (степень заводской готовности 0,8–0,85);

возможность блочно-модульного исполнения электростанций, сводящая к минимуму строительные работы на месте применения.

Главными недостатками ДЭС являются высокая стоимость топлива и ограниченный по сравнению с электростанциями централизованных систем срок службы (ресурс).

Российская промышленность предлагает широкий выбор ДЭС во всем необходимом диапазоне мощностей и исполнений (табл. 5.6).

В последние годы получают все возрастающее использование ГТУ и газотурбинные электростанции (ГТЭС) малой мощности (2,5—25,0 МВт). ГТЭС характеризуются высокой заводской готовностью. В табл. 5.7 приведены основные технические характеристики ГТЭС, выпускаемых ЗАО «Искра-Энергетика» (г. Пермь).

Особенно эффективно использование ГТЭС для электроснабжения нефтяных и газовых месторождений.

Одним из основных направлений научно-технической политики в энергетике является широкое внедрение ПГУ. Применение ПГУ обеспечит повышение КПД энергоустановок с 30–35 % до 50–60 %, уменьшение воздействия на окружающую среду, снижение расхода топлива на производство электроэнергии на 25–35 %. Электростанции с ПГУ могут сооружаться за два года от начала строительства до ввода в действие. ПГУ характеризуются как малогабаритные электростанции и поэтому могут размещаться вблизи центров энергопотребления.

Намечается установка блоков ПГУ-450 с генераторами типа ТЗФГ-3×160 при расширении московских ТЭЦ.

Ввод в эксплуатацию Северо-Западной ТЭЦ с ПГУ-450Т (г. Санкт-Петербург) является новым этапом в развитии ПГУ в России. Основные компоненты парогазовых энергоблоков Северо-Западной ТЭЦ — газовые турбины мощностью 153,7 МВт типа V94,2 фирмы Siemens (изготавливаются на заводе фирмы и на ЛМЗ). Паровые турбины типа Т-160—7,7 поставляются ЛМЗ. Каждая из газовых и паровых турбин приводит в действие генератор типа ТФГ(П)-160—2УЗ производства ОАО «Электросила» (табл. 5.8).

Таблица 5.6

Таблица 5.7

Таблица 5.8

Окончание табл. 5.8

 

5.1.3. Ветроэнергетические электростанции (ВЭС)

ВЭС производит электричество за счет энергии перемещающихся воздушных масс (ветра) и состоит из мачты, на вершине которой размещается контейнер с генератором и редуктором. К оси редуктора ВЭС прикреплены лопасти.

Преимущество ВЭС в следующем:

не загрязняют окружающую среду вредными выбросами;

при определенных условиях могут конкурировать с невозобновляемыми энергоисточниками.

Вместе с тем ВЭС обладают недостатками, главные из которых следующие:

ветер от природы нестабилен, что затрудняет использование ветровой энергии из-за необходимости установки резерва в энергосистеме;

создают шумы, поэтому они строятся на таком расстоянии от зданий, чтобы уровень шума не превышал 35–40 дБ;

создают помехи телевидению и радиосигналам;

причиняют вред птицам, если размещаются на путях их миграции и гнездования.

Основную проблему использования ВЭС вызывает непостоянная природа ветра. При этом мощность электростанций в каждый момент времени переменна, что не обеспечивает стабильное поступление энергии от одной ВЭС. Поэтому ВЭС для равномерной и стабильной работы строятся с устройствами аккумулирования электроэнергии.

Основные производители ВЭС — компании Vestas, Nordex, Panasonic, Vergnet, Ecotecnia, Superwind.

На начало 2006 г. общая установленная мощность ВЭС в мире составила около 40 ГВт, в том числе в Германии — 17 ГВт. Использование ВЭС растет весьма высокими темпами. По оценке к 2012 г. суммарная установленная мощность ВЭС возрастет до 150 ГВт, а в ряде стран поступление электроэнергии от них составит 10–15 % приходной части баланса электроэнергии энергосистемы. По местоположению ВЭС различают наземные установки (он-шоры) и прибрежные — в море (офф-шоры). Наибольшее использование получили морские ветропарки (ветрофермы), на которых устанавливаются десятки ВЭС. Указанное определяется более благоприятным ветровым режимом, а также экологическими соображениями.

Наибольшее использование получили ВЭС с горизонтальной осью вращения и диаметром рабочего колеса до 30 м (табл. 5.9).

Разрабатываются ветроэнергетические установки (ВЭУ) с диаметром колеса 100 м и более. В США в 2005 г. началось строительство самого большого в мире ветропарка Cape Cod у побережья штата Массачусетс, который будет иметь установленную мощностью 468 МВт.

Таблица 5.9

В России построено и пущено в эксплуатацию несколько ВЭС общей мощностью более 15 МВт.

Некоторые данные действующих и строящихся ВЭУ России приведены в табл. 5.10.

Таблица 5.10

 

5.1.4. Геотермальные электростанции (ГеоТЭС)

Зона возможного строительства ГеоТЭС в России в основном ограничивается Камчаткой и Курилами. Потенциальная мощность ГеоТЭС составляет 1 млн кВт. Основными месторождениями являются Паужетское, Мутновское, Киреунское и Нижне-Кошелевское. Использование действующих ГеоТЭС в России характеризуют данные табл. 5.11.

Таблица 5.11

В мире функционируют ГеоТЭС общей установленной мощностью около 7,5 тыс. МВт. Подобные электростанции успешно работают в Индонезии и на Филиппинах. За последние 3–4 года в западной части США были введены ГеоТЭС общей мощностью 900 МВт, себестоимость электроэнергии — 0,06—0,07 долл./кВтч.

 

5.1.5. Энергия морских приливов

Строительство приливных электростанций (ПЭС) с турбинами нового типа является одним из направлений развития гидроэнергетики. ПЭС могут работать в любой зоне графика электрических нагрузок, не загрязняют атмосферу вредными выбросами и не имеют зоны затопления. Капитальные затраты на сооружение ПЭС соизмеримы с затратами на строительство ГЭС.

В России с 1968 г. эксплуатируется одна приливная электростанция — Кислогубская ПЭС (400 кВт).

Для малой Мезенской ПЭС изготовлен экспериментальный металлический энергоблок с диаметром рабочего колеса 5 м на вертикальном валу и проектной мощностью 1500 кВт. Отработанная конструкция и технология доставки и установки будут использованы при строительстве перспективных ПЭС: Северной (Мурманская обл.), Мезенской (Архангельская обл.), Тугурской (Хабаровский край).

Запасы энергии приливов в России оцениваются в 270 млрд кВтч в год. В европейской части страны энергия приливов может быть получена в Мезенском заливе Белого моря, на Дальнем Востоке — в Тугурском заливе Охотского моря. Во Франции действует ПЭС на р. Ранс, на которой установлены 24 агрегата по 10 МВт.

 

5.1.6. Солнечные электростанции (СЭС)

Этот способ производства электроэнергии целесообразно рассматривать в регионах, где солнечное излучение составляет 1900 кВтч и более на 1 м2 в год (в Европе — Испания, Италия, Греция). Основным экономическим мотивом строительства СЭС является низкая себестоимость одного кВтч (0,16 евро). Из числа действующих может быть отмечена СЭС в г. Manzanares (Испания) мощностью 50 МВт, успешно работающая в течение 7 лет. Планируется построить крупнейшую в мире СЭС в австралийском г. Burogna мощностью 200 МВт.

 

5.1.7. Использование биомассы

За последние 30 лет в Европе в целом и в Скандинавских странах особенно потребность в эффективном использовании низкосортных видов топлива, таких как биомасса, стала расти во многом благодаря развитию технологии сжигания биомассы в котлах с кипящим слоем. Единичная мощность подобных установок 5-10 МВт. Обычно такие электростанции используются для обеспечения потребности близлежащих потребителей в электрической и тепловой энергии.

 

5.2. Подстанции

 

5.2.1. Общие технические требования

Опыт проектирования, строительства и эксплуатации ПС в отечественной и зарубежной практике работы энергосистем в условиях конкурентного рынка, появление новых образцов электротехнического оборудования и материалов позволили сформировать общие технические требования к ПС нового поколения.

ПС нового поколения характеризуются значительным уменьшением объема эксплуатационного и ремонтного обслуживания с переходом в перспективе к работе без постоянного обслуживающего персонала, планированию и проведению ремонтов по фактическому состоянию оборудования.

Экономическая эффективность ПС нового поколения обеспечивается:

повышением надежности электроснабжения узлов нагрузки и отдельных потребителей;

экономией эксплуатационных издержек;

уменьшением потребности в земельных ресурсах.

Указанное распространяется прежде всего на ПС с ВН 330–750 кВ ОАО «ФСК ЕЭС» и должно учитываться другими собственниками объектов ЕНЭС. Приведенные требования действуют:

при проектировании и строительстве вновь сооружаемых ПС;

при комплексной реконструкции и техническом перевооружении действующих ПС.

Общие технические требования к ПС 330–750 кВ нового поколения:

применение современного основного электротехнического оборудования, имеющего повышенную эксплуатационную надежность;

высокая степень автоматизации технологических процессов с контролем и управлением от удаленных центров управления (диспетчерских пунктов);

высокий коэффициент использования территории ПС;

минимальная протяженности кабельных трасс.

Ниже приводятся основные технические требования к оборудованию ПС, учет которых, в первую очередь, необходим при проектировании ПС нового поколения.

 

5.2.2. Основное электрооборудование подстанций 330 кВ и выше

Современные трансформаторы и АТ должны иметь обоснованно сниженные величины потерь холостого хода, КЗ и затрат электроэнергии на охлаждение, необходимую динамическую стойкость к токам КЗ, должны быть оснащены современными высоконадежными вводами (в том числе с твердой изоляцией), устройствами РПН, встроенными интеллектуальными датчиками и контроллерами, системами пожаротушения или предотвращения пожара. При соответствующем обосновании рекомендуется применять двухобмоточные АТ.

В проектах ПС следует применять элегазовые выключатели 110–750 кВ и разъединители с улучшенной кинематикой и контактной системой, с электродвигательным приводом (полупантографные, пантографные, а также горизонтально-поворотные с подшипниковыми устройствами, не требующими ремонта с разборкой в течение всего срока службы).

Отдельно стоящие трансформаторы тока (ТТ) и трансформаторы напряжения (ТН) применяются в тех случаях, когда встроенные ТТ не обеспечивают требуемых условий работы РЗА, автоматизированной системы контроля и учета электропотребления (АСКУЭ) и питания измерительных приборов.

Количество ТТ и их вторичных обмоток должно обеспечивать:

раздельное подключение средств РЗА, АСКУЭ и других измерений. Для подключения АСКУЭ ТТ должны иметь измерительную обмотку класса точности 0,2S (для ВЛ 220 кВ и выше), по остальным присоединениям — не ниже 0,5S (буква S обозначает обеспечение класса точности при широком изменении нагрузки);

подключение устройств РЗА к разным вторичным обмоткам класса «Р» с целью обеспечения надежности, резервирования и точности измерений.

ТН должны иметь отдельную вторичную обмотку для подключения средств АСКУЭ и измерительных приборов класса точности не ниже 0,2 (для ВЛ 220 кВ и выше) и не ниже 0,5 для остальных присоединений. На ПС, где существуют условия для возникновения феррорезонансных перенапряжений, ТН должны обладать антирезонансными свойствами.

Ограничители перенапряжения должны быть взрывобезопасными, с достаточной энергоемкостью и необходимым защитным уровнем.

При технико-экономической обоснованности рекомендуется применять трехфазные КРУЭ 110–750 кВ, размещаемые в закрытых помещениях, КРУЭ наружной установки (типа PASS) или КРУЭ контейнерного типа, а также управляемые средства компенсации реактивной мощности, в том числе на базе современной силовой электроники.

Основное оборудование ПС нового типа должно иметь систему мониторинга, интегрированную в автоматизированную систему управления технологическими процессами (АСУ ТП) и включающую подсистему диагностики его технического состояния.

 

5.2.3. Главная схема электрических соединений

Электрические схемы всех напряжений ПС должны быть обоснованно упрощены с учетом применения современного высоконадежного оборудования.

Для РУ 220 кВ и ниже в основном рекомендуется применять одинарные секционированные системы шин. Двойные и обходные системы шин, а также выключатели в количестве более одного на цепь рекомендуется применять только при наличии обоснования, в частности, в недостаточно надежных и нерезервированных электрических сетях.

Подключение резервных фаз АТ и ШР рекомендуется осуществлять с помощью джемперных схем (при помощи перемычек при снятом напряжении).

 

5.2.4. Схема собственных нужд, оперативный ток, кабельная сеть

Собственные нужды ПС 330 кВ и выше должны иметь питание от трех независимых источников. Питание сторонних потребителей от СН ПС не допускается.

При соответствующем обосновании предусматривается установка источников бесперебойного питания.

На каждом РУ питание устройств РЗ и приводов выключателей должно осуществляться оперативным током не менее чем от двух источников — аккумуляторных батарей (АБ), сети СН. При технико-экономическом обосновании для устройства РЗ рекомендуется предусматривать отдельные АБ.

АБ должны иметь повышенный срок службы (не менее 12 лет) и питаться от двух зарядно-подзарядных агрегатов (ЗПА). Выбор ЗПА и АБ осуществляется совместно.

Оба ЗПА должны быть нормально включены в работу и обеспечивать:

режим «горячего резерва»;

проведение уравнительного заряда АБ в автоматическом режиме;

интеграцию в АСУ ТП ПС.

Для каждой АБ следует предусматривать отдельный щит постоянного тока (ЩПТ). Каждый ЩПТ должен иметь не менее двух секций питания устройств РЗА и ПА.

Система постоянного оперативного тока должна иметь, как правило, двухуровневую защиту. Защитные аппараты сети постоянного оперативного тока должны обеспечивать требования надежности, селективности, чувствительности, резервирования и быстродействия. При этом должны быть предусмотрены средства контроля состояния сети оперативного постоянного тока (контроль изоляции, включенного/отключенного положения АБ, ЗПА, повышения/понижения напряжения и пр.), а также устройства автоматизированного поиска «земли». Силовые и контрольные кабели должны удовлетворять условиям невозгораемости (с индексом НГ).

Все первичное оборудование, заземляющее устройство ПС, устройства АСУ ТП, РЗА и ПА, системы АСКУЭ, средства и системы связи, цифровой регистр аварийных событий и т. п., а также вторичные цепи должны отвечать требованиям электромагнитной совместимости (ЭМС). Для этого рекомендуется применять технические решения, обеспечивающие оптимизацию трассировки кабельных потоков, исключение заземлений первичного оборудования в непосредственной близости от кабельных каналов и др.

Для ПС, на которых ведется техперевооружение, требования ЭМС должны выполняться на каждом этапе реконструкции и тех-

 

5.2.5. АСУ ТП, АСКУЭ, системы РЗА, ПА и связи

Системы автоматизации ПС (АСУ ТП, РЗА, ПА, АСКУЭ, средства системы связи, технологического видеоконтроля), как правило, проектируются на базе микропроцессорных устройств, объединенных единой платформой аппаратно-программных средств на базе 1Р-сетей с выходом на диспетчерские центры управления через цифровую сеть связи.

В систему автоматизации ПС должна быть интегрирована автоматизированная система комплексной безопасности, включающая комплекс распределенных автоматизированных систем охранной и пожарной сигнализации, пожаротушения, ограничения несанкционированного доступа, видеонаблюдения. Система видеонаблюдения ПС должна быть выполнена в охранных целях не только по периметру, но и на всех важных участках и сооружениях ПС.

АСУ ТП ПС должна обеспечивать возможность ее эксплуатации без постоянного обслуживающего персонала, а также контроль и управление оборудованием с удаленных диспетчерских центров. При этом должны быть выполнены требования обеспечения надежности и живучести системы, в том числе самодиагностика и резервирование оборудования АСУ ТП.

АСУ ТП должна обеспечивать:

единство системы измерений для контроля и управления оборудованием, технического и коммерческого учета, систем диспетчерского управления;

наблюдаемость параметров режима и состояния оборудования в нормальных и аварийных режимах;

управление всеми устройствами, действие которых необходимо для ведения режимов, предотвращения отказов оборудования, локализации и устранения последствий отказов оборудования с сохранением живучести ПС;

видеоконтроль и наблюдение за состоянием ПС, результатом переключений и действиями оперативного персонала;

передачу на верхние уровни управления информации АСУ ТП, включая поток видеоданных;

функционирование автоматизированного рабочего места (АРМ), оперативного и технологического персонала с квитированием действий оператора и блокированием недопустимой команды.

Состав и построение устройств РЗА и ПА должны:

обеспечивать селективное отключение КЗ в любой точке сети с минимальной выдержкой времени;

предотвращать нарушение устойчивости работы сети в аварийных и послеаварийных режимах;

сохранять все функции, а также не влиять на режим сети при выводе из работы любого терминала по различным причинам.

Централизованные комплексы ПА должны:

устанавливаться, как правило, на ПС или других объектах с постоянным обслуживающим персоналом;

обеспечивать контролируемое и эффективное воздействие на разгрузку потребителей в любой момент времени.

В части конструктивного выполнения систем РЗА должно быть сведено к минимуму соединение микропроцессорных устройств РЗА между собой с помощью контрольных кабелей; должны применяться специальные шины данных или 1Р-сеть.

АСКУЭ должна быть метрологически аттестована, проверена и должна обеспечивать автоматическое измерение приращений активной электроэнергии и интегрированной реактивной мощности, расчет полного баланса и потерь электроэнергии.

Система связи должна обеспечивать передачу: корпоративной (административно-хозяйственной) информации; технологической информации диспетчерско-технологического управления ПС и эксплуатационных служб:

РЗА и ПА;

АСУ ТП;

АСКУЭ;

другой информации с объекта.

Система связи с ПС должна обеспечивать:

организацию надежных отказоустойчивых каналов связи с применением различных средств связи (волоконно-оптических линий связей, высокочастотной связи по ВЛ, радиорелейных линий, УКВ-радиосвязи, спутниковой связи). При этом количество резервных каналов должно быть оптимизировано;

непрерывный мониторинг исправности каналов (как основных, так и резервных), выбор исправного канала при повреждении основного и автоматический переход на него;

скорость передачи информации по каналам должна обеспечивать технологические и корпоративные потребности ФСК ЕЭС.

Иерархия управления ПС должна быть выстроена следующим образом: ПС — МРСК — ММСК — ФСК ЕЭС с учетом организации оперативно-диспетчерского управления (РДУ, ОДУ, ЦДУ) и схемы взаимодействия субъектов оптового рынка электроэнергии (СО, АТС, ФСК ЕЭС).

На ПС должны быть предусмотрены АРМ оперативно-диспетчерского персонала (с полным набором средств управления и контроля ПС), АРМ персонала службы РЗА, АРМ персонала службы ПС, АРМ администратора системы (персонала АСУ ТП) и проч.

 

5.2.6. Строительная часть подстанции

Подстанция должна представлять собой единый архитектурно-промышленный комплекс. Площадь ПС должна быть сокращена за счет компоновочных решений, в том числе (при технико-экономическом обосновании) за счет компоновки РУ с килевым расположением оборудования. Здания для размещения средств управления ПС, а также размещения охранного персонала должны располагаться ближе к оборудованию РУ. При экономическом обосновании для каждого РУ может предусматриваться отдельное помещение для установки средств РЗА.

Рельсовые пути для перекатки силовых трансформаторов и реакторов при подключении резервных фаз с помощью джемперных схем не требуются.

При необходимости следует предусматривать проведение инженерно-мелиоративных мероприятий по уменьшению действия сил морозного пучения на вновь строящихся ПС, которые включают:

осушение грунтов в зоне нормативной глубины промерзания;

снижение степени увлажнения слоя грунта на глубине 2–3 м ниже сезонного промерзания;

использование поверхностных фундаментов с малым заглублением;

специальную обмазку фундаментов.

При наличии экономической целесообразности рекомендуется применять жесткую ошиновку на ОРУ.

Прокладка кабельных сетей должна осуществляться надземным способом. При этом следует исключать условия для повреждения кабелей при проведении на ПС любых работ и обеспечивать требования ремонтопригодности (возможность доступа для быстрой замены отдельных кабелей).

Здания должны строиться из кирпича. Наружная отделка — облицовочный кирпич. Плоские кровли зданий не применяются, используются только скатные крыши. Внутренняя отделка зданий ведется без применения мокрых процессов, двери выполняются из негорючего пластика. В целях экономии на теплообогреве и исключения несанкционированного доступа посторонних в технологические помещения в производственных зданиях по возможности не должно быть окон. Теплоносители в электроприборах должны быть хладостойкими.

Сети водопровода предпочтительно выполнять из оцинкованного металла, сети канализации — из полиэтиленовых труб.

На реконструируемых ПС не допускается создание постоянных площадок для хранения демонтированного основного и вспомогательного оборудования. Демонтированное оборудование должно передаваться на хранение в централизованный резерв ОАО «ФСК ЕЭС» или подлежать списанию.

При наличии экономической целесообразности для заземляющих устройств может применяться медь.

Следует предусматривать переход от средств пожаротушения к средствам предотвращения пожаров.

Территория ОРУ ПС должна быть укреплена слоем щебня толщиной не менее 10 см.

 

5.2.7. Ремонт, техническое и оперативное обслуживание

Организация эксплуатации ПС должна основываться на следующем:

оперативное управление осуществляется из удаленного центра управления, при необходимости — с АРМ на ПС;

профилактические и аварийно-восстановительные работы выполняются специализированными бригадами, дислоцирующимися в центре управления или на другой централизованной базе;

охрана предприятия выполняется специальной дежурной группой;

сервисное обслуживание и ремонт должны выполняться специализированными организациями, лицензированными и аттестованными в системе ОАО «ФСК ЕЭС», включая аккредитованные при заводах — изготовителях электрооборудования.

 

5.2.8. Нормативно-методическое сопровождение

При проектировании ПС переменного тока с высшим напряжением 330–750 кВ следует руководствоваться нормативными документами согласно приказу РАО «ЕЭС России» от 14.08.2003 г. № 422 «О пересмотре нормативно-технических документов и порядке их действия» в соответствии с Федеральным законом «О техническом регулировании», в том числе новыми главами ПУЭ 7-го издания, «Нормами технологического проектирования подстанций переменного тока с высшим напряжением 35-750 кВ», «Общими техническими требованиями к микропроцессорным устройствам защиты и автоматики» и другими действующими, а также новыми нормативно-техническими документами по мере их утверждения.

 

5.3. Трансформаторы и автотрансформаторы

 

5.3.1. Основные определения и обозначения

Трансформаторы предназначены для преобразования посредством электромагнитной индукции одной или нескольких систем переменного тока в одну или несколько других систем переменного тока. Различают двух-, трех- и многообмоточные трансформаторы, имеющие соответственно две, три и более гальванически не связанные обмотки. Передача энергии из первичной цепи трансформатора во вторичную происходит посредством магнитного поля.

Автотрансформатором называется трансформатор, две или более обмотки которого гальванически связаны так, что они имеют общую часть. Обмотки АТ связаны электрически и магнитно, и передача энергии из первичной цепи во вторичную происходит как посредством магнитного поля, так и электрическим путем.

В трансформаторе вся энергия трансформируется из первичной энергии во вторичную, тогда как в АТ только часть всей энергии трансформируется, а другая часть передается непосредственно из системы одного напряжения в систему другого напряжения без трансформации.

В трансформаторе первичная и вторичная обмотки с напряжением U1 и U2 имеют токи I1 и I2, протекающие в противоположных направлениях. В АТ часть первичной обмотки используется в качестве вторичной, что позволяет понизить напряжение во вторичной обмотке до U2. При этом часть первичной обмотки включает в себя вторичную и дополнительную часть с напряжением (U1 − U2). Ток, протекающий в общей части обмотки АТ, является разностью двух токов (I2 − I1). Поэтому общая часть обмотки может быть изготовлена из провода меньшего сечения, рассчитанная на разность токов (I2− I1) вместо полного тока I2.

С другой стороны, первичная обмотка, имеющая более высокое напряжение, как бы уменьшена до последовательной части АТ, имеющей n1 − п2 витков вместо полного числа витков n1. Следовательно, первичная обмотка уменьшается пропорционально величине (n1 − n2) /n1, а вторичная — пропорционально (I2 − I1)/I2. Это позволяет получить экономию активных материалов и размеров АТ по сравнению с трансформатором.

Для сравнения трансформаторов и автотрансформаторов приняты такие понятия, как «проходная» (Sпр) и «типовая» (Sт) мощности АТ.

Проходная мощность — мощность, передаваемая АТ во вторичную сеть, типовая мощность — мощность двухобмоточного трансформатора, имеющего параметры данного АТ.

Чем выше коэффициент трансформации (U1н/U2н), тем бóльшая выгода достигается с помощью АТ.

Различают силовые трансформаторы общего назначения, предназначенные для включения в сети, не отличающиеся особыми условиями работы, или для непосредственного питания совокупности приемников электрической энергии, не отличающихся особыми условиями работы, характером нагрузки или режимом работы. Силовые трансформаторы специального назначения, предназначены для непосредственного питания сетей и приемников электроэнергии, если эти сети и приемники отличаются особыми условиями работы, характером нагрузки или режимом работы. К числу таких сетей и приемников электроэнергии относятся, например, подземные рудничные и шахтные сети и установки, выпрямительные установки, электрические печи и т. п. Ниже приводятся номинальные данные по силовым трансформаторам общего назначения (мощность, напряжение обмоток и т. д.), соответствующие условиям их работы, установленным нормативными документами.

Номинальной мощностью двухобмоточного трансформатора является номинальная мощность каждой из его обмоток, в трехобмоточном трансформаторе — наибольшая из номинальных мощностей трех его обмоток.

За номинальное напряжение обмотки принимается напряжение между соответствующими зажимами, связанными с данной обмоткой при холостом ходе трансформатора.

По исполнению трансформаторы могут быть трехфазными и однофазными. В трехфазном трансформаторе под обмоткой обычно понимают совокупность соединенных между собой обмоток одного напряжения разных фаз. В двухобмоточном трансформаторе различают обмотку ВН, присоединяемую к сети высокого напряжения, и обмотку НН, присоединяемую к сети низкого напряжения. Обмотку трансформатора, к которой подводится электрическая энергия, называют первичной, а обмотку, от которой энергия отводится, — вторичной. В трехобмоточном трансформаторе различают обмотки ВН, СН и НН.

По виду охлаждающей среды различают сухие и масляные трансформаторы . Трансформаторы с естественным воздушным охлаждением (сухие трансформаторы) обычно не имеют специальной системы охлаждения. В масляных трансформаторах в систему охлаждения входят: бак трансформатора, заливаемый маслом, для мощных трансформаторов — охладители, вентиляторы, масляные насосы, теплообменники и т. д.

Ряды номинальных мощностей, на которые разрабатываются трансформаторы по ГОСТ 9680—77, приведены ниже, кВА:

 

5.3.2. Схемы и группы соединения обмоток трансформаторов

Схемы соединения обмоток трехфазного трансформатора обозначают в виде дроби, в числителе которой ставят обозначение схемы соединения обмотки ВН, а в знаменателе — обмотки НН. При наличии третьей обмотки СН обозначение схемы соединения обмотки СН располагают между обозначениями схем соединения обмоток ВН и НН.

Обозначения типов силовых и регулировочных трансформаторов приведены ниже.

В названии новых трансформаторов буква Г опускается, так как все они исполняются грозоупорными. Некоторые трансформаторы 35 кВ в обозначении имеют букву А, означающую изготовление обмотки из алюминия.

 

5.3.3. Параллельная работа трансформаторов

Параллельной работой двух или нескольких трансформаторов называется работа при параллельном соединении не менее чем двух основных обмоток одного из них с таким же числом основных обмоток другого трансформатора (других трансформаторов).

В целях правильного распределения нагрузки между параллельно работающими трансформаторами пропорционально их номинальным мощностям параллельная работа двухобмоточных трансформаторов рекомендуется для случаев:

равенства номинальных первичных и вторичных напряжений (допускается разность коэффициентов трансформации не более ±0,5 %);

тождественности групп соединения обмоток; равенства напряжений КЗ (допускается отклонение не более чем на ± 10 % средней величины).

При несоблюдении первого и второго условий в обмотках трансформаторов возникают уравнительные токи, которые в отдельных случаях, особенно при несовпадении групп, могут достигнуть и даже превысить значения тока КЗ. Несоблюдение третьего условия приводит к тому, что общая нагрузка распределяется между трансформаторами непропорционально их номинальным мощностям. Рекомендуется, чтобы отношение номинальных мощностей параллельно работающих трансформаторов не превышало 3:1.

 

5.3.4. Режим работы автотрансформаторов

Для АТ характерны следующие основные режимы работы:

1. Режимы ВН — СН и СН — ВН являются чисто автотрансформаторными режимами. В этих режимах может быть передана полная номинальная мощность АТ.

2. Режимы ВН — НН и НН — ВН являются чисто трансформаторными и позволяют осуществлять передачу мощности, равной мощности обмотки НН.

3. Режимы СН — НН и НН — СН являются чисто трансформаторными и позволяют осуществлять передачу мощности, равной мощности обмотки НН.

4. Комбинированные трансформаторные и автотрансформаторные режимы ВН — СН и одновременно ВН — НН, а также СН — ВН и одновременно НН-ВН. Если нагрузка на стороне НН отсутствует, то эти режимы переходят в автотрансформаторные ВН — СН и СН — ВН. При возрастании нагрузки в обмотке НН должна соответственно снижаться мощность на стороне СН, чтобы последовательная обмотка не перегружалась.

Нагрузка (перегрузка) АТ в трехобмоточном режиме определяется по току наиболее нагруженной обмотки, причем контролируются как линейные токи, так и ток общей обмотки.

Загрузка общей обмотки определяется как отношение фактического тока к ее наибольшему длительно допустимому току, указанному в паспорте.

Ниже приводятся значения наибольшего допустимого тока в общей обмотке АТ нового поколения.

 

5.3.5. Трансформаторы с расщепленными обмотками

Трансформаторы с расщепленными обмотками — трансформаторы, у которых одна из обмоток разделяется на две или большее число гальванически не связанных частей. Суммарная номинальная мощность этих трансформаторов равна номинальной мощности трансформатора, а напряжения КЗ относительно другой обмотки практически равны, так что эти части допускают независимую нагрузку или питание. Такие обмотки, обычно обмотки НН, называются расщепленными. При КЗ в цепи одной из частей расщепленной обмотки в других обмотках трансформатора возникают токи и напряжения существенно меньшие, чем в таком же трансформаторе с нерасщепленной обмоткой НН.

Преобразование переменного напряжения и тока, его повышение или понижение более экономично может быть осуществлено путем применения АТ. В отличие от трансформатора в АТ для преобразования напряжения используется не только магнитная связь обмоток, но и их прямое или встречное соединение.

На преобразование напряжения при помощи АТ затрачивается меньше активных материалов, чем на преобразование, осуществляемое при помощи трансформаторов. Это снижает также потери мощности и электроэнергии.

 

5.3.6. Регулирование напряжения трансформаторов

В соответствии с ГОСТ 11677—85 и стандартами на трансформаторы различных классов напряжений и диапазонов мощностей большинство силовых трансформаторов выполняются с регулированием напряжения, которое может осуществляться либо без возбуждения, т. е. при отключенном трансформаторе (ПБВ), либо под нагрузкой без перерыва электроснабжения потребителя (РПН).

ПБВ не может обеспечить встроенное регулирование напряжения, так как нагрузка и, следовательно, напряжение могут меняться в течение суток, а осуществлять переключения с такой частотой заведомо невозможно.

ПБВ применяется в трансформаторах малой и средней мощности на напряжения 6, 10 и реже 20 и 35 кВ, а также для переключения на стороне СН мощных трансформаторов, у которых обмотки ВН переключаются под напряжением.

Регулировочные ответвления размещаются, как правило, у трансформаторов на стороне ВН (в нейтрали ВН), а у АТ — на стороне СН (в линии СН) или в общей части гальванически связанных обмоток (в «нуле»).

Выбор схемы регулирования напряжения определяется рядом факторов: классом напряжения, числом фаз, коэффициентом трансформации и др.

Так, все трехфазные АТ 220/110 кВ, 330/110-150 кВ и однофазные АТ 500/220 кВ выполняются с регулированием напряжения в линии СН 110–150—220 кВ. Эта схема регулирования в линии СН имеет очевидные преимущества по расходу материала, потерям и качеству регулирования.

Схемы регулирования в нейтрали применяются в том случае, когда применение схем регулирования напряжения в линии СН технически невыполнимо или значительно усложнено. В трехфазном АТ 250000/500/110, в однофазных АТ 417000/750/500 и АТ 333 0 00/ 750/330 применяется схема регулирования в нейтрали.

Преимуществом схемы регулирования в нейтрали является существенное упрощение конструкции АТ и повышение его надежности. Однако вследствие «связанного» регулирования обмоток ВН и СН при изменении напряжения на ВН имеют место изменения напряжения на обмотке НН.

Все блочные трансформаторы выполняются без регулирования напряжения, кроме трансформаторов 220 кВ мощностью 80—200 МВ А, где предусматривается ПБВ ±2×2,5 %. В трансформаторах, работающих в блоке с генераторами, напряжение регулируется изменением возбуждения генератора.

Из соображения надежности АТ 1150 кВ АОДЦТ— 667/1150/500 выполняются без встроенного РПН.

Для принудительного перераспределения потоков мощности между параллельно работающими линиями электропередачи 750 и 330 кВ в АТ АОДЦТН—333000/750/330 было внедрено поперечное регулирование напряжений, т. е. изменение фазового угла между фазными напряжениями обмоток ВН и СН. Поперечное регулирование в АТ осуществляется за счет подключения в нейтрали регулировочной обмотки трансформатора поперечного регулирования (табл. 5.28).

Необходимые уровни напряжения в сети не всегда можно обеспечить с помощью только одних трансформаторов и АТ со встроенным регулированием напряжения. В тех случаях, когда электроснабжение осуществляется одновременно от обмоток АТ СН и НН, бывает необходимо осуществлять регулирование напряжения в сетях обоих напряжений. Для этой цели служат линейные регулировочные агрегаты. Их установка также позволяет осуществить регулирование без замены ранее установленных нерегулируемых трансформаторов (см. табл. 5.29).

 

5.3.7. Нагрузочная способность трансформаторов

Нагрузочной способностью трансформаторов называется совокупность допустимых нагрузок и перегрузок трансформатора. Исходным режимом для определения нагрузочной способности является номинальный режим работы трансформатора на основном ответвлении при номинальных условиях места установки и охлаждающей среды, определяемых соответствующим стандартом или техническими условиями.

Допустимым режимом нагрузки называется режим продолжительной нагрузки трансформатора, при котором расчетный износ изоляции обмоток от нагрева не превышает износа, соответствующего номинальному режиму работы. Перегрузочным считается такой режим, при котором расчетный износ изоляции превосходит износ, соответствующий номинальному режиму работы.

Стандартами установлены предельно допустимые температуры трансформаторов. Они основаны на длительном опыте эксплуатации трансформаторов и предусматривают непрерывную работу трансформатора при его номинальной мощности и предписанных окружающих условиях в течение установленного срока службы (20–25 лет).

Основанием для ограниченных во времени нагрузок работы трансформатора, в том числе и выше номинальной, является неполная нагрузка трансформатора в период, предшествующий допустимой нагрузке, и пониженная температура охлаждающей среды (воздуха или воды).

ГОСТ 14209—97 (МЭК 354—91) «Нагрузочная способность трансформаторов (и автотрансформаторов)» (далее — стандарт) и технические условия (ТУ) на трансформаторы и АТ содержат рекомендации о предельных допустимых нагрузках.

Так, в указанном стандарте приведены допустимые аварийные перегрузки для трансформаторов классов напряжения до 110 кВ включительно в зависимости от предшествующей нагрузки и температуры охлаждающего воздуха во время перегрузки. Для предшествующей нагрузки не более 0,8 номинального значения мощности трансформатора и температуры охлаждающего воздуха во время перегрузки t = 0 и 20 °C для трансформаторов классов напряжения до 110 кВ включительно допустимые аварийные перегрузки трансформаторов характеризуются данными табл. 5.12.

Таблица 5.12

В соответствии с ТУ № 3411-001-498-90-270-2005, согласованными с ФСК ЕЭС России, АТ в зависимости от предшествующей нагрузки 0,7 номинального значения мощности и температуры охлаждающего воздуха во время перегрузки t = 25 °C допускают следующие кратности и длительности аварийных перегрузок:

1.0 ч — 1,4;

2.0 ч — 1,3;

4.0 ч — 1,2.

 

5.3.8. Технические данные трансформаторов

Классификация трансформаторов отечественного производства по габаритам приведена в табл. 5.13.

Таблица 5.13

Окончание табл. 5.13

 

5.3.9. Мощности и напряжения КЗ трансформаторов

Мощности и напряжения КЗ трансформаторов и АТ 220–750 кВ установлены в ГОСТ 17544—85 и отражают сложившуюся в 60–70 гг. прошлого столетия ситуацию с развитием энергетики СССР и потребности в силовых трансформаторах в условиях централизованного планирования.

Следует отметить, что в зарубежных стандартах эти параметры устанавливаются непосредственно заказчиком исходя из конкретных условий использования трансформаторов.

В последнее десятилетие в энергетике и трансформаторостроении за рубежом наметилась тенденция снижения максимальных мощностей блочных трансформаторов в трехфазном исполнении. Это обусловлено экономическими соображениями ввиду необходимости иметь на электростанции резервные трансформаторы (фазы) для обеспечения надежного электроснабжения.

Указанная тенденция получает в последние годы практическое применение в отечественной энергетике, в частности при расширении действующих ТЭЦ с установкой на них крупных ПГУ мощностью 400–800 МВт. В табл. 5.14 приведены значения мощностей и напряжений КЗ блочных трансформаторов мощностью более 400 МВА по ГОСТ 17544—85 и рекомендуемые для повышения надежности энергетических блоков.

Таблица 5.14

Увеличение напряжения КЗ помимо повышения электродинамической стойкости обмоток при КЗ приводит к улучшению технико-экономических характеристик трансформаторов — снижению массы и потерь холостого хода. Поэтому при разработке новых мощных блочных трансформаторов в последнее время по согласованию с заказчиком и проектными организациями принимаются более высокие значения Uк.

В табл. 5.15 даны рекомендуемые значения Uк для силовых трансформаторов мощностью 400 МВ-А и выше.

Расчеты показывают, что указанное увеличение Uк в блочных трансформаторах практически не влияет на пропускную способность сети, так как Uк трансформаторов примерно в 2 раза меньше Uк генераторов.

Таблица 5.15

В автотрансформаторах 220–500 кВ по ГОСТ 17544-85 в режиме ВН-СН Uк составляет 10–11,5 %. Для уменьшения токов КЗ в ряде случаев целесообразно использовать Uk более высоких значений.

 

5.3.10. Трансформаторы со сниженным уровнем изоляции

Снижение уровня изоляции является важным фактором повышения технико-экономических показателей трансформаторов, позволяющим уменьшить потери холостого хода и полную массу трансформатора.

В последние годы на Московском электрозаводе разработаны серии АТ 167 МВА и 267 МВА напряжением 500/220 кВ со сниженным на одну ступень уровнем изоляции без изменения каких-либо требований к системе защиты от перенапряжений, что особенно важно для эксплуатации при замене старых конструкций трансформаторов. Параметры указанных АТ приведены в табл. 5.16.

В настоящее время ОАО ХК «Электрозавод» приступил к разработке и освоению трансформаторов нового поколения, в котором за счет применения новых материалов, конструктивных и технологических решений значительно повышается технический уровень трансформаторов: снижаются потери холостого хода, повышается надежность, решается проблема отказа от капитальных ремонтов в течение всего срока службы трансформаторов.

Таблица 5.16

В табл. 5.17-5.27 приведены основные каталожные и расчетные данные трансформаторов.

Таблица 5.17

Таблица 5.18

Таблица 5.19

Окончание табл. 5.19

Таблица 5.20

Таблица 5.21

Окончание табл. 5.21

Таблица 5.22

Таблица 5.23

Окончание табл. 5.23

Таблица 5.24

Таблица 5.25

Окончание табл. 5.25

Таблица 5.26

Таблица 5.27

Продолжение табл. 5.27

Окончание табл. 5.27

Таблица 5.28

Таблица 5.29

 

5.3.11. Кабельные трансформаторы

В настоящее время за рубежом широкое применение в распределительных сетях 10–20 кВ и на напряжении 110–500 кВ получили кабели с изоляцией из СПЭ. Одновременно с этим разработаны сухие трансформаторы с использованием поперечносшитого полиэтиленового кабеля.

Кабельные трансформаторы обладают повышенной надежностью благодаря простоте конструкции и высокой надежности кабеля, более безопасны и меньше воздействуют на окружающую среду, чем маслонаполненные трансформаторы.

Фирма АББ предлагает кабельные трансформаторы в диапазоне напряжений 36-145 кВ мощностью до 150 МВА.

Областью применения кабельных трансформаторов могут являться ПГВ в городах, где имеются высокие требования к пожаро-и взрывобезопасности, снижению загрязнения окружающей среды. В настоящее время препятствием к их применению является высокая стоимость.

 

5.3.12. Выбор трансформаторов и автотрансформаторов на понижающих подстанциях

Выбор количества трансформаторов (АТ) зависит от требований к надежности электроснабжения питающихся от ПС потребителей.

В практике проектирования на ПС рекомендуется, как правило, установка двух трансформаторов.

Применение однотрансформаторных ПС допускается:

в качестве первого этапа сооружения двухтрансформаторной ПС. При этом на период работы одного трансформатора должно быть обеспечено резервирование электроснабжения потребителей по сетям вторичного напряжения;

для питания потребителей, допускающих перерыв электроснабжения на время, достаточное для замены поврежденного трансформатора (например, насосные станции орошения земель);

Установка более двух трансформаторов (АТ) применяется:

на ПС промышленных предприятий, если необходимо выделить по режиму работы толчковые нагрузки (например, электропечи);

если целесообразно использование на ПС двух средних напряжений;

если для покрытия нагрузки недостаточно предельной мощности двух трансформаторов по существующей шкале.

на действующей двухтрансформаторной ПС при росте нагрузок сверх расчетного уровня по согласованию с заказчиком.

если для повышения надежности электроснабжения потребителей по требованию заказчика целесообразна установка трех трансформаторов (например, на ряде ПС, обеспечивающих электроснабжение г. Москвы).

Мощность трансформаторов выбирается по нагрузке пятого года эксплуатации, считая с года ввода первого трансформатора в работу.

Мощность трансформаторов выбирается так, чтобы при отключении наиболее мощного из них на время ремонта или замены оставшиеся в работе (с учетом их допустимой по ТУ перегрузки и резерва по сетям СН и НН) обеспечивали питание полной нагрузки.

Суммарная установленная мощность трансформаторов должна удовлетворять условиям

где

nт, Sт — количество и единичная мощность трансформаторов;

Pmax — максимальная нагрузка ПС в нормальном режиме;

Рав = Pmax − Ррез — нагрузка ПС в послеаварийном режиме после выхода из работы одного трансформатора;

Ррез — часть нагрузки ПС, резервируемая по сетям вторичного напряжения;

nотк — количество отключенных трансформаторов;

Кав — допустимый коэффициент перегрузки трансформатора в аварийных случаях по стандартам и ТУ (см. п. 5.3.7).

Выбор мощности трансформаторов классов напряжения до 110 кВ включительно производится согласно стандарту 14209—97. В соответствии со стандартом в аварийных случаях трансформаторы классов напряжения до 110 кВ включительно допускают перегрузку в 1,4 номинальной мощности. Перегрузка допускается на время максимума нагрузки продолжительностью не более 4 ч в сутки при условии, что предшествующая нагрузка составляла не более 0,8 номинального значения и температура охлаждающего воздуха во время перегрузки t = 20 °C. Поэтому для двухтрансформаторной ПС при отсутствии резервирования по сетям вторичного напряжения мощность каждого трансформатора должна быть не выше 0,7 Рав но не менее Pmax/2.

Мощность однотрансформаторной ПС определяется максимальной нагрузкой трансформатора в нормальном режиме. При проектировании нескольких взаиморезервируемых однотрансформаторных ПС мощность трансформаторов на них должна выбираться таким образом, чтобы в послеаварийном режиме с учетом указанной выше перегрузки обеспечивалось резервирование по сети НН наиболее мощной из ПС.

Выбор мощности АТ производится согласно ТУ № 3411-001-49890-270—2005 (см. п. 5.3.7). В соответствии с ТУ в аварийных случаях АТ допускают перегрузку в 1,2 номинальной мощности. Перегрузка допускается на время максимума нагрузки продолжительностью не более 4 ч в сутки при условии, что предшествующая нагрузка составляла не более 0,7 номинального значения и температура охлаждающего воздуха во время перегрузки t = 25 °C. Поэтому для двухтрансформаторной ПС при отсутствии резервирования по сетям вторичного напряжения мощность каждого АТ должна быть не выше 0,6 Pmax.

При использовании на ПС одной группы однофазных АТ предусматривается установка резервной фазы. В отдельных случаях с целью повышения надежности электроснабжения потребителей на ПС с двумя группами однофазных АТ также предусматривается установка одной резервной фазы.

При росте нагрузок сверх расчетного уровня увеличение мощности ПС производится, как правило, путем замены трансформаторов на более мощные. Установка дополнительных трансформаторов должна быть обоснована и согласована с заказчиком.

Решение о замене трансформаторов (АТ), установке дополнительных и сохранении действующих принимается на основании данных о фактическом состоянии работающих трансформаторов, надежности их работы за истекший период, техническом уровне, фактическом сроке эксплуатации по отношению к нормативному сроку работы, росту нагрузок, развитии примыкающих электрических сетей и изменении главной схемы электрических соединений ПС.

При реконструкции ПС АТ, имеющие регулирование напряжения с помощью вольтодобавочных трансформаторов, включаемых в их нейтраль, заменяются на соответствующие АТ, имеющие встроенное регулирование напряжения на стороне СН.

На ПС 220 кВ и выше, на которых в течение расчетного периода и последующих пяти лет не предусматривается нагрузка на напряжении 6-10 кВ, рекомендуется применение АТ 220 кВ мощностью 63 или 125 МВА с третичной обмоткой напряжением 0,4 кВ для питания собственных нужд ПС.

Для замены устаревшей группы АТ мощностью 3×167 МВА напряжением 500/220 кВ рекомендуется применение трехфазного двухобмоточного АТ мощностью 500 МВА указанных напряжений при условии решения вопросов питания собственных нужд ПС и транспортировки АТ.

На ПС 110 кВ с отдаленной перспективой роста нагрузки или с резко переменным графиком нагрузки рекомендуется применять трансформаторы с форсированной системой охлаждения, имеющие повышенную нагрузочную способность. Трансформаторы с повышенной нагрузочной способностью (на основе применения форсированной системы охлаждения) мощностью до 100 МВА включительно напряжением 110 и 220 кВ применяются в соответствии с действующими нормативными документами и заводскими инструкциями.

На ПС 110 кВ с трехобмоточными трансформаторами при сочетании суммарных нагрузок по сетям СН и НН, не превышающих в течение расчетного периода и последующих пяти лет номинальной мощности выбираемого трансформатора, целесообразно выбирать трансформатор с неполной мощностью обмоток СН и НН.

При замене на ПС одного из двух трансформаторов (АТ) проверяются условия, обеспечивающие параллельную работу оставшегося в работе и нового трансформаторов в автоматическом режиме регулирования напряжения на соответствующей стороне. При применении линейных регулировочных трансформаторов проверяется их динамическая и термическая стойкость при КЗ на стороне регулируемого напряжения. В необходимых случаях предусматривается соответствующее реактирование.

При неполной замене фаз группы однофазных АТ возможность работы в одной группе старых и новых фаз АТ, отличающихся значениями напряжений КЗ, проверяется специальными расчетами.

 

5.4. Коммутационная аппаратура

 

5.4.1. Выключатели

Коммутационные аппараты предназначены для присоединения отдельных элементов электрической части электростанций и ПС, а также для присоединения к ним линий электропередачи.

В электрических сетях 35 кВ и выше основным коммутационным аппаратом является выключатель.

Выключатели служат для включения и отключения токов, протекающих в нормальных и аварийных режимах работы электрической сети. Наиболее тяжелые условия работы выключателя возникают при отключении токов КЗ.

Основные типы выключателей, используемые для коммутации электрических цепей, описаны ниже.

Масляные выключатели. В этих аппаратах дугогасительное устройство заполнено трансформаторным маслом. Гашение электрической дуги осуществляется путем эффективного ее охлаждения потоками газа, возникающего при разложении масла дугой. Наиболее широкое распространение получили маломасляные выключатели на напряжения 10–20 кВ и 110–220 кВ.

Электромагнитные выключатели. На электрическую дугу, возникающую в процессе отключения, действует магнитное поле, которое загоняет дугу в керамическую гасительную камеру. Охлаждение дуги в камере создает условия для ее гашения. Электромагнитные выключатели выпускаются на напряжение 6-10 кВ.

Воздушные выключатели. Гашение дуги осуществляется потоком сжатого воздуха. Номинальное напряжение до 1150 кВ.

Элегазовые выключатели . Гашение дуги производится потоком элегаза, либо путем подъема давления в камере за счет дуги, горящей в замкнутом объеме газа. Применяются на все классы напряжения.

Вакуумные выключатели . Контакты расходятся в вакууме. Вакуумные выключатели применяются при напряжении до 110 кВ включительно. Вакуумные выключатели ВБЭ—110 предназначены для выполнения частых коммутационных операций в нормальных и аварийных режимах работы трансформаторов дуговых сталеплавильных печей и других электроустановок в достаточно жестких режимах (по 50-100 коммутаций в сутки).

Обозначения типов выключателей приведены ниже.

Основные характеристики масляных, воздушных, вакуумных и элегазовых выключателей 35-1150 кВ приведены в табл. 5.30-5.36, характеристики отделителей и короткозамыкателей — в табл. 5.37.

Значения скорости восстанавливающегося напряжения, имеющиеся в заводских материалах, приведены в табл. 5.32.

Выключатели могут применяться и в сетях более низкого напряжения, чем Uном; их отключаемая мощность при этом снижается пропорционально уменьшению напряжения.

Таблица 5.30

Окончание табл. 5.30

Таблица 5.31

Окончание табл. 5.31

Таблица 5.32

Окончание табл. 5.32

Таблица 5.33

Таблица 5.34

Окончание табл. 5.34

Таблица 5.35

Окончание табл. 5.35

Компания АББ производит также полный диапазон высоковольтных колонковых элегазовых выключателей с однополюсным или трехполюсным управлением напряжением до 800 кВ и током отключения до 63 кА:

EDF SK до 84 кВ с номинальным током до 2500 А;

LTB D до 170 кВ с номинальным током до 3150 А;

LTB E до 800 кВ с номинальным током до 4000 А;

WCB и DCB до 420 кВ — выключатели выкатной конструкции (WCB) и выключатели-разъединители (DCB) для применения в компактных РУ.

Таблица 5.36

Таблица 5.37

 

5.4.2. Технические характеристики КРУЭ

Основные элементы КРУЭ (выключатели, разъединители, сборные шины, трансформаторы тока и напряжения и пр.) заключены в кожухи (блоки), заполненные элегазом. Подобные конструкции обеспечивают модульный принцип построения КРУЭ.

Основные технические характеристики отечественных КРУЭ, выполненных по схеме с двумя системами сборных шин, приведены в табл. 5.38. Ячейки предназначены для внутренней установки. Каждая фаза заключена в собственный газоплотный кожух.

В табл. 5.39-5.41 отражены технические характеристики КРУЭ ряда ведущих зарубежных производителей.

Таблица 5.38

Таблица 5.39

Таблица 5.40

Окончание табл. 5.40

Таблица 5.41

 

5.5. Компенсирующие устройства

Компенсирующими устройствами называются установки, предназначенные для компенсации емкостной или индуктивной составляющей переменного тока. Обозначения типов КУ и реакторов приведены ниже.

В качестве средств компенсации реактивной мощности применяют шунтовые конденсаторные батареи, синхронные компенсаторы (СК), статические компенсаторы реактивной мощности, ШР, управляемые реакторы и асинхронизированные турбогенераторы (табл. 5.2).

Шунтовые конденсаторные батареи отечественного исполнения комплектуются из конденсаторов типа КСА-0,66–20 и КС2А-0,66–40. Для комплектования установок продольной компенсации, предназначенных для уменьшения индуктивного сопротивления дальних линий электропередачи, используются конденсаторы типа КСП-0,6-40.

Основные параметры шунтовых батарей конденсаторов, синхронных компенсаторов и статических компенсирующих и регулирующих устройств приведены в табл. 5.42-5.44.

Для компенсации зарядной мощности ВЛ применяются ШР и УШР (табл. 5.45-5.47), для стабилизации напряжения и управления перетоками реактивной мощности применяются УШР и источники реактивной мощности (ИРМ) на их основе (табл. 5.47), для компенсации емкостных токов замыкания на землю — заземляющие реакторы (табл. 5.49-5.50), для ограничения токов КЗ до допустимых значений по разрывной мощности выключателей — токоограничивающие реакторы (табл. 5.51-5.52).

Таблица 5.42

Окончание табл. 5.42

При проектировании новых линий электропередачи 500 и 220 кВ управляемость электрических сетей обеспечивается за счет применения статических компенсирующих и регулирующих устройств нового типа с применением преобразовательной техники. К ним относятся:

СТК — статические тиристорные компенсаторы реактивной мощности с непрерывным регулированием. СТК присоединяется к линии электропередачи через отдельный трансформатор или к обмотке НН АТ. Установленная мощность СТК может наращиваться путем увеличения отдельных модулей. В России имеется опыт разработки и эксплуатации основного оборудования СТК первого поколения. Дальнейшее развитие СТК может осуществляться в направлении разработки вентилей на базе мощных тиристоров, что позволяет создать СТК на напряжение 35 кВ мощностью до 250 Мвар;

ВРГ — «сухие» (без магнитопровода и масла) шунтирующие реакторы, присоединяемые к обмотке трансформаторов (АТ) на ПС через вакуумные выключатели;

УШР — управляемые ШР с масляным охлаждением. Изменение проводимости сетевой обмотки осуществляется путем подмагничивания магнитопровода либо другими способами с применением систем непрерывного или дискретного автоматического регулирования параметров реактора.

Типы регулирующих устройств, изготовителями и поставщиками которых могут быть предприятия России в ближайшей перспективе, приведены в табл. 5.44.

Таблица 5.43

Таблица 5.44

Таблица 5.45

Таблица 5.46

Таблица 5.47

Окончание табл. 5.47

Таблица 5.48

* Возможно применение других схем ИРМ.

** Возможно изготовление ИРМ любой номинальной мощности на любое номинальное напряжение (с 1 или 2 секциями БСК).

*** Номинальное напряжение БСК для ИРМ 6-220 кВ соответствует номинальному напряжению ИРМ (в скобках указана емкостная мощность ИРМ при двух секциях БСК).

**** Подключение БСК для указанных ИРМ осуществляется к компенсационной обмотке реактора с номинальным напряжением 10–35 кВ в зависимости от класса напряжения и мощности реактора ИРМ.

Таблица 5.50

Таблица 5.51

Таблица 5.52

Таблица 5.53

 

5.6. Электродвигатели

На режимы работы электрических сетей оказывает влияние работа крупных синхронных электродвигателей, устанавливаемых на промышленных предприятиях, компрессорных и насосных станциях магистральных газо- и нефтепроводов. Ниже даны обозначения синхронных двигателей; в табл. 5.54 приведены номинальные значения параметров двигателей.

Параметры электродвигателей при отклонениях напряжения сети от номинального значения приведены ниже:

Работа при напряжении свыше 110 % от номинального значения недопустима. Допустимые режимы при отклонениях температуры охлаждающего воздуха приведены ниже:

Таблица 5.54

Работа при пониженном (опережающем) cos ф допускается при условии, что ток ротора не превышает номинального значения и мощность электродвигателя должна быть снижена:

Электродвигатели СТД мощностью до 8000 кВт включительно допускают прямой пуск от полного напряжения сети, если сеть допускает броски пускового тока при включении и приводимые механизмы имеют моменты инерции ниже предельных. При этом в агрегате с приводимыми механизмами, имеющими малые моменты инерции, допускается два пуска из холодного состояния с перерывом между пусками 15 мин или один пуск из горячего состояния. В агрегатах с более тяжелыми механизмами допускается только один пуск из холодного состояния, а при работе двигателей с механизмами, имеющими предельные для указанных двигателей моменты инерции, пуск допускается только при пониженном напряжении сети и холодном состоянии.

Электродвигатели СТД мощностью 10000 и 12500 кВт допускают пуск только при пониженном напряжении сети через реактор или АТ.

Предельные моменты инерции механизма и допустимое время пуска для указанных выше режимов электродвигателей представлены в табл. 5.55. Вспомогательные данные, необходимые для расчета пусковых режимов, приведены в табл. 5.56-5.61.

При пуске двигателя должны соблюдаться следующие условия:

остаточное напряжение на шинах ПС, к которым присоединены другие электроприемники, не должно снижаться ниже 25 % номинального. Снижение напряжения ниже 25 % номинального допускается только при редком запуске (не чаще 1 раза в смену), если это не приводит к нарушению технологического процесса других электроприемников, питающихся от шин этой же ПС;

условия пуска следует проверять для ремонтной (послеаварийной) схемы, соответствующей минимальному значению тока КЗ (например, на двухтрансформаторной ПС следует считать один трансформатор отключенным). Расчет выполняется для пуска первого двигателя при остальных отключенных (пуск последующих облегчается за счет подпитки от работающих). Если при питании двигателя от одной расщепленной обмотки НН трансформатора пуск не обеспечивается, допускается кратковременное (на время пуска) включение секционного выключателя для параллельного соединения обеих ветвей обмотки трансформатора.

Таблица 5.55

Таблица 5.56

Таблица 5.57

Таблица 5.58

Таблица 5.59

Таблица 5.60

Таблица 5.61

 

5.7. Влияние дуговых сталеплавильных электропечей на системы электроснабжения

Работа дуговых сталеплавильных печей (ДСП) может вызвать помехи в системах электроснабжения потребителей, присоединенных к общим с ДСП ЦП («общим точкам»): отклонения и колебания напряжения, несимметрию токов и напряжений, несинусоидальность формы кривой напряжения и др. Основной помехой являются колебания напряжения, вследствие колебаний токов дуг ДСП. При этом колебания реактивной мощности печи значительно превышают колебания активной мощности.

Наиболее чувствительными к колебаниям напряжения электроприемниками являются осветительные приборы, телевизионная аппаратура, рентгеновские установки, ЭВМ, приводы бумагоделательных машин и др.

Колебания токов ДСП делятся на два вида: нерегулярные с частотой до 1 Гц и относительно регулярные с частотой 2-10 Гц. Размер броска тока нерегулярных колебаний с вероятностью 0,95 не превышает номинальный ток печного трансформатора. Размеры регулярных колебаний в большинстве случаев не более 50 % номинального тока.

В ГОСТ 13109—87 приведены значения допустимых колебаний напряжения на входах приемников электрической энергии для следующих трех случаев:

1. На входах осветительных установок с лампами накаливания в помещениях, где требуется значительное зрительное напряжение.

2. На входах осветительных установок с лампами накаливания в помещениях, где не требуется значительное зрительное напряжение.

3. На входах осветительных установок с люминесцентными лампами.

При присоединении к сети мощных ДСП следует проверить соответствие колебаний в сети общего пользования требованием для случая 2. При несоблюдении требований ГОСТ снижение влияния ДСП на качество электроэнергии в сети может быть достигнуто за счет целого ряда мероприятий, в том числе путем перехода вместо ламп накаливания на люминесцентное освещение (случай 3). Поэтому ниже рассматриваются условия, при которых колебания напряжения в «общей точке», вызванные работой одиночных ДСП, не превышают допустимые по ГОСТ для случаев «2» и «3».

В соответствии с ГОСТ допустимые колебания напряжения составляют:

Колебания напряжения в «общей точке» при работе одиночных ДСП могут быть определены следующим образом:

С учетом требований ГОСТ получаем условия:

Для нерегулярных колебаний до 1 Гц

Для регулярных колебаний 2-10 Гц

С лампами накаливания:

(случай 2) или Sк ≥ 79Sт, или Sк ≥ 91Sт,

с люминесцентными лампами:

На входах приемников электрической энергии с лампами накаливания условие, при котором колебания напряжения в «общей точке», вызванные работой одиночной ДСП, не превышают допустимые по ГОСТ

Sk ≥ 90Sт. (5.4)

Аналогично для приемников с люминесцентными лампами

Sk ≥ 59Sт. (5.5)

Для группы из «n» печей оценка колебаний напряжения выполняется с учетом следующих факторов.

1. Каждый цикл плавки, продолжающийся несколько часов, состоит из трех технологических периодов (расплавление, окисление и рафинирование) и кратковременных эксплуатационных простоев.

Наибольшее влияние на сеть ДСП оказывает в период расплавления, когда имеют место неустойчивое горение дуг, КЗ электродов с шихтой, обрывы дуг при обвалах, резкие перемещения электродов. В остальные периоды ток ДСП стабилизируется. Поэтому для группы из «n» ДСП необходимо учитывать только «m» печей, одновременно работающих в режиме расплавления.

Вероятность Pm, n совпадения периодов расплавления «m» печей из «n» совместно работающих определяется:

Из формулы (5.5) необходимо определить наибольшее значение «m», при котором Pm, n ≥ 0,05.

Для групп с числом ДСП n ≤ 6 расчетные значения «m», при которых вероятности Pm, n ≥ 0,05 (для среднего Р = 0,35), приведены ниже:

Для других значений «Р» и «n» значение «m» определяется по формуле (5.6).

2. В группе «m» печей, одновременно работающих в режиме расплавления, броски токов отдельных ДСП по времени, как правило, не совпадают.

В общем случае для «m» печей

Отсюда условие выполнения требований ГОСТ 13109—87 (при α = 1 и δu ≤ 1,27 %):

В случае однотипных печей:

Пример 1.

На одиночной ДСП-100 устанавливается печной трансформатор 80 МВА. Определить минимально допустимую мощность КЗ в «общей точке».

По формуле (5.4) определяем:

Sк ≤ 90 × 80 = 7200 МВА.

Пример 2.

То же, что в примере 1 — для 6 совместно работающих печей.

По таблице или формуле (5.5) определяем:

при n = 6, m = 4.

По формуле (5.9) получаем:

Sк ≤ 90×80×√4 = 14 400 MBA.

Если мощность КЗ в «общей точке» недостаточна, необходимо при выборе схемы электроснабжения предусмотреть мероприятия с целью повышения мощности КЗ, либо снижения влияния ДСП на качество электроэнергии в сети.

Повышение мощности КЗ в «общей точке» может быть достигнуто путем применения следующих мероприятий:

переноса узла присоединения ДСП в точку, расположенную электрически ближе к энергоисточникам (питание через отдельные трансформаторы от РУ более высокого напряжения, применения глубоких вводов и др.);

уменьшения индуктивного сопротивления питающих линий, продольной компенсации ВЛ, соединяющих «общую точку» с источниками, путем включения на параллельную работу питающих линий и трансформаторов, если это допустимо по условиям работы сети.

Уменьшение влияния работы ДСП на качество электроэнергии в сети может быть достигнуто за счет следующего:

применения устройств динамической компенсации, снижающих толчки тока ДСП;

мероприятий технологического характера: стабилизации дуги, выбора рационального режима работы печи, внедрения графиков согласования работы групп ДСП (со сдвигом во времени циклов плавки).

Осуществление указанных мероприятий ограничивает размеры колебаний напряжения в «общей точке»; при этом уменьшается «а» в выражениях (5.3) и (5.7), что приводит к снижению минимально допустимого значения Sк.

 

5.8. Комплектные трансформаторные подстанции

ОАО Самарский завод «Электрощит» выпускает КТПБ модернизированные КТПБ (М) 35—220 кВ и КРУ 110 и 220 кВ блочного типа (КРУБ) по типовым схемам. Использование КРУБ основано на применении жесткой ошиновки без сооружения порталов.

Номенклатура изделий завода и их краткая техническая характеристика приведена в табл. 5.62.

Таблица 5.62

Продолжение табл. 5.62

Окончание табл. 5.62

В объем заводской поставки входят основное электротехническое оборудование (за исключением силовых трансформаторов), металлоконструкции РУ, ошиновка и вспомогательное оборудование.

Технические параметры КТПБ (М) 35—220 кВ характеризуются данными табл. 5.63.

Таблица 5.63

Технические показатели КТПБ(М)110/10(6), 110/35/10(6) кВ с трансформаторами до 40 МВА и комплектных трансформаторных подстанционных установок (КТПУ) 35/0,4 кВ приведены в табл. 5.64-5.65.

Таблица 5.64

Таблица 5.65

 

5.9. Технические показатели отдельных подстанций

Ниже приведены характеристики и технические показатели отдельных ПС 110–500 кВ, выполненных в последние годы.

Таблица 5.66

Таблица 5.67

Окончание табл. 5.67

Таблица 5.68

Окончание табл. 5.68

Таблица 5.69

Окончание табл. 5.69

Нормы продолжительности проектирования и строительства ПС (СНиП 1.04.03–85) приведены в табл. 5.70.

Таблица 5.70

Окончание табл. 5.70

Земельные площади, отводимые под строительство ПС, представлены в табл. 7.17.