7.2. Основные положения по проектированию подстанций 35–220 кВ
Основные положения по проектированию подстанций определены в «Рекомендациях по технологическому проектированию подстанций переменного тока с высоким напряжением 35−750 кВ» [8].
Приведем отдельные требования, касающиеся схем подстанций.
Рекомендации распространяются на вновь сооружаемые, расширяемые, а также подлежащие техническому перевооружению и реконструкции подстанции и переключательные пункты напряжением 35−750 кВ.
Они предназначены для руководителей и специалистов проектных и эксплуатационных организаций электроэнергетики.
Рекомендации по технологическому проектированию подстанций (ПС) определяют основные положения по проектированию ПС и переключательных пунктов (ПП) переменного тока с высшим напряжением 35−750 кВ, включая ПС и распределительные устройства (РУ) заводского изготовления.
Рекомендации распространяются на вновь сооружаемые, расширяемые, а также подлежащие техническому перевооружению и реконструкции (ТПВ и РК) ПС и ПП напряжением 35−750 кВ.
При проектировании указанных ПС с учетом существующих схем РУ, компоновок оборудования, конструкций зданий и вспомогательных сооружений возможны обоснованные отступления от настоящих Рекомендаций. Указанное не распространяется на требования, связанные с техникой безопасности, пожаробезопасностью, экологией.
При проектировании ПС руководствуются Правилами устройства электроустановок, настоящими Рекомендациями, а также другими нормативными документами.
При проектировании подстанций обеспечивается:
• надежное и качественное электроснабжение потребителей;
• внедрение передовых проектных решений, обеспечивающих соответствие всего комплекса показателей подстанций современному мировому техническому уровню;
• высокий уровень технологических процессов и качества строительных и монтажных работ;
• соблюдение требований экологической безопасности и охраны окружающей среды;
• ремонтопригодность применяемого оборудования и конструкций;
• передовые методы эксплуатации, безопасные и удобные условия труда эксплуатационного персонала.
Проектирование новых подстанций выполняется на базе обоснований, содержащих основные технические решения, экономическую оценку эффективности инвестиций, а также финансовые показатели реконструируемой подстанции, в том числе себестоимость передачи электроэнергии, прибыль, рентабельность и срок инвестиций.
Проектирование ПС выполняется на основании:
• схемы развития энергосистемы;
• схемы организации ремонта, технического и оперативного обслуживания (схемы организации эксплуатации) энергосистемы;
• схемы развития средств управления общесистемного назначения, включающей релейную защиту и автоматику аварийного режима (РЗА), противоаварийную автоматику, а также схемы развития систем диспетчерского управления и систем учета энергии и мощности;
• схемы организации плавки гололеда на ВЛ в прилегающем к ПС районе.
Из схем развития энергосистемы и сетей района принимаются следующие исходные данные:
• район размещения ПС;
• нагрузки на расчетный период по годам и их рост на перспективу с указанием распределения их по напряжениям и категориям (%);
• число, мощность и номинальные напряжения трансформаторов;
• соотношения номинальных мощностей обмоток трехобмоточных трансформаторов;
• уровни и пределы регулирования напряжения на шинах ПС и необходимость дополнительных регулирующих устройств с учетом требований к качеству электроэнергии;
• необходимость, тип, количество и мощность источников реактивной мощности, в том числе шунтирующих реакторов;
• число присоединяемых линий напряжением 35 кВ и выше и их нагрузки (число линий 6, 10 кВ и их нагрузки − по данным заказчика);
• рекомендации по схемам электрических соединений ПС;
• режимы заземления нейтралей трансформаторов;
• места установки, число и мощность шунтирующих реакторов и других защитных средств ограничения перенапряжения в сетях 110 кВ и выше;
• места установки, число и мощность дугогасящих реакторов для компенсации емкостных токов в сетях 35 кВ и выше (для сети 6, 10 кВ − по данным заказчика);
• требования по обеспечению устойчивости электропередачи (энергосистемы);
• требования к схемам управления общесистемного назначения;
• расчетные значения токов однофазного и трехфазного КЗ с учетом развития сетей и генерирующих источников на срок до 10 лет, считая от предполагаемого срока ввода ПС в эксплуатацию, а также мероприятия по ограничению токов КЗ.
Из схем организации ремонта, технического и оперативного обслуживания (схем организации эксплуатации) энергосистем принимаются следующие исходные данные:
• форма и структура ремонтно-эксплуатационного обслуживания и оперативно-диспетчерского управления ПС;
• технические средства для ремонтно-эксплуатационного обслуживания и оперативно-диспетчерского управления ПС;
• граница раздела обслуживания объектов различными энергообъединениями и энергопредприятиями.
Из схем организации плавки гололеда на ВЛ в прилегающем к ПС районе принимаются следующие исходные данные:
• необходимость и способ плавки гололеда на проводах и тросах ВЛ, отходящих от ПС;
• количество устанавливаемых на ВЛ дистанционных сигнализаторов гололедообразования.
Из схем управления общесистемного назначения принимаются следующие данные:
• объемы реконструкции устройств релейной защиты и вторичных цепей самой ПС (при расширении и модернизации) и ПС прилегающей сети;
• объемы реконструкции средств противоаварийной автоматики (ПА), автоматического регулирования частоты и мощности (АРЧМ), напряжения (АРН) прилегающей сети;
• данные о необходимости установки дополнительных коммутационных аппаратов, измерительных трансформаторов.
Проект (рабочий проект) ПС выполняется на расчетный период (5 лет с момента предполагаемого срока ввода в эксплуатацию), а также с учетом перспективы ее развития.
При проектировании ПС рассматриваются вопросы по приведению схемы прилегающей электрической сети и ее отдельных элементов в соответствии с:
• выполненной и утвержденной схемой развития электрических сетей энергосистемы или ее отдельных элементов;
• обеспечением требований законодательства в области охраны окружающей среды и сбережения энергоресурсов.
В распределительной сети энергосистемы новое строительство и техническое перевооружение существующей сети направлено на обеспечение:
• необходимой надежности построения схем электрической сети, при которой обеспечиваются нормативные требования;
• инструкций, касающихся внешнего электроснабжения отдельных потребителей (групп потребителей);
• оптимизации работы электрической сети путем обеспечения условий регулирования напряжения (установка трансформаторов с РПН и др.), при которых достигается надлежащее качество напряжения у потребителей в нормальных и расчетных послеаварийных режимах работы электрической сети;
• ограничения токов к. з.
Выбор площадки для строительства ПС производится в соответствии с требованиями земельного, водного законодательства, законодательными актами по охране природы и использованию природных ресурсов на основании схемы развития электрических сетей района или схемы электроснабжения конкретного объекта и проектов планировки городов и поселков. Площадка ПС по возможности размещается вблизи центра электрических нагрузок, дорог, населенных пунктов, как правило, на непригодных для сельскохозяйственного использования землях.
Схемы электрических распределительных устройств напряжением 6−750 кВ выбираются с учетом схем развития энергосистемы, электроснабжения объекта и других внестадийных работ по развитию электрических сетей. На ПС могут использоваться 2 и более трансформаторов, устанавливаются, как правило, трехфазные трансформаторы.
Применяемые трансформаторы поставляются с устройством автоматического регулирования напряжения под нагрузкой. На стороне высшего напряжения (ВН) силовых трансформаторов подстанций 35, 110 кВ не используются предохранители. На стороне 6 и 10 кВ предусматривается, как правило, раздельная работа трансформаторов. Степень ограничения токов к. з. определяется с учетом применения наиболее легкого оборудования, кабелей и проводников. При необходимости компенсации емкостных токов в сетях 35, 10 и 6 кВ на ПС устанавливаются дугогасящие заземляющие реакторы с плавным или ступенчатым регулированием индуктивности.
Выбор электротехнического оборудования осуществляется на основе исходных данных о примыкающих электрических сетях, особых условиях окружающей среды, данных по росту нагрузок, передаваемой мощности, развитию электрических сетей на расчетный период и учета перспективы развития ПС на последующий период. Мощность трансформаторов выбирается так, чтобы при отключении наиболее мощного из них на время ремонта или замены оставшиеся в работе (с учетом их допустимой по техническим условиям на трансформаторы перегрузки и резерва по сетям среднего напряжения (СН) и низшего напряжения (НН)) обеспечивали питание нагрузки. При выборе типов выключателей рекомендуется руководствоваться следующим: в открытом РУ 110 кВ и выше предусматриваются выключатели наружной установки отечественного или импортного производства; в закрытом РУ 110 кВ должны, как правило, устанавливаться КРУЭ; в ОРУ 35 кВ − элегазовые или вакуумные выключатели; в РУ 6 и 10 кВ − шкафы КРУН с вакуумными или элегазовыми выключателями. При замене выключателей, отслуживших свой срок (напряжением 35 кВ и выше), применяются, как правило, элегазовые выключатели.
Разрядники в качестве средств защиты от перенапряжений на вновь проектируемых ПС 110−750 кВ не применяются. Количество комплектов и место установки ОПНЗ−750 кВ выбираются в соответствии с требованиями ПУЭ. ОПН устанавливаются для защиты трансформаторов, автотрансформаторов и шунтирующих реакторов в цепи их присоединений до выключателя. Проектирование заземляющих устройств выполняется в соответствии с нормированием по допустимому напряжению прикосновения либо по допустимому сопротивлению растекания.
ПС 35−750 кВ сооружаются, как правило, открытого типа.
ПС 35 и 110 кВ преимущественно проектируются комплектными, заводского изготовления. Применение некомплектных подстанций обосновывается проектом.
Сооружение закрытых ПС напряжением 35−220 кВ предусматривается в случаях:
• расположения ПС глубокого ввода с трансформаторами 16 МВ А и более на селитебной территории городов;
• расположения ПС на территории городов, когда это диктуется градостроительными соображениями;
• расположения ПС в районах с большими снежными заносами, в зонах сильных промышленных уносов и в прибрежных зонах с сильнозасоленной атмосферой;
• необходимости снижения уровня шумов до допустимых пределов.
РУ 6 и 10 кВ для комплектных трансформаторных ПС выполняются в виде КРУН или КРУ, устанавливаемых в закрытом помещении.
РУ 6 и 10 кВ закрытого типа могут применяться:
• в районах, где по климатическим условиям, условиям загрязнения атмосферы или наличия снежных заносов и пыльных уносов невозможно применение КРУН;
• при числе шкафов более 25;
• для размещения КРУ СН ПС 500 кВ и выше;
• при наличии обоснования.
На ПС 35−330 кВ с упрощенными схемами на стороне ВН с минимальным количеством аппаратуры, размещаемых в районах с загрязненной атмосферой, рекомендуется открытая установка оборудования ВН и трансформаторов с усиленной внешней изоляцией. Закрытая установка возможна при обосновании.
Уровень изоляции оборудования ОРУ выбирается в зависимости от степени загрязнения атмосферы природными или производственными уносами.
ЗРУ 35−330 кВ применяются в районах:
• с загрязненной атмосферой, где применение ОРУ с усиленной изоляцией или аппаратурой следующего класса напряжения с учетом ее обмыва не эффективно, а удаление ПС от источника загрязнения экономически нецелесообразно;
• требующих установки оборудования исполнения ХЛ при отсутствии такого исполнения;
• стесненной городской и промышленной застройки;
• с сильными снегозаносами и снегопадами, а также с особо суровыми климатическими условиями и при стесненных площадках при соответствующем технико-экономическом обосновании;
• где необходимо снижение уровня шумов до допустимых пределов.
На всех ПС устанавливаются не менее двух трансформаторов собственных нужд мощностью не более 630 кВА и выше. Для сети собственных нужд переменного тока принимается напряжение 380/220 В системы TN-С или TN-C-S. Питание сети оперативного тока от шин собственных нужд осуществляется на выходе 220 В.
Кабели, прокладываемые в пучках или в расположении общеподстанционного пункта управления (ОПУ), используются с изоляцией, не распространяющей горение (с индексом НГ).
На ПС 110 кВ и выше, как правило, применяется оперативный постоянный ток (ОПТ) напряжением 220 В. Источником напряжения ОПТ служит аккумуляторная батарея (АБ), работающая с зарядно-подзарядным агрегатом (ЗПА) в режиме постоянного подзаряда.
На ПС используется выпрямленный оперативный ток и переменный оперативный ток.
В проекте ПС должны быть решены в соответствии с ПУЭ и «Рекомендациями...» [8] следующие вопросы:
• управление, автоматика и сигнализация;
• оперативная блокировка неправильных действий при переключениях в электроустановках;
• релейная защита;
• противоаварийная автоматика;
• автоматизированное управление, АСУТП, диспетчерское управление;
• средства связи;
• вспомогательные сооружения (масляное, пневматическое и газовое хозяйство);
• водоснабжение, канализация, противопожарные мероприятия, отвод масла;
• ремонт, техническое и оперативное обслуживание;
• охранные мероприятия и биологическая защита;
• учет электроэнергии;
• охрана окружающей среды.
Классы точности коммерческих счетчиков активной электроэнергии для различных объектов учета приведены в табл. 7.1.
Таблица 7.1
Объект учета электроэнергии
|
Класс точности
счетчиков, не ниже
|
Линия электропередачи напряжением 220 кВ и выше
|
0,2
|
Трансформаторы мощностью 63 МВА и более
|
0,2 (0,5)
|
Линии электропередачи напряжением 35−150 кВ
|
0,5
|
Линии электропередачи и вводы напряжением 6−10 кВ с присоединенной мощностью 5 МВт и более
|
0,5
|
Прочие объекты учета
|
1(2)
|
Классы точности счетчиков технического учета активной электроэнергии для различных объектов учета приведены в табл. 7.2.
Класс точности счетчиков технического учета реактивной электроэнергии может выбираться на одну ступень ниже соответствующего класса точности счетчиков технического учета активной электроэнергии.
Таблица 7.2
Объект учета электроэнергии
|
Класс точности счетчиков, не ниже
|
Линии электропередачи напряжением 110 кВ и выше
|
0,5
|
Трансформаторы мощностью 10 МВА и более
|
0,5
|
Линии электропередачи и вводы напряжением 6−10−35 кВ
|
1
|
Прочие объекты учета
|
2
| |
