Схемы присоединения и выбор питающих напряжений

Решение о строительстве электростанций, подстанций, линий электропередачи и других объектов электроэнергетики, о строительстве за­вода (цеха), например по выпуску электрических машин определенно­го габарита или низковольтной аппаратуры, принимается специалиста­ми соответствующих электротехнических специальностей. Особенностью объектов электрики является то, что они, можно сказать, не выделяют­ся, а рассматриваются и утверждаются как часть предприятия, сооруже­ния — объекта, подлежащего новому строительству, реконструкции, модернизации, расширению, перевооружению (все далее называется строительством). Электрическая часть, определяющая электрическое хозяйство, становится важной частью, но, как правило, не определяю­щей принципиальные решения по объекту в целом.

Принятие технического решения начинается с утвержденного технологического задания на строительство завода определенного состава (пример см. в § 2.4); на организацию производства, например жести; на строительство цеха, например эмальпосуды, или отделения, напри­мер термообработки. По этим данным оценивают параметры электро­потребления, опираясь, в частности, на комплексный метод расчета электрических нагрузок, и готовят материалы для получения техниче­ских условий. Одновременно собирают сведения, которые включают: 1) особенности энергосистемы и вероятных мест присоединения; 2) дан­ные по объектам-аналогам и месту строительства. Определяющими на начальном этапе являются значение расчетного максимума нагрузки и число часов использования максимума, связанных с электропотребле­нием (2.12).

Исходными для окончательного выбора схемы электроснабжения служат следующие материалы:

генеральный план завода с размещением основных и вспомогатель­ных производственных зданий и сооружений, основных подземных и наземных коммуникаций:

данные по электроемкости, удельным расходам электроэнергии, по составу и характеру электрических нагрузок и электроприемников как технологических механизмов, так и вспомогательных устройств цехов и сооружений завода с выделением энергоемких агрегатов;

перечень объектов основного производственного, обслуживающего и подсобного назначения, энергетического хозяйства, включая сети и сооружения водоснабжения и канализации с указанием производст­венных показателей и объемно-планировочных архитектурных реше­ний, сменности работы, структуры управления;

данные по характеру производства, условиям пожаро- и взрыво-опасности, включая температуру, влажность, запыленность, агрессив­ность выделяемых веществ, загрязнение атмосферы и грунта;

требования к надежности электроснабжения отдельных производств, цехов, агрегатов и механизмов с выделением электроприемников осо­бой группы первой категории по надежности электроснабжения;

данные по нагрузкам сторонних потребителей, подключаемых к за­водским сетям; данные по токам и мощности короткого замыкания на шинах источников питания, требования к компенсации реактивной мощности в сетях завода, к устройствам релейной защиты, автомати­ки, связи и телемеханики;

геологические и климатические данные, включающие: характер грун­та в различных районах площадки завода, его состав, состояние, тем­пературу, удельные тепловое и электрическое сопротивления; глубину промерзания грунта, уровень грунтовых вод, расчетную температуру почвы в зонах прокладки электрических коммуникаций, высоту пло­щадки завода над уровнем моря, сейсмичность;

метеорологические условия, включающие: количество грозовых дней в году; скорость ветра; влажность; гололедность; максимальную, минимальную и среднюю температуру воздуха; наличие и характер за­грязненности воздуха пылью, химически активными газами и парами, естественную освещенность;

основные чертежи (планы и разрезы) цехов и сооружений завода с установкой технологического и вспомогательного оборудования;

основные архитектурно-строительные» чертежи зданий и сооруже­ний завода;

данные по силовому электрооборудованию (паспорта основных агрегатов, включая расчеты по приводу) и электроосвещению объек­тов завода;

сведения по организации электроремонта, возможности коопера­ции и специализации;

схема примыкающего района энергосистемы с характеристиками источников питания и сетей (внешнего электроснабжения).

Предварительные параметры электропотребления дают основание идентифицировать предприятие по электрической нагрузке и сформу­лировать предложения по 6УР. Для мини-предприятий 2 Ç 6УР, электро­снабжение которых осуществляется на напряжении до 1 кВ, выбор на­пряжения производится в исключительных случаях, как и для мелких предприятий 3 Ç 6УР, электроснабжение которых осуществляется на напряжении выше 1 кВ.

Напряжение 2УР для мини-заводов принимается, как и для всех близлежащих потребителей: оно может быть наиболее распространен­ным (380/220 В), устаревшим (220/127 В), считающимся перспектив­ным (660/380 В), редким (500 В) или каким-либо вообще нестандарт­ным. Это же относится к электроснабжению мелких предприятий, для

которых выбор высокого напряжения трансформатора определяется напряжением 6, 10, 20 кВ ближайшей РП. При сдаче под ключ мелких и мини-предприятий, в частности инофирмами (это же относится к от­делениям и участкам средних и крупных предприятий), возможно обо­рудование с нестандартным напряжением. Это требует установки пере­ходных трансформаторов без изменения присоединения к энергоси­стеме.

Предложения (проектные проработки) по 6УР для средних и круп­ных предприятий связаны с особенностями энергосистемы, к сетям ко­торой подключено предприятие. Основными параметрами, определяющи­ми конструктивное выполнение элементов и построение сети, для ли­ний электропередачи являются: номинальное напряжение, направле­ние (откуда и куда) и протяженность, количество цепей, сечение про­вода; для подстанций: сочетание номинальных напряжений, количе­ство и мощность трансформаторов, схема присоединения к сети и ком­пенсация реактивной мощности.

В стране сложились две системы номинальных напряжений электри­ческих сетей 110 кВ и выше: 110-220-500 кВ, достаточное для основ­ных сетей вплоть до середины 80-х годов, и ПО(150)-330-750 кВ. Для электроэнергетики это означает увеличение потерь электроэнер­гии из-за повышения числа трансформаций, создание сложных ком­мутационных узлов и ограничение пропускной способности межси­стемных связей; для электропромышленности — дополнительную загрузку и увеличение номенклатуры выпускаемых видов продукции; для электрики - финансирование дополнительного строительства подстанций и линий предприятиями, попавшими в зону "стыковки"; необходимость учета тенденции развития электрического хозяйства на 20-летнюю перспективу; перевод ВЛ 220 кВ на 330 кВ и демонтаж сети 220 кВ по мере ее физического и морального износа.

Сети 110(150) кВ являются основными распределительными сетя­ми энергосистем. По мере развития и роста напряжений электрических сетей растет и напряжение сети, предназначенной для распределения электроэнергии. На практике уже встречаются случаи, когда напряже­ние 220(330) кВ выступает распределительным. Международная кон­ференция по электрическим распределительным сетям рассматривает сети до 150 кВ. Развитие электрических сетей 110 кВ и выше характе­ризуется сетевым коэффициентом, составлявшим в бывшем СССР 1,74 км/МВт, и плотностью электрических сетей - 0,064 км/км² (в США соответственно 0,77 и 0,052). По мере роста плотности электрических нагрузок [см. (2.36)] значение сетевого коэффициента сни­жается. Сети 220(330) кВ предназначаются для питания крупных уз­лов 110 кВ, для обеспечения межсистемных связей, электроснабжения энергоемких предприятий производств (алюминия, проката, электро­стали и др.) путем сооружения подстанций глубокого ввода 220/110 кВ.

Электроэнергетикой России в 1993 г. эксплуатировалось подстан­ций:

Высшее напряже­ние, кВ Количество, шт.

750.................................................................................. 7

500.................................................................................. 90

330.................................................................................. 50

220.................................................................................. 2500

110....................................................................................................... 5500

ТП........................................................................................................ 507 000

Указанное количество подстанций обеспечивало электропотребление около 40 млн. потребителей, расплачивающихся по счетчикам.

Решение вопросов электроснабжения предприятия, связанных с при­соединением к сетям 110 кВ и выше, должно учитывать общие техни­ческие принципы построения сети на далекую перспективу (20-25 лет). Долгосрочные исследования содержат большую неопределенность исход­ной информации, экстраполяционные методы прогноза становятся не­приемлемыми. В большей степени возникает необходимость в профес­сионально-логическом анализе, оценивающем изменение технологии, уровни и размещение электрических нагрузок, изменение технико-экономических критериев. На предприятиях следует резервировать коридоры для прохождения воздушных или кабельных ЛЭП, места для сооружения подстанций и подъезды для транспортировки транс­форматоров.

При известной расчетной нагрузке Р_р = Р_тах выбор ЛЭП произво­дится по нормированной (экономической) плотности тока (табл. 3.1):

где I_p — расчетный ток в часы максимума энергосистемы, A; S — эко­номически целесообразное сечение, мм². Годовое число часов исполь­зования максимума активной нагрузки, принимаемого при выборе S, меньше и составляет 0,7 T_max., характеризующего Р_тах (2.6) каж­дой из подстанций 5УР и 4УР.

Таблица составлена для плотности тока J _эк =1,1 А/мм² для алю­миниевых и сталеалюминиевых проводов при числе часов использования максимума нагрузки в год 3000-5000 и cosj = 0,9. Предельная длина линий по табл. 3.1, определенная технике-экономическими расчетами при потере напряжения 10%, составляет, например, 32 км при передаче мощности 10 МВт на напряжении 36,7 кВ; 75 км при 50 МВт на напря­жении 115 кВ. В случае другого числа часов использования максимума, применения медного провода или кабеля вместо провода данные табл. 3.1 пересчитываются под другое нормированное значение J _эк, приводи­мое ПУЭ. При оценке перспективы следует ориентироваться на умень-

шение нормированного значения плотности тока с 1,0—1,2 до 0,8 А/мм², что уменьшит потери.

При решении вопросов электроснабжения крупного предприятия следует избегать сближения смежных напряжений. Это увеличивает обобщенный коэффициент трансформации ОКТ и ведет к усложнению режимов и увеличению потерь электроэнергии. Значение ОКТ в сетях 110 кВ и выше достигло 2,3 кВ - А на 1 кВт установленной мощности электростанций (1985 г.) при кратности роста 1,5 за 15 лет. Следует избегать трансформаций с коэффициентом 1,5-2 (например, 220/110 кВ, 330/220 кВ). Для энергоемких производств целесообразнее сооруже­ние ГПП 220/10 кВ.

Примерно 25% ВЛ по протяженности выполняются двухцепными в сетях 110 кВ, 17% - в сетях 220 кВ, ВЛ в сетях 330 кВ выполняются одноцепными.

При радиальной конфигурации электроснабжения ГПП предприятий двухцепные линии применимы, если потребители I категории можно обеспечить электроэнергией по линиям 10 кВ (в отдельных случаях - и по 0,4 кВ) от ГПП и РП, подключенных к другой двухцепной линии.

С точки зрения надежности одноцепные ЛЭП предпочтительней, но тре­буют большого коридора. Средневзвешенное сечение проводов для ВЛ 110 кВ составляет около 150 мм² и может быть рекомендовано 120-185 мм², для ВЛ 220 кВ - соответственно 240 и 300 мм².

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

Следует различать два принципиальных случая подключения пред­приятия к энергосистеме: к подстанции (или главному распредели­тельному устройству ТЭЦ на генераторное напряжение) и к ЛЭП. При­соединение к подстанции осуществляется через выключатель Q по од­ной из схем на рис. 3.1. Наиболее распространены схемы 1 и 2. При трех и более системах (секциях) шин возможно более надежное электро­снабжение потребителя: выключатель Q после его оперативного отклю­чения через разъединитель присоединяется к необходимой секции. При наличии обходной системы шин (схема 5) потребитель при отключе­нии Q может питаться через обходной выключатель Q -1, предназна­ченный для внутристанционных переключений.

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

Схема на рис. 3.2, а применяется редко и встречается для питания по­требителей III категории, предприятий в районах с небольшой нагруз­кой, удаленных или в начале строительства. По этой схеме возможно питание потребителя от другого ИП, что фактически означает переход к схеме на рис. 3.2, д, е. Схема на рис. 3.2, б наиболее распространена, количество присоединений (отпаек) к одной линии не должно быть больше трех (как указано на рисунке). Если подстанция питается радиально по одной или двум линиям без отпаек, ее называют тупи­ковой. Подстанции, изображенные на схемах рис. 3.2, а-г, называют ответвительными, на схемах рис. 3 2, д, е - проходными. Если через шины высокого напряжения ВН осуществляются перетоки мощности между отдельными точками сети, подстанцию называют транзитной.

Распространенность схемы на рис. 3.2, б для предприятий объясня­ется малыми расстояниями до ИП и высокой плотностью нагрузок, которая достигает для прокатного производства 0,39 МВт/га, сталепла­вильного 1,48 МВт/га (для коммунально-бытового потребления -до 12 МВт/км², а в отдельных промышленных зонах - до 30 МВт/км²).

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

Конфигурация на рис. 3.2, в-е применяется в сетях 220-110 кВ энергосистем при малых и средних мощностях нагрузок, на промыш­ленных предприятиях при наличии нескольких источников питания и необходимости обеспечения высокой надежности схемы электроснаб­жения. Средняя подстанция РП-2 на схеме на рио. 3.2, ж обеспечивается как потребитель особой группы I категории. Для схемы следует учи­тывать неэкономичное потокораспределение, больший уровень токов КЗ, большую сложность оперативных переключений.

Нормами технологического проектирования подстанций рекоменду­ются для РУ понижающих подстанций энергосистем схемы соединений, несколько отличающиеся от аналогичных по напряжениям и числу при­соединений, принятых для электростанций. Число трансформаторов понижающей подстанции обычно не более двух, тогда как на ТЭС онб обычно больше. На районной ТЭЦ (на рис. 1.2 указаны не все блоки) пять блоков: 2 х 100 + 2 х 120 + 1 х 160 МВт, на заводской ТЭЦ -шесть: 1 х 12 + 2 х 25 + 1 х 50 + 2 х 60 МВт. Трансформаторы могут присоединяться по одному к сборным шинам только с помощью

разъединителей, что объясняется редкими переключениями. На РУ электростанций каждый из блоков отключают (включают) по 10-20 раз в год, что требует выключателя в цепи повышающего трансфор­матора. Для понижающих подстанций с мощными потребителями I ка­тегории одновременное отключение обоих понижающих трансформато­ров (или AT) или питающих линий приводит к перерыву электроснаб­жения предприятий и к большому ущербу. Наличие в системе резерв­ной мощности никак не поможет потребителям данной подстанции.

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

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

Схема Л-Т с предохранителем у трансформатора на ВН (рис. 3.3, б) применяется, если обеспечивается селективность работы предохранителя

с защитой линий, присоединенных к стороне НН трансформатора, и с защитой питающей линии, если от последней питаются еще и другие подстанции.

Схема Л—Т с отделителем на ВН (рис. 3.3, в) применяется для ав­томатического отключения отказавшего трансформатора от линии, пи­тающей несколько подстанций, при невозможности применения схемы на рис. 3.3,6.

Схема с перемычкой (мостиком) между двумя Т (рис. 3.3, г, д) применяется при двух питающих линиях, при необходимости перехода на питание от одной линии обоих трансформаторов — ручного (схема на рис. 3.3, г) или автоматического с помощью выключателя в пере­мычке (рис. 3.3, д). Выбор варианта производится с учетом местных условий сети и потребителей подстанции. Схема на рис. 3.3, д приме­няется также при двустороннем питании или транзите мощности; при соответствующем обосновании в этой схеме вместо отделителей могут устанавливаться выключатели. При применении схемы на рис. 3.3, д при отказе выключателя в перемычке теряются все РУ. В про­мышленности выключатель чаще устанавливают между разъединителя­ми (в этом случае остается один мостик), что исключает автоматиче­ские переключения, но сохраняет возможность оперативной работы под нагрузкой.

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

Схема двойного мостика (рис. 3.3, е) применяется при двусторон­нем питании или транзите, допускающем разрыв связи между крайни­ми линиями при отключении средней линии, а также при ревизии лю­бого из двух выключателей. Схемой не выполнено общее требование обеспечения возможности ремонта любого выключателя без перерыва питания присоединения. Поэтому для РУ 110 кВ с тремя линиями и двумя трансформаторами, являющегося сетевым узлом, который может развиваться дальше, следует применить схему двойного мостика с об­ходным выключателем с пятью выключателями (рис. 3.3, ж).

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

Схеме расширенного квадрата предусматривает присоединение еще двух линий 220-330 кВ к тем двум углам квадрата, к которым при­соединены трансформаторы по схеме на рис. 3.3, з, при этом на всех четырех линиях устанавливаются линейные разъединители. В этой схе­ме отказ любой из двух линий, присоединенных к углам с трансформа­торами, будет приводить к отключению вместе с линией и связанного с ней трансформатора; плановые отключения линии на ремонт также

потребуют отключения трансформатора. В период ремонта одного из выключателей квадрата отказ среднего выключателя из трех оставших­ся в работе приведет к потере трех линий и одного трансформатора.

Схема на рис. 3.3, к выполняется в РУ 110 кВ с числом присоедине­ний до шести включительно, в том числе четырех линий и двух транс­форматоров (AT). Схема предусматривает выполнение одной рабочей и одной обходной систем шин; рабочая система шин секционируется на две части, связанные с помощью выключателя, который может быть использован также как обходной для поочередной замены выключате­лей линий при ремонте. В нормальном режиме этот выключатель соеди­няет секцию 1 рабочей системы шин с обходной системой шин, а затем с помощью шинной перемычки с двумя разъединителями по ее кон­цам присоединяет этот выключатель к секции 2 рабочей системы шин. При необходимости использования этого выключателя в качестве обходного он предварительно отключается, после чего отключаются оба разъединителя в шинной перемычке между обходной системой шин и секцией 2 с шин, при этом прекращается параллельная работа двух секций рабочей системы шин. Трансформаторы (AT) присоединяются к секциям шин только с помощью разъединителей.

Схема на рис. 3.3, л по числу присоединений к РУ 110-220 кВ аналогична схеме на рис. 3.3, к; различие в том, что в цепях трансформа торов установлены выключатели и что они присоединяются к рабочей и обходной системам шин. Для связи секций и для питания обходной системы шин установлен выключатель.

Схема на рис. 3.3, м — для РУ 110—220 кВ при семи и более присоеди­нениях. В ней установлен отдельный секционный выключатель кроме обходного, в связи с чем исключается перемычка между обходной и рабочей системами шин.

Схема на рис. 3.3, н предусматривает в РУ 110—220 кВ две основные и третью обходную системы шин с установкой на каждом присоедине­нии одного выключателя и двух отдельных шиносоединительных (ШСВ) и обходного (ОВ) выключателей; число присоединений в РУ - от 7 до 15 включительно.

В нормальном режиме половина линий и трансформаторов присоеди­нена к одной системе шин и другая половина — ко второй системе шин; при этом ШСВ включен и обеспечивает параллельную работу всех при­соединений. В этой схеме в случае отказа одного из выключателей при­соединений теряется половина цепей с сохранением в работе другой половины, а в случае отказа ШСВ теряются все присоединения. При ре­монте ШСВ для сохранения параллельной работы всех цепей необходи­мо перевести все цепи на одну систему шин (при этом увеличивается опасность потери всего РУ) либо перейти на раздельную работу двух систем шин с их присоединениями, что может представить затрудне­ния в питании сети и привести к увеличению потерь энергии в линиях и трансформаторах из-за неодинаковой загрузки последних.

Схема на рис. 3.3, о предназначается для РУ 110-220 кВ с числом присоединений более 15. Различие со схемой на рис. 3.3, н состоит в том, что каждая из рабочих систем шин секционируется выключателем на две части, причем на каждой из двух половин установлены отдель­ные ШСВ и 0В, и что обходная система шин разделена на две изоли­рованные части. В схеме установлено шесть дополнительных выключателей.

Поиск по сайту: