Указания по применению схем распределительных устройств 10 (6) кВ

Для обеспечения электроэнергией местных потребителей и собственных нужд (СН) на подстанциях используются РУ 10(6) кВ. Применяются схемы с одной, двумя, четырьмя секционированными системами сборных шин (их три -- 10(6)-1, 10(6)-2, 10(6)-3).

Для данного курсового проекта рекомендуются схемы 10(6)-1, 10(6)-2.

Схема 10(6) - 1 – одна секционированная выключателем система шин, применяется при двух трансформаторах, каждый из которых присоединен к одной секции, [схема 10(6) - 1, рис. 3.11].

Схема 10(6) - 2 – две секционированные выключателями системы шин, применяются при двух трансформаторах с расщепленными обмотками НН присоединенных каждый к двум секциям [схема 10(6) - 2, рис. 3.12].

Рис. 3.11 Рис.3.12

Схема 10(6) – 1 Схема 10(6) - 2

3.4. Выбор технических параметров и характеристик основного оборудования линий и подстанций сети

К основному оборудованию, рассматриваемому в данном проекте, относятся линии электропередачи, трансформаторы (АТ), выключатели понижающих ПС, линейные выключатели питающей ПС или электростанции (источника питания), предназначенные для питания проектируемой РЭС, и компенсирующие устройства. Все электрооборудование должно выбираться со стандартными номинальными параметрами.

В настоящем курсовом проекте не производится выбор конкретных типов выключателей.

В соответствии с современными рекомендациями на стороне высшего напряжения (110 кВ и выше) ПС применяются элегазовые выключатели, на стороне низшего напряжения (6,10 кВ) – вакуумные и элегазовые выключатели, предпочтение отдается вакуумным выключателям как более дешевым.

Мощность компенсирующих устройств, при сравнении вариантов, выбирается, так как это было рекомендовано выше.

3.4.1. Выбор трансформаторов

Детальный анализ возможностей систематической перегрузки с учетом реального графика и коэффициента начальной нагрузки трансформаторного оборудования ПС в нормальных режимах в задачу данного проекта не входит.

Следует помнить о том, что понизительная подстанция районной электрической сети является центром питания нагрузок, которым требуется качественное напряжение. При этом отклонение напряжения не должно выходить за пределы регламентированного ПУЭ значения. Поэтому на ПС следует осуществлять централизованное регулирование напряжения. Для этого на подстанциях необходимо принимать к установке трансформаторы с устройством регулирования напряжения под нагрузкой (РПН). Согласно [3 п.1.2.23] устройства регулирования напряжения должны обеспечивать поддержание напряжения на шинах подстанций 6,10 кВ, к которым присоединены распределительные сети, в пределах не ниже 105% номинального в период наибольших нагрузок и не выше 100% номинального в период наименьших нагрузок этих сетей

Если в составе нагрузки ПС имеются потребители 1-й категории или Р _н max 10 МВт, то число устанавливаемых трансформаторов должно быть не менее двух. Установка на ПС более двух трансформаторов или АТ не рекомендуется и должна быть обоснована специально. На ПС 110 кВ, осуществляющих электроснабжение потребителей 3-й категории, допускается установка одного трансформатора мощностью до 6,3 МВА при наличии в сетевом районе централизованного передвижного трансформаторного резерва, дающего возможность замены поврежденного трансформатора за время не более одних суток. Мощность трансформатора на однотрансформаторной ПС выбирается по максимальной нагрузке потребления.

При выборе трансформаторов следует учитывать рекомендации ГОСТ 14209-97 [8] «Руководство по нагрузке силовых масляных трансформаторов», ГОСТ введен в действие 01.01.2002 г. Рекомендуется воспользоваться приложением Н (справочным), которое называется «Упрощенные таблицы допустимых аварийных перегрузок». Рекомендации приложения Н приведены для случая, когда отсутствует реальный график нагрузки, т.е. для стадии проектирования. Согласно приведенным в приложении Н таблицам, для силовых трансформаторов, применяемых в данном проекте (с первичным напряжением 110 или 220 кВ), допускается перегруз в зависимости от температуры охлаждающей (окружающей) среды и продолжительности перегрузок в течение суток (tперег.сут.). Летний сезон создает худшие условия для охлаждения трансформаторов. Если летом максимальная температура окружающей среды бывает +40°С на протяжении 8-ми часов, то допустимый перегруз следует определять для температуры +40°С и он составляет 1,1 от номинальной мощности, если максимальная температура другая и другая продолжительность ее в течение суток, то допустимый перегруз согласно таблице будет другой. При температуре +40°С и продолжительности перегрузки начиная от 8 часов и до 24 часов в течение суток перегруз допускается 1,1 от номинального тока (мощности), т.е. 10%; при той же температуре и продолжительности перегрузки - 4 часа перегруз допускается 1,2 от номинального тока (мощности), т.е. 20%. Продолжительность перегрузки в течение суток tперег.сут задается в задании на курсовой проект.

Таблица из указанного ГОСТа приведена ниже.

Таблица Н.1 -Допустимые аварийные перегрузки без учета предшествующей нагрузки

Продолжительность перегрузки в течение суток, ч	Перегрузка в долях номинального тока, в зависимости от температуры охлаждающей среды во время перегрузки
	-25°С				-20°C				-10°C
	ONAN	ON	OF	OD	ONAN	ON	OF	OD	ONAN	ON	OF	OD
0,5	2	1,8	1,6	1,4	1,9	1,7	1,6	1,5	1,7	1,6	1,5	1,4
1	1,9	1,7	1,6	1,4	1,9	1,6	1,5	1,4	1,7	1,5	1,5	1,4
2	1,9	1,7	1,5	1,4	1,8	1,6	1,5	1,4	1,7	1,5	1,5	1,3
4	1,8	1,6	1,5	1,4	1,7	1,6	1,5	1,4	1,6	1,5	1,4	1,3
8	1,7	1,6	1,5	1,4	1,7	1,5	1,5	1,4	1,6	1,5	1,4	1,3
24	1,7	1,6	1,5	1,4	1,6	1,5	1,5	1,4	1,6	1,5	1,4	1,3

Продолжительность перегрузки в течение суток, ч	Перегрузка в долях номинального тока, в зависимости от температуры охлаждающей среды во время перегрузки
	0°С				10°C				20°C
	ONAN	ON	OF	OD	ONAN	ON	OF	OD	ONAN	ON	OF	OD
0,5	1,7	1,5	1,4	1,3	1,7	1,4	1,4	1,3	1,5	1,3	1,3	1,2
1	1,7	1,5	1,4	1,3	1,6	1,4	1,4	1,3	1,4	1,3	1,3	1,2
2	1,6	1,5	1,4	1,3	1,5	1,4	1,3	1,2	1,4	1,3	1,3	1,2
4	1,6	1,4	1,4	1,3	1,5	1,3	1,3	1,2	1,4	1,3	1,2	1,2
8	1,6	1,4	1,4	1,3	1,5	1,3	1,3	1,2	1,4	1,3	1,2	1,2
24	1,5	1,4	1,4	1,3	1,5	1,3	1,3	1,2	1,4	1,3	1,2	1,2

Продолжительность перегрузки в течение суток, ч	Перегрузка в долях номинального тока, в зависимости от температуры охлаждающей среды во время перегрузки
	30 °С				40 °С
	ONAN	ON	OF	OD	ONAN	ON	OF	OD
0,5	1,4	1,2	1,2	1,2	1,3	1,2	1,2	1,2
1	1,3	1,2	1,2	1,2	1,3	1,2	1,2	1,1
2	1,3	1,2	1,2	1,2	1,3	1,2	1,1	1,1
4	1,3	1,2	1,2	1,1	1,2	1,2	1,1	1,1
8	1,3	1,2	1,2	1,1	1,2	1,1	1,1	1,1
24	1,3	1,2	1,2	1,1	1,2	1,1	1,1	1,1

В выше приведенной таблице из ГОСТ 14209-97:

ON означает виды охлаждения ONAN (М) или ONAF (Д)

OF означает виды охлаждения OFAF (ДЦ) или OFWF

OD означает виды охлаждения ODAF или ODWF.

Ниже приведены две таблицы с условными обозначениями видов охлаждения трансформаторов и расшифровкой видов систем охлаждения трансформаторов.

Таблица

Условное обозначение вида охлаждения		Вид системы охлаждения трансформатора
ГОСТ	Международное обозначение принятое СЭВ и МЭК
Сухие трансформаторы
С	AN	Естественное воздушное при открытом исполнении
СЗ	ANAN	Естественное воздушное при защищенном исполнении
СГ		Естественное воздушное при герметичном исполнении
СД	ANAF	Воздушное с принудительной циркуляцией воздуха
Масляные трансформаторы
М	ONAN	Естественная циркуляция воздуха и масла
Д	ONAF	Принудительная циркуляция воздуха и естественная циркуляция масла
МЦ	OFAN	Естественная циркуляция воздуха и принудительная циркуляция масла с ненаправленным потоком масла
НМЦ	ODAN	Естественная циркуляция воздуха и принудительная циркуляция масла с направленным потоком масла
ДЦ	OFAF	Принудительная циркуляция воздуха и масла с ненаправленным потоком масла
НДЦ	ODAF	Принудительная циркуляция воздуха и масла с направленным потоком масла
Ц	OFWF	Принудительная циркуляция воды и масла с ненаправленным потоком масла
НЦ	ODWF	Принудительная циркуляция воды и масла с направленным потоком масла

Таблица

№ п/п		Внутреннее охлаждение/ Inside	Outside /Внешнее охлаждение
1	С	АN
		Air Norm
		Естественное воздушное при открытом исполнении
2	СЗСГ	AN
		Air Norm
		Естественное воздушное при защищенном или герметичном исполнении	Естественное воздушное при защищенном или герметичном исполнении
3	СД	AN	AF
		Air Norm	Air Force
		Естественное воздушное	Воздушное с принудительной циркуляцией воздуха (дутьё)
4	М	ON	AN
		Oil Norm	Air Norm
		Естественная циркуляция масла	Естественная циркуляция воздуха
5	Д	ON	AF
		Oil Norm	Air Force
		Естественная циркуляция масла	Воздушное с принудительной циркуляцией воздуха(дутьё)
6	МЦ	OF	AN
		Oil Force	Air Norm
		Принудительная циркуляция масла с ненаправленным потоком масла	Естественная циркуляция воздуха
7	НМЦ	OD	AN
		Oil Direct	Air Norm
		Принудительная циркуляция масла с направленным потоком масла	Естественная циркуляция воздуха
8	ДЦ	OF	AF
		Oil Force	Air Force
		Принудительная циркуляция масла с ненаправленным потоком масла	Воздушное с принудительной циркуляцией воздуха(дутьё)
9	НДЦ	OD	AF
		Oil Direct	Air Force
		Принудительная циркуляция масла с направленным потоком масла	Воздушное с принудительной циркуляцией воздуха(дутьё)
10	Ц	OF	WF
		Oil Force	Water Force
		Принудительная циркуляция масла с ненаправленным потоком масла	Принудительная циркуляция воды
11	НЦ	OD	WF
		Oil Direct	Water Force
		Принудительная циркуляция масла с направленным потоком масла	Принудительная циркуляция воды
12	Н	LN Liquid Norm	AF Air Force
		Естественная циркуляция негорючего жидкого диэлектрика	Воздушное с принудительной циркуляцией воздуха(дутьё)
13	НД	LN	AF
		Liquid Norm	Air Force
		Естественная циркуляция негорючего жидкого диэлектрика	Воздушное с принудительной циркуляцией воздуха(дутьё)
14	ННД	LF	AF
		Liquid Force	Air Force
		Принудительная циркуляция жидкого диэлектрика с ненаправленным потоком диэлектрика	Воздушное с принудительной циркуляцией воздуха (дутьё)

3.4.2. Выбор проводов и сечений воздушных линий (ВЛ).

На воздушных линиях (ВЛ) предусматривается применение только сталеалюминевых проводов марки АС , маркируемых в соответствии с ГОСТ 839-80.

Выбор проводов ВЛ производится по экономической плотности тока для нормального режима (согласно [3 п. 1.3.25] и [4]) с последующей проверкой по допустимому нагреву в послеаварийном режиме (согласно [3 п. 1.3.2] и [4])

По [3 п. 1.3.25] сечения проводников должны быть проверены по экономической плотности тока. Экономически целесообразное сечение S, мм², определяется из соотношения

,

где - расчетный ток в час максимума энергосистемы определяемый по [4], А; - нормированное значение экономической плотности тока, А/мм , для заданных условий работы, выбираемое по [3 табл. 1.3.36]. Данная таблица из ПУЭ приведена ниже.

Сечение, полученное в результате указанного расчета, округляется до ближайшего стандартного сечения.

Следует также учитывать [3 п. 1.3.27] что увеличение количества линий или цепей сверх необходимого по условиям надежности электроснабжения в целях удовлетворения экономической плотности тока производится на основе технико-экономического расчета. В технико-экономических расчетах следует учитывать все вложения в дополнительную линию, включая оборудование и камеры распределительных устройств на обоих концах линий. Следует также проверять целесообразность повышения напряжения линии.

При этом во избежание увеличения количества линий или цепей допускается двукратное превышение нормированных значений , приведенных в [3 табл. 1.3.36].

Согласно [3 п. 1.3.31] выбор экономических сечений проводов воздушных и жил кабельных линий, имеющих промежуточные отборы мощности, следует производить для каждого из участков, исходя из соответствующих расчетных токов участков. При этом для соседних участков допускается принимать одинаковое сечение провода, соответствующее экономическому для наиболее протяженного участка, если разница между значениями экономического сечения для этих участков находится в пределах одной ступени по шкале стандартных сечений. Сечения проводов на ответвлениях длиной до 1 км принимаются такими же, как на ВЛ, от которой производится ответвление. При большей длине ответвления экономическое сечение определяется по расчетной нагрузке этого ответвления.

Таблица из [3таблица 1.3.36]. Экономическая плотность тока

Проводники	Экономическая плотность тока, А/мм2, при числе часов использования максимума нагрузки в год
	более 1000 до 3000	более 3000 до 5000	более 5000
Неизолированные провода и шины:
медные	2,5	2,1	1,8
алюминиевые	1,3	1,1	1,0

Кроме того, согласно [3 п. 1.3.2.], проводники любого назначения должны удовлетворять требованиям в отношении предельно допустимого нагрева с учетом не только нормальных, но и послеаварийных режимов, а также режимов в период ремонта и возможных неравномерностей распределения токов между линиями, секциями шин и т. п.. При проверке на нагрев принимается получасовой максимум тока, наибольший из средних получасовых токов данного элемента сети.

В [3 табл. 1.3.29.] приведены допустимые длительные токи для неизолированных проводов. Они приняты из расчета допустимой температуры их нагрева +70°С при температуре окружающего воздуха +25°С.

Таблица (не полная) [3 таблица 1.3.29]. Допустимый длительный ток для неизолированных проводов по ГОСТ 839-80

Номинальное	Сечение	Ток, А, для проводов марок
сечение,	(алюминий/	АС, АСКС, АСК, АСКП
мм2	сталь), мм2	вне помещений	внутри помещений
50	50/8	210	165
70	70/11	265	210
95	95/16	330	260
120	120/19	390	313
120	120/27	375	-
150	150/19	450	365
150	150/24	450	365
150	150/34	450	-
185	185/24	520	430
185	185/29	510	425
185	185/43	515	-
240	240/32	605	505
240	240/39	610	505
240	240/56	610	-
300	300/39	710	600
300	300/48	690	585
300	300/66	680	-
330	330/27	730	-	-	-	-	-

3.4.3. Способы обеспечения электроснабжения потребителей

Ниже приведены выдержки из официальных документов, касающиеся электроснабжения потребителей.

Согласно [6 п.5.24] при проектировании сети 220-330 кВ рекомендуется :

использовать в сети одно- и двухцепные ВЛ 220-330 кВ;

при питании ПС по одноцепной ВЛ с двухсторонним питанием общее число промежуточных ПС не должно превышать трех, а длина такой ВЛ не должна быть больше 250 км;

присоединять к двухцепной ВЛ 220 кВ с двухсторонним питанием до пяти промежуточных ПС. При этом присоединение ПС рекомендуется принимать по схеме «мостик» или блочной схеме (от одной или двух ВЛ 220 кВ);

Согласно [6 п.5.25] схема и параметры распределительной сети должны обеспечивать надежность электроснабжения, при которой питание потребителей осуществляется без ограничения нагрузки с соблюдением нормативных требований к качеству электроэнергии при нормальной схеме сети и при отключении одной ВЛ (одной цепи двухцепной ВЛ) или трансформатора с учетом допустимой перезрузки оставшихся в работе.

Согласно [6 п.5.26] проектирование распределительной сети осуществляется с учетом следующего:

при прохождении ВЛ по территории городов, промышленных районов, на подходах к электростанциям и подстанциям, в стесненных условиях, лесных массивах и др. ВЛ рекомендуется выполнять на двухцепных опорах;

при питании ПС с потребителями первой категории применение двух одноцепных ВЛ вместо одной двухцепной допускается при наличии обоснований.

Согласно [6 п.5.27] схемы внешнего электроснабжения промышленных предприятий, электрифицированных участков железных дорог, перекачивающих станций нефтепроводов и газопроводов, городских и сельских потребителей должны отвечать требованиям и рекомендациям соответствующих инструкций и отраслевых норм.

Согласно [6 п.5.28] при развитии сетей 110 кВ рекомендуется:

использовать в качестве источников питания сети 110 кВ подстанции 220-330/110 кВ, имеющие независимые питающие линии;

обеспечивать двухстороннее питание подстанций, присоединенных к одноцепной ВЛ 110 кВ. Длина такой ВЛ, как правило не должно быть больше 120 км, а количество присоединяемых промежуточных подстанций больше трех. Присоединение к такой ВЛ двухтрансформаторных ПС рекомендуется по схеме «мостик»;

осуществлять применение двухцепных ВЛ с двухсторонним питанием в системах электроснабжения крупных и крупнейших городов, а также в схемах внешнего электроснабжения потребителей транспортных систем (электрифицированные участки железных дорог и т.п.). К таким ВЛ рекомендуется присоединение не более пяти промежуточных ПС, осуществляя чередование ПС по схеме «мостик» и блочной схеме;

применять двухцепные тупиковые ВЛ в схемах электроснабжения крупных городов, промузлов, промышленных предприятий и т.п. с присоединением к такой ВЛ до двух ПС 110 кВ. К двум одноцепным тупиковым ВЛ могут быть присоединены до трех подстанций;

принимать к установке на ПС 110 кВ трансформаторы единичной мощностью не выше 63 МВА. Применение на ПС 110 кВ трансформаторов мощностью 80 МВА должно быть обосновано.

Согласно [3 п. 1.2.10] независимый источник питания - источник питания, на котором сохраняется напряжение в послеаварийном режиме в регламентированных пределах при исчезновении его на другом или других источниках питания. К числу независимых источников питания относятся две секции или системы шин одной или двух электростанций и подстанций при одновременном соблюдении следующих двух условий:

1) каждая из секций или систем шин в свою очередь имеет питание от независимого источника питания;

2) секции (системы) шин не связаны между собой или имеют связь, автоматически отключающуюся при нарушении нормальной работы одной из секций (систем) шин.

При решении вопросов резервирования следует учитывать перегрузочную способность элементов электроустановок [3 п. 1.2.11].

. При решении вопросов развития систем электроснабжения следует учитывать ремонтные, аварийные и послеаварийные режимы [3 п. 1.2.12].

Электроприемники первой категории в нормальных режимах должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых взаимно резервирующих источников питания, и перерыв их электроснабжения при нарушении электроснабжения от одного из источников питания может быть допущен лишь на время автоматического восстановления питания [3 п. 1.2.19].

Электроприемники второй категории в нормальных режимах должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых взаимно резервирующих источников питания [3 п. 1.2.20].

Для электроприемников второй категории при нарушении электроснабжения от одного из источников питания допустимы перерывы электроснабжения на время, необходимое для включения резервного питания действиями дежурного персонала или выездной оперативной бригады.

Для электроприемников третьей категории электроснабжение может выполняться от одного источника питания при условии, что перерывы электроснабжения, необходимые для ремонта или замены поврежденного элемента системы электроснабжения, не превышают 1 суток [3 п. 1.2.21].

Согласно [13 п.4.4.; 4.4.1; 4.4.2] электроприемники I и II категорий должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых взаимно резервируемых источников питания. Выбор независимых источников питания, как правило, осуществляет энергоснабжающая организация, которая в технических условиях на присоединение указывает характеристики внешних источников питания. При этом должна быть обеспечена бесперебойность питания электроприемников при аварийном отключении одного из независимых источников питания. Установившееся значение напряжения на оставшемся источнике питания в послеаварийном режиме должно быть не менее 0.9Uном. При аварийном отключении одного из источников питания и действии релейной защиты и автоматики на оставшемся источнике питания может иметь место кратковременное снижение напряжения. Если значение провала напряжения и его длительность таковы, что вызывают отключение электроприемников на оставшемся источнике питания, то эти источники питания не могут считаться независимыми. Значение остаточного напряжения на резервирующем источнике питания при к.з. на резервируемом источнике питания должно быть не менее 0,7 Uном.

Выполнение расчетов по определению напряжений на оставшемся в работе одном источнике питания в послеаварийном режиме при аварийном отключении другого, а также определение значения остаточного напряжения на резервирующем источнике питания при коротком замыкании (к.з.) на резервируемом источнике питания в объем данного курсового проекта не входит. Предполагаем, что заданный в курсовом проекте источник питания - системная подстанция или электростанция, имеет в своем составе два источника питания и удовлетворяет требованиям, предъявляемым к независимым источникам.

Из [13 п.6.10] При значительной доле в нагрузке электроприемников I категории электроснабжение их следует осуществлять по двум одноцепным ВЛ.

При необходимости прокладки двух линий по одной трассе предпочтение отдается применению двухцепных опор, как более экономичных и обеспечивающих надежность электроснабжения, для электроприемников II категории.

ВЛ 35 – 110 кВ и одноцепные линии до 330 кВ сооружаются, как правило, на железобетонных опорах. Двухцепные опоры на ВЛ 220 кВ применяются как стальные, так и железобетонные.