Выбор основного электротехнического оборудования для подстанций
Выбор электротехнического оборудования осуществляет заказчик на основании технических требований к оборудованию, представленных проектировщиком. Технические требования к оборудованию формируются на основании технико-экономических расчетов и сравнения различных вариантов компоновки ПС.
Исходными данными для расчетов являются данные:
— примыкающих электрических сетях;
— особых условиях окружающей среды;
— росте нагрузок, передаваемой мощности;
— развитии электрических сетей на расчетный период и учете перспективы развития ПС на последующий период не менее 5 лет.
При проектировании ПС, ТП и РП должны применяться оборудование и материалы, соответствующие российским стандартам и сертифицированные в установленном порядке.
Мощность трансформаторов выбирается так, чтобы при отключении наиболее мощного на время ремонта или замены трансформаторы, оставшиеся в работе, с учетом допустимой по техническим условиям на трансформаторы перегрузки и резерва по сетям СН и НН обеспечивали питание нагрузки.
Трансформаторы с повышенной нагрузочной способностью (на основе применения форсированной системы охлаждения) мощностью до 100 МВ·А включительно класса напряжения 110 (150) кВ выбираются в соответствии с действующими нормативными документами и заводскими инструкциями.
Решение о замене трансформаторов, установке дополнительных или использовании действующих принимается на основании данных о фактическом состоянии трансформаторов, надежности их работы за истекший период, техническом уровне, фактическом сроке эксплуатации в отношении к нормативному сроку службы, росте нагрузок, развитии примыкающих электрических сетей и изменении главной схемы электрических соединений ПС.
На ПС 110 (150) кВ с отдаленной перспективой роста нагрузки или с резко переменным графиком нагрузки рекомендуется применять трансформаторы с форсированной ступенью охлаждения, имеющие повышенную нагрузочную способность.
На ПС 110 (150) кВ с трехобмоточными трансформаторами при сочетании суммарных нагрузок по сетям среднего и низкого напряжения, не превышающих в течение расчетного периода и последующих 5 лет номинальной мощности выбираемого трансформатора, целесообразно выбирать трансформатор с неполной мощностью обмоток среднего и низкого напряжения.
При применении линейных регулировочных трансформаторов следует проверять динамическую и термическую стойкость при КЗ на стороне регулируемого напряжения. В необходимых случаях предусматривается установка токоограничивающих реакторов.
Для масляных и сухих трансформаторов, а также трансформаторов с жидким негорючим диэлектриком и элегазовых трансформаторов допускаются систематические перегрузки, значение и длительность которых регламентируются инструкциями заводов-изготовителей. В аварийных режимах допускается кратковременная перегрузка трансформаторов выше номинального тока при всех системах охлаждения независимо от длительности и значения предшествующей нагрузки и температуры охлаждающей среды. Условия эксплуатации, допустимые продолжительные перегрузки сухих трансформаторов на напряжение 6 — 35 кВ устанавливаются заводскими инструкциями. При росте нагрузок сверх расчетного уровня увеличение мощности ПС производится путем замены трансформаторов на более мощные, установка дополнительных трансформаторов должна быть обоснована.
При замене одного трансформатора на ТП 6 — 20 кВ и ПС 35, 110 (150) кВ проверяются условия, обеспечивающие параллельную работу старого и нового трансформаторов в автоматическом режиме регулирования напряжения на соответствующей стороне.
При выборе типов выключателей в ОРУ 35, 110 (150) кВ предусматриваются:
— взрывобезопасные элегазовые колонковые и баковые выключатели (наличие клапанов сброса давления для выключателей 110 кВ обязательно), преимущественно с пружинными приводами, которые должны обеспечивать работоспособность во всем требуемом диапазоне температур;
— по мере развития технологий — вакуумные выключатели, а также выключатели-разъединители;
— в цепи (У)ШР и конденсаторных батарей — выключатели, предназначенные для коммутации тока реактора и конденсаторных батарей соответственно.
При выборе коммутационного оборудования следует применять:
— в ЗРУ 110(150) кВ — КРУЭ с пружинно – двигательными приводами выключателей;
— в ЗРУ 6- 35 кВ — шкафы КРУ с вакуумными или элегазовыми выключателями;
— в ТП 6 — 20/0,4 кВ и ПС 35/0,4 кВ — щитовые устройства 0,4 кВ, которые могут комплектоваться автоматическими выключателями, контакторами или предохранителями;
-в СТП и КТП мачтового исполнения — комплектные шкафы 0,4 кВ наружной установки.
При выборе оборудования и ошиновки по номинальному току необходимо учитывать нормальные эксплуатационные, послеаварийные и ремонтные режимы, а также перегрузочную способность оборудования.
Оборудование и ошиновка в цепи трансформаторов должны выбираться с учетом установки в перспективе трансформатора, следующего по шкале мощности. При этом в цепях ВН и СН всех трехобмоточных трансформаторов, ВН и НН двухобмоточных трансформаторов выбор оборудования по номинальному току и ошиновки по нагреву производится по току трансформатора, устанавливаемого в перспективе, с учетом допустимой его перегрузки.
Для трехобмоточных трансформаторов в цепях СН и НН выбор оборудования и ошиновки следует производить по току перспективной нагрузки с учетом отключения второго трансформатора.
При выборе оборудования и ошиновки ячеек ВЛ 35, 110 (150) кВ следует принимать максимальный ток ВЛ по условиям нагрева проводов в аварийном режиме, при этом количество типоразмеров ошиновки должно быть минимальным.
В целях повышения надежности, улучшения обслуживания и автоматизации новые и реконструируемые ПС напряжением 35-110 (150) кВ могут быть оснащены системами диагностики и мониторинга силового оборудования при дополнительном обосновании и по согласованию с заказчиком. В качестве СМиД могут применяться специализированные системы мониторинга, являющиеся интегрируемыми в АСУ ТП системами.
Набор диагностических параметров и критериев для соответствующего силового оборудования должен позволить определить нормальное, рабочее, ухудшенное и предаварийное состояния и обеспечить принятие решения о его текущем техническом состоянии.
СМиД трансформаторного и реакторного оборудования должны соответствовать требованиям. В составе СМиД могут использоваться:
— датчики температуры верхних и нижних слоев масла, окружающей среды;
— датчики температуры на входах и выходах коллекторов охладителей;
— анализатор влаги и газов, растворённых в масле;
— прибор контроля изоляции вводов и частичных разрядов;
— оптоволоконные датчики для прямого измерения температуры обмоток.
В составе СМиД коммутационных аппаратов для определения остаточного коммутационного ресурса контактов и технического состояния изоляционной системы могут использоваться:
— счетчики числа срабатывания при номинальных режимах работы;
— счетчики числа срабатывания при отключении токов короткого замыкания;
— прибор контроля изоляции вводов и частичных разрядов;
— устройства для контроля давления газа (воздуха).
СМиД для ОПН должна обеспечивать измерение тока проводимости, количество и величину токов срабатывания.
Выбор состава датчиков и приборов в СМиД, а также возможность их установки определяются технологом.
В качестве управляемых средств компенсации реактивной мощности (СКРМ) применяются:
— управляемые шунтирующие реакторы (УШР) напряжением 35, 110 (150) кВ, подключаемые к шинам ВН ПС;
— дискретно-управляемые вакуумно-реакторные группы (ВРГ), подключаемые к шинам ПС через вакуумные выключатели;
— статические тиристорные компенсаторы (СТК) реактивной мощности подключаемые к шинам 10 кВ.
Выбор типа, мощности, размещения и способа присоединения управляемых СКРМ в электрических сетях 110 (150) кВ основывается на расчетах характерных режимов энергосистем (зимний и летний максимумы и минимумы нагрузки), анализе уровней напряжений в суточном графике в нормальных и ремонтных схемах энергосистем, а также, при необходимости, переходных процессов. Место установки управляемых СКРМ выбирается на основе технико-экономических расчетов.
При реконструкции ПС допустимость полной замены синхронных компенсаторов на СТК той же мощности обосновывается расчетами режимов и токов КЗ.
Дугогасящие реакторы с плавным регулированием индуктивности оснащаются системой автоматического регулирования емкостного тока замыкания на землю.
В целях улучшения обслуживания и повышения автоматизации ПС, как правило, должны предусматриваться разъединители 110 (150) кВ с электродвигательными приводами на главных и заземляющих ножах. На разъединители 35 кВ допускается распространять указанное требование при соответствующем обосновании.
В ОРУ 110 (150) кВ в обоснованных случаях применяются компактные ячейки заводского изготовления на базе элегазовых и вакуумных выключателей.
При выборе оборудования и проверке его на воздействие токов короткого замыкания следует руководствоваться требованиями ГОСТ 28249, ГОСТ Р 52736.
