Районные понижающие подстанции, главные понижающие подстанции (ГПП) промышленных предприятий.
Закрытое РУ 6—10 кВ таких подстанций ранее сооружалось в виде двух- или трехэтажного здания. В настоящее время вместо сложных многоэтажных зданий ЗРУ 6—10 кВ сооружают простые одноэтажные здания.
На рис. 8.6 даны план и разрез ОРУ главной понижающей подстанции с двумя силовыми понижающими трансформаторами от 63 000 до 80 000 кВ-А. Подстанция питается по двум ВЛ 110 кВ, подключенным к трансформаторам по упрощенной схеме без силовых выключателей, через отделители (ОД-150/600). На подходе каждой линии к трансформатору установлены короткозамыкатель (КЗ-220М) и разрядник (РВС-110).
Силовые трансформаторы имеют одну первичную обмотку 110 кВ, соединенную в звезду, и две вторичные обмотки 6 и 10 кВ, соединенные в треугольник. Нулевая точка обмотки 110 кВ заземлена через разъединитель (ЗОН-1 10М-2). Параллельно заземляющему разъединителю включены разрядники.
Одна из обмоток 6 или 10 кВ первого трансформатора питает через расщепленный реактор (РБАСМ 2X2500 А) I и II секции ЗРУ 6 или 10 кВ. Вторая обмотка первого трансформатора 6 или 10 кВ питает через ЗРУ токопровода первую цепь двухцепного токопровода 6 или 10 кВ. Одна из обмоток 6 или 10 кВ второго трансформатора питает III и IV секции ЗРУ 6 или 10 кВ.
Экскурсия на главную понизительную подстанцию, ГПП 110/10/6кВ
Вторая обмотка 6 или 10 кВ питает вторую цепь двухцепного токопровода. Закрытое РУ 6 или 10 кВ размещено в помещении зального типа и собрано из ячеек КРУ выкатного типа с выключателями типа ВМ-10. При этом на вводах от трансформатора, а также на связях между секциями установлены выключатели ВКЭ-10 на 3000 А с электромагнитным приводом, а на отходящих линиях — ВК-10к на 600 и 1500 А; ЗРУ 6 или 10 кВ токопровода размещено в одноэтажном здании. На каждой цепи токопровода установлен выключатель МГ-10 на 9000 А с приводом ПС-31.
Куйбышевский завод «Электрощит» изготовляет унифицированные комплектные подстанции блочного исполнения типа КТПБ (рис. 8.7) наружной установки на напряжение 35/6—10 кВ и 110/6—10 кВ с ОРУ низкого профиля.
Рис. 8 6 План и разрез ОРУ ГПП
Рис. 8.7. Унифицированная КТП блочного исполнения типа КТПБ 110/6—10 кВ с трансформатором 10 000—40 000 кВ-А:
1 — конденсатор связи и высокочастотный отделитель; 2 — линейный разъединитель; 3 — разъединитель перемычки; 4 — разъединитель, установленный до отделителя; б— отделитель; 6 — короткозамыкатель; 7 — КРУН 6—10 кВ типа К-37; 8 — силовой трансформатор; 9 — самонесущие трубчатые алюминиевые шины; 10 — кабельные лотки; 11 — гибкие провода; 12 — ограда
Строительство ГПП 110/10 кВ «Окский берег»
Блочные конструкции с монтажом отделителей, короткозамыкателей и другого электрооборудования изготовляются на заводе, включая выполнение операций регулировки и наладки. Контрольные кабели прокладываются в унифицированных металлических лотках. Соединение трансформаторов со стороны 6—10 кВ с ячейками КРУН осуществляется закрытыми токопроводами заводского изготовления.
По сравнению с подстанциями, выполняемыми по традиционным проектам, применение КТПБ обеспечивает уменьшение: трудозатрат на сооружение подстанции — в 3,2 раза, расхода основных строительных материалов — в 2—3 раза, площади застройки — в 1,4 раза, продолжительности строительства — в 3 раза. Эта эффективность получена за счет максимального переноса строительных и монтажно-наладочных работ со стройплощадки на завод- изготовитель и применения следующих технических решений — исключения выключателей на стороне высокого напряжения, шинных и линейных порталов, сложных заглубленных фундаментов, отдельно стоящих молниеотводов и прожекторных мачт; исключения или значительного уменьшения количества кабельных каналов. Работы по сооружению подстанций КТПБ фактически сводятся к монтажу и соединению шинами и кабельными коммуникациями отдельных блоков заводского изготовления, устанавливаемых на фундаментах поверхностного типа.
В системе Минэнерго в одиннадцатой пятилетке было введено 45 % общей мощности трансформаторов на подстанциях 35—220 кВ в виде КТПБ. Удельный вес трансформаторной мощности КТПБ в двенадцатой пятилетке возрос до 75 % общей мощности трансформаторов подстанций этих напряжений. Применение КТПБ будет распространено на подстанции до 500 кВ.
Эффективным направлением индустриализации сооружения подстанций является также применение транспортабельных блочных устройств (УТБ), представляющих собой металлический блок-бокс со смонтированным электрическим или вспомогательным оборудованием, оснащенный системами вентиляции, электроотопления и освещения. Ограждающие конструкции УТБ представляют собой металлические трехслойные панели с теплоизоляционным слоем из пенополиуретана. Заводом треста Электроуралмонтаж Минэнерго освоено массовое производство УТБ для монтажа ЗРУ 6/10 кВ подстанции 110—220 кВ, аккумуляторной для подстанций 110 кВ, компрессорной для подстанций 110—500 кВ.
Применение УТБ позволяет отказаться от сооружения традиционных зданий, используя соответствующий комплект УТБ размерами 3X12. Блоки УТБ заводской готовности позволяют уменьшить объем работ на стройплощадке, сократить сроки сооружения подстанций (например, подстанции 110 кВ на 4 мес).
При строительстве подстанционных зданий широко использовались также разработанные институтом Энерготехпроект крупнопанельные конструкции быстромонтируемых зданий (БМЗ). Применение БМЗ позволяет снизить на 20— 25 % трудозатраты по сравнению с использованием традиционных сборных железобетонных конструкций.
В двенадцатой пятилетке проведено дальнейшее усовершенствование конструкции УТБ, освоено производство модернизированных блоков (БМП). Это позволило устранить недостатки, выявленные в процессе монтажа и эксплуатации УТБ. Широкое распространение получают также двухэтажные БМЗ с пролетом 6 м [48].
Источник: forca.ru
Исходные данные и выбор схемы ГПП.
Проектирование подстанций с высшим напряжением 35–750 кВ (главные понизительные подстанции, подстанции глубокого ввода, опорные и другие подстанции) осуществляется на основе технических условий, определяемых схемами развития энергосистемы (возможностями источников питания) и электрических сетей района, схемами внешнего электроснабжения предприятия, присоединением к подстанции энергосистемы (рис. 1.1) или к ВЛ схемами организации электроремонта, проектами системной автоматики и релейной защиты.
Исходные данные:
• район размещения подстанции и загрязненность атмосферы;
• значение и рост нагрузки по годам с указанием их распределения по напряжениям, значение питающего напряжения;
• уровни и пределы регулирования напряжения на шинах подстанции, необходимость дополнительных регулирующих устройств;
• режимы заземления нейтралей трансформаторов;
• значение емкостных токов в сетях 10(6) кВ;
• расчетные значения токов короткого замыкания;
• надежность и технологические особенности потребителей и отдельных электроприемников.
Рисунок 1.1 — Схемы присоединения потребителей к подстанциям энергосистемы.
Выбирают такую мощность трансформаторов, чтобы при отключении наиболее мощного из них оставшиеся обеспечивали питание нагрузки во время ремонта или замены этого трансформатора с учетом допустимой перегрузки как оставшихся в работе, так и резерва по сетям среднего и низкого напряжений. При установке двух трансформаторов и отсутствии резервирования по сетям среднего и низшего напряжений мощность каждого из них выбирают с учетом загрузки трансформатора не более 70 % суммарной максимальной нагрузки подстанции на расчетный период.
Распределительные устройства 6–10 кВ на двухтрансформаторных подстанциях выполняют, как правило, с одной секционированной или двумя одиночными секционированными выключателем системами сборных шин с нереактированными отходящими линиями, а на однотрансформаторных подстанциях – как правило, с одной секцией. На стороне 6–10 кВ должна быть предусмотрена раздельная работа трансформаторов.
При необходимости ограничения токов КЗ на стороне 6–10 кВ могут предусматриваться следующие мероприятия: а) применение трехобмоточных трансформаторов с максимальным сопротивлением между обмотками высшего и низшего напряжений и двухобмоточных трансформаторов с повышенным сопротивлением; б) применение трансформаторов с расщепленными обмотками 6–10 кВ; в) применение токоограничивающих реакторов в цепях вводов от трансформаторов.
При выборе аппаратов и ошиновки по номинальному току оборудования (синхронные компенсаторы, реакторы, трансформаторы) необходимо учитывать нормальные эксплуатационные, послеаварийные и ремонтные режимы, а также перегрузочную способность. Аппаратуру и ошиновку в цепи трансформатора следует выбирать, как правило, с учетом установки в перспективе трансформаторов следующего габарита.
Большинство подстанций промышленных предприятий выполняют без сборных шин на стороне первичного напряжения по блочному принципу в виде следующих схем: 1) линия – трансформатор; 2) линия – трансформатор –токопровод (магистраль). Блочные схемы просты и экономичны. Установка, как правило, двух трансформаторов на подстанциях промышленных предприятий обеспечивает по надежности электроснабжение потребителей 1-й категории.
Схемы с перемычками между питающими линиями следует применять лишь в случае обоснованной необходимости устройства перемычек. В загрязненных зонах от данных схем следует отказаться из-за наличия дополнительных элементов, подвергающихся загрязнению и увеличивающих вероятность аварий на подстанции.
Схемы подстанций выбираются с учетом общей схемы электроснабжения, ᴛ.ᴇ. вид схемы сетей (радиальной или магистральной) значительно влияет на вид схем подстанций, входящих в общую систему электроснабжения.
Стоит сказать, что для надежного питания потребителей I и II категорий ГПП предприятий, как правило, сооружают двухтрансформаторными.
При питании двухтрансформаторной ГПП от энергосистемы различают три базовых варианта:
· питание двумя радиальными линиями;
· питание двумя магистральными линиями;
· совмещение РУ высокого напряжения ГПП с более сложным сетевым узлом энергосистемы, к примеру, с несколькими отходящими линиями высокого напряжения.
При установке на ГПП двух трансформаторов, питаемых от разных линий электропередачи, возможно применение надежных и высокоэкономичных упрощенных блочных схем электрических соединений подстанций: «линия 35÷220 кВ — трансформатор ГПП» и «линия на 35÷220 кВ — трансформатор ГПП — токопровод на 6(10) кВ». Эти схемы проектируются без сборных шин и выключателей на стороне первичного напряжения 35÷220 кВ, а на стороне вторичного напряжения 6(10) кВ обычно имеют одиночную секционированную систему шин или токопроводы от каждого трансформатора.
На рисунке 1.2 приведена схема ГПП напряжением 35÷220/6(10) кВ для предприятия средней мощности, получающего электроэнергию от энергосистемы по двум радиальным линиям ВЛ1 и ВЛ2. Трансформаторы Т1, Т2 подключают к линиям только через разъединители QS1, QS2 РЛНД (разъединитель с линейным контактом, наружной установки, двухколонковый), так как при радиальной схеме нет крайне важности в отделителях. Перемычка между цепями напряжением 35÷220 кВ, позволяет питать каждый трансформатор не только от своей, но и от другой линии. По условиям ремонта в перемычку включают последовательно два разъединителя (QS3, QS4). Схему с перемычкой следует применять в тех случаях, когда по условиям работы ГПП возникает крайне важность в питании двух трансформаторов от одной линии, к примеру при загрузке трансформаторов свыше 70%, когда при отключении одного из них нагрузка другого превышает 140%.
На вводах к трансформаторам устанавливают короткозамыкатели (QK1, QК2):
в сетях с глухозаземленной нейтралью — в одной фазе, в сетях с изолированной нейтралью — в двух. Короткозамыкатель автоматически включается при срабатывании релейной защиты в результате внутренних повреждений в трансформаторе ГПП, к которым нечувствительна защита с помощью головных выключателей линий ВЛ1 и ВЛ2 энергосистемы. При включении короткозамыкателя создается искусственное короткое замыкание на входах высшего напряжения (ВН) трансформатора. На такое короткое замыкание реагирует релейная защита линии в системе и отключает соответствующую линию.
Рисунок 1.2 — Схема ГПП напряжением 35÷220/6(10) кВ с секционированной системой шин на стороне напряжения 6(10) кВ.
Двухобмоточные трансформаторы ГПП имеют схему соединения обмоток Y/ .Включение нейтралей трансформаторов 110÷220 кВ на землю осуществляется через однополюсные разъединители QS5, QS6 типа ЗОН. QS5 и QS6 включают не всегда. Число включенных на землю нейтралей регулируют так, чтобы ток одно- и двухфазного коротких замыканий на землю не превышал установленные пределы. Для защиты изоляции трансформаторов от пробоя при возникновении перенапряжения в период работы с заземленной нейтралью предусмотрены разрядники FV2, FV3 в нейтрали. Вместе с тем, разрядники устанавливают на вводе ВН трансформаторов во всех трех фазах для защиты от набегающих по линиям волн перенапряжений (на схеме FV1, FV4).
Трансформаторы ГПП подключают к сборным шинам вторичного напряжения 6(10) кВ через масляные выключатели QF1 и QF2 и разъединители QS7 и QS8. В случае если требуется ограничение тока короткого замыкания в сети предприятия напряжением 6(10) кВ, то между выключателями и разъединителями ввода включают трехфазные бетонные реакторы LR1, LR2.
К вводам подключаются трансформаторы собственных нужд подстанции для обеспечения питания приемников собственного расхода, в том числе приводов масляных выключателей, независимо от состояния сборных шин напряжением 6(10) кВ ГПП.
На рисунке 1.3 показаны схемы подключения вводов трансформаторов ГПП к сборным шинам распределительного устройства напряжением 6 (10) кВ. Схему (а) применяют при установке трансформаторов мощностью до 25 МВ∙А. При большей мощности трансформаторов обычно требуются мероприятия по ограничению токов короткого замыкания. При мощности трансформатора 40 МВ∙А применяют схемы (б) и (в), при мощности 63 МВ∙А рекомендуются схемы (г) и (д). В случае если же мощность трансформатора достигает 80 МВ-А, то применяют схемы е, ж, з.
а) б) в) г) д) е) ж) з)
а — при мощности трансформаторов до 25 МВ∙А; б, в — 40 МВ∙А; г, д — 63 МВ∙А; е, ж, з — 80 МВ∙А
Рисунок 1.3 — Схемы вводов напряжением 6(10) кВ трансформаторов на напряжение 35÷220 кВ.
Сборные шины напряжением 6(10) кВ распределительных устройств ГПП секционируют выключателем. Благодаря этому при повреждении или ремонте сборных шин отключается только одна секция, и все основные электроприемники получают питание от другой секции. При внезапном исчезновении напряжения на одной секции, к примеру, при отключении питающей линии, с помощью устройств АВР включается секционный выключатель, обеспечивая питание секции. Секционный выключатель выбирают по нагрузке одной секции шин, а выключатель ввода трансформатора — по нагрузке двух секций в послеаварийном режиме ГПП. Для ограничения токов короткого замыкания секционный выключатель нормально отключен.
На рисунке 1.4 приведена схема ГПП предприятия средней мощности, получающего электроэнергию по отпайкам от двух магистральных линий. В этом случае необходимы отделители QR1, QR2 для отключения поврежденного трансформатора ГПП от магистрали. Отключение отделителя происходит автоматически в период бестоковой паузы между моментом отключения головного выключателя магистрали после включения короткозамыкателя (QK1, 0К2) и моментом повторного включения головного выключателя линии под действием устройств АПВ.
ТСН1, ТСН2 — трансформаторы собственных нужд; ТV1—ТV4 — трансформаторы напряжения
Рисунок 1.4 — Схема ГПП напряжением 35÷220/6(10) кВ с четырьмя секциями
сборных шин напряжением 6(10) кВ.
Трансформаторы мощностью 25 МВ∙А и более имеют расщепленную вторичную обмотку. Расщепление обмотки представляет собой эффективный способ ограничения токов короткого замыкания в электросети предприятия. Для этой же цели применяется групповое реактирование обычными и сдвоенными реакторами, включаемыми в цепь выводов трансформатора. Применявшееся ранее индивидуальное реактирование каждой отходящей линии не рекомендуется по соображениям компоновки и экономии оборудования.
В схеме каждая вторичная обмотка обоих трансформаторов подключена к отдельной секции шин напряжением 6(10) кВ. Все четыре секции одной системы сборных шин работают раздельно, но при выходе из работы одного трансформатора вся нагрузка автоматически переводится на другой включением секционных выключателей QВ1 и QB2 под действием устройств АВР. В распределительном устройстве данной подстанции установлены ячейки КРУ с масляными выключателями QF типа ВМП напряжением 6(10) кВ. Выкатные масляные выключатели имеют втычные контакты, в связи с этим нет крайне важности в разъединителях. Конденсаторные батареи, измерительные трансформаторы напряжения предусматриваются на каждой секции шин, так как их режим регулируется самостоятельно и напряжения секций могут существенно различаться.
В случае если передаваемая от одной секции мощность составляет 25 МВ∙А и более, а потребители расположены по одной трассе, то эффективно применение магистральной схемы питания с токопроводами. Шинные и гибкие токопроводы напряжением 6(10) кВ выполняют одновременно роль сборных шин и распределительных линий.
Рассмотренные примеры не отражают всего многообразия схем ГПП, применяемых на разных предприятиях. Так, для открытых подстанций напряжением 35(110) кВ, не имеющих нагрузок первой категории, с трансформаторами мощностью до 6300 кВ∙А применяются схемы с разъединителями и стреляющими предохранителями напряжением 35(110) кВ на вводе ВН. При этом отпадает крайне важность в выключателях или отделителях с короткозамыкателями на стороне первичного напряжения подстанции.
При сооружении мощных ГПП на небольшом (несколько километров) расстоянии от районных подстанций или электростанций можно отказаться от установки каких-либо коммутационных аппаратов (за исключением разъединителей) на вводе напряжением 35÷220 кВ к главным трансформаторам. Функции защиты и отключения трансформаторов, так же как и линий, передаются головному выключателю питающей ГПП линии. При срабатывании релейной защиты трансформатора ГПП отключающий импульс передается на головной выключатель линии по высокочастотным каналам или специально построенной для этого линии связи.
ХАРАКТЕРНЫЕ СХЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ .
Источник: poisk-ru.ru