Текст книги "Эксплуатация электрических подстанций и распределительных устройств"

Автор книги: Валентин Красник

сообщить о нарушении

Текущая страница: 3 (всего у книги 26 страниц) [доступный отрывок для чтения: 10 страниц]

1.6. Общие требования к открытым ПС и ОРУ

ПС напряжением 20-750 кВ сооружаются, как правило, открытого типа.

ПС напряжением 35 и 110 кВ преимущественно изготавливаются комплектными в заводском исполнении.

Общие требования к ОРУ регламентируются в основном ПУЭ и заключаются в следующем.

В ОРУ 110 кВ и выше должен быть предусмотрен проезд для передвижных монтажно-ремонтных механизмов и приспособлений, а также передвижных лабораторий.

Открытые РУ и ПС напряжением от 20 до 750 кВ должны быть защищены от прямых ударов молнии. Выполнение защиты от прямых ударов молнии не требуется для ПС напряжением 20 и 35 кВ с трансформаторами единичной мощностью 1,6 МВА и менее независимо от количества таких трансформаторов и от числа грозовых часов в году, для всех ОРУ ПС 20 и 35 кВ в районах с числом грозовых часов в году не более 20, а также для ОРУ и ПС 220 кВ и ниже на площадках с эквивалентным удельным сопротивлением земли в грозовой сезон не более 2000 Омм при числе грозовых часов в году не более 20.

Защита ОРУ 35 кВ и выше от прямых ударов молнии должна быть выполнена отдельно стоящими или установленными на конструкциях стержневыми молниеотводами. Рекомендуется использовать защитное действие высоких объектов, которые являются молниеприемниками (опоры ВЛ, прожекторные мачты, радиомачты и т. п.).

Защиту от прямых ударов молнии ОРУ, на конструкциях которых установка молниеотводов не допускается или нецелесообразна по конструктивным соображениям, следует выполнять отдельно стоящими молниеотводами, имеющими обособленные заземлители с сопротивлением не более 80 Ом при импульсном токе 60 кА.

Территория ПС ограждается внешним забором. Для ПС 35-750 кВ высота забора должна быть не менее 2,4 м. Ограда выполняется сплошной, желательно из железобетонных конструкций. По верху ограды с наклоном вовнутрь территории ПС устанавливается козырек из трех нитей колючей проволоки. Вместо проволоки по периметру ограды могут быть смонтированы элементы охранной сигнализации. Ворота и калитка ограды должны быть сплошными металлическими и закрыты на внутренний замок. На ПС 500–750 кВ и на особо важных ПС 220–330 кВ предусматривается военизированная охрана.

Сетчатые и смешанные ограждения токоведущих частей и электрооборудования должны иметь высоту над уровнем планировки для ОРУ и открыто установленных трансформаторов 2 или 1,6 м. Нижняя кромка ограждений в ОРУ должна располагаться на высоте 0,1–0,2 м.

В табл. 1.4 приведены допустимые расстояния от неизолированных токоведущих частей разных фаз до заземленных конструкций ОРУ.

Таблица 1.4

Наименьшее расстояние в свету от токоведущих частей до различных элементов ОРУ (ПС)

Компоновка и конструктивное выполнение ОРУ должны предусматривать возможность применения механизмов, в том числе специальных, для производства монтажных и ремонтных работ.

Соединения гибких проводов в пролетах должны выполняться опрессовкой с помощью соединительных зажимов, а соединения в петлях у опор, присоединение ответвлений в пролете и присоединение к аппаратным зажимам – опрессовкой или сваркой. Присоединение ответвлений в пролете должно выполняться без разрезания проводов.

Уровень изоляции оборудования ОРУ выбирается в зависимости от степени загрязнения атмосферы природными или производственными уносами.

Пайка и скрутка проводов не допускается.

Болтовые соединения допускаются только на зажимах аппаратов и на ответвлениях к разрядникам, ограничителям перенапряжений (ОПН), конденсаторам связи и ТН, а также для временных установок, для которых применение неразъемных соединений требует большого объема работ по перемонтажу шин.

Ошиновка ОРУ 35—750 кВ выполняется сталеалюминиевыми и полыми алюминиевыми (только ОРУ 330–750 кВ) проводами, а также трубами из алюминиевых сплавов. При трубчатой ошиновке предусматриваются компенсаторы от температурных расширений и меры против вибрации.

Жесткая ошиновка на стороне 6—10 кВ трансформаторов (реакторов) допускается только на коротких участках в случаях, когда применение гибких токопроводов усложняет конструкцию.

Соединения жестких шин в пролетах следует выполнять сваркой, а соединение шин соседних пролетов – с помощью компенсирующих устройств, присоединяемых к шинам, как правило, сваркой. Болтовые соединения применяются только на ответвлениях к разрядникам, конденсаторам связи и ТН, а также на присоединениях компенсирующих устройств к пролетам.

Ответвления от жестких шин могут выполняться как гибкими, так и жесткими, а присоединение их к пролетам следует выполнять, как правило, сваркой. Присоединение с помощью болтовых соединений разрешается только при соответствующем обосновании.

Ответвления от сборных шин ОРУ, как правило, должны располагаться ниже сборных шин.

Тяжение спусков к аппаратам ОРУ не должно вызвать недопустимых механических напряжений и недопустимого сближения проводов.

Трансформаторы и аппараты, у которых нижняя кромка фарфора (полимерного материала) изоляторов расположена над уровнем планировки или наземных коммуникационных сооружений на высоте не менее 2,5 м, разрешается не ограждать. При меньшей высоте оборудование должно иметь постоянные ограждения, располагаемые от трансформаторов и аппаратов на расстояниях, регламентируемых ПУЭ. Вместо постоянных ограждений допускается устройство козырьков, предотвращающих прикосновение обслуживающего персонала к изоляции и элементам оборудования, находящимся под напряжением.

Прокладка воздушных осветительных линий, воздушных линий связи и цепей сигнализации над и под токоведущими частями ОРУ не допускается.

Компоновка ОРУ 35 кВ и выше рекомендуется выполнять без верхнего яруса шин, проходящего над выключателями.

КРУН и КТП наружной установки должны быть расположены на спланированной площадке на высоте не менее 0,2 м от уровня планировки с выполнением около шкафов площадки для обслуживания. В районах с высотой расчетного снежного покрова 1 м и выше и продолжительностью его залегания не менее 1 мес рекомендуется установка КРУН и КТП наружной установки на высоте не менее 1 м.

КТП тупикового или проходного типа применяют, в основном, для сельской местности, отдельных населенных пунктов и промышленных объектов сравнительно небольшой мощности. Для примера на рис. 1.3. приведена типовая схема однотрансформаторной КТП наружной установки, служащая для приема электрической энергии напряжением 6-10 кВ с преобразованием ее на напряжение 0,4 кВ.

Кабельные каналы и наземные лотки ОРУ (также как и ЗРУ) должны быть закрыты несгораемыми плитами, а места выхода кабелей из кабельных каналов, туннелей, этажей и переходы между кабельными отсеками должны быть уплотнены несгораемым материалом. Кабели оперативных цепей, цепей управления, релейной защиты и автоматики (РЗиА) и воздухопроводы прокладывают в лотках из железобетонных конструкций без их заглубления в почву или в металлических лотках, подвешенных к конструкциям ОРУ.

При сооружении ОРУ обязательно ограждение.

Следует учесть, что аппараты ОРУ подвержены запылению, загрязнению и колебаниям температуры. При низких температурах и гололеде в ОРУ значительно ухудшается работа приводов, особенно разъединителей и отделителей, что при дистанционном управлении может привести к недовключениям.

К достоинствам ОРУ по сравнению с ЗРУ относятся меньшие объемы строительных работ (из-за отсутствия зданий), стоимость и время их выполнения.

1.7. Общие требования к организации ремонта и технического обслуживания ВЛ

Основные положения по технологическому проектированию ВЛ напряжением 35 кВ и выше изложены в Рекомендациях по технологическому проектированию воздушных линий электропередачи напряжением 35 кВ и выше, утвержденных приказом Минэнерго России от 30 июля 2003 г. № 284.

Ремонт и техническое обслуживание ВЛ осуществляется, как правило, централизованными специализированными бригадами с производственных баз района электрических сетей, при которых должны быть предусмотрены производственные помещения.

Для обеспечения ремонта и технического обслуживания используются передвижные ремонтные мастерские, машины, механизмы, средства малой механизации, такелаж и различные приспособления.

Аварийный запас материалов и оборудования для восстановления ВЛ предусматривается с учетом срока ее службы.

Форма и структура организации ремонта и технического обслуживания ВЛ, предусматриваемые в проекте ВЛ, определяются в соответствии с утвержденной схемой организации эксплуатации энергосистемы или проектом организации эксплуатации предприятия (района) электрических сетей. При этом определяются местоположение производственных баз, состав необходимых помещений, оснащение средствами механизации и транспортом, складами аварийного запаса материалов и оборудования, средствами связи с учетом существующей материальной базы энергопредприятия и перспективных схем организации эксплуатации.

Должна быть предусмотрена технологическая связь между ремонтными бригадами и диспетчерскими пунктами, базами, с которых осуществляется техническое обслуживание, а также между бригадами и отдельными электромонтерами. Технологическая связь предусматривается и для пунктов временного пребывания персонала на трассе ВЛ.

1.8. Структура оперативно-диспетчерского управления

В энергосистеме, на энергопредприятиях и у потребителей, имеющих собственные источники электрической энергии или самостоятельные предприятия электрических сетей, должно быть организовано круглосуточное оперативно-диспетчерское управление согласованной работой энергооборудования и электрических сетей, основными задачами которого являются:

планирование и ведение требуемого режима работы сетей и энергосистем, обеспечивающих энергоснабжение потребителей; в

ыполнение требований к качеству электрической энергии;

производство переключений, пусков и остановов оборудования;

локализация аварий и восстановление нормального режима работы;

предотвращение и ликвидация аварий и отказов при производстве, преобразовании, передаче, распределении и потреблении электрической энергии и др.

Организация оперативно-диспетчерского управления должна осуществляться в соответствии с требованиями действующих правил технической эксплуатации согласно иерархической структуре, предусматривающей распределение функций оперативного контроля и управления между уровнями, а также подчиненность нижестоящих уровней управления вышестоящим.

Для каждого оперативного уровня установлены две категории управления оборудованием и сооружениями: оперативное управление и оперативное ведение.

В оперативном управлении диспетчера (старшего работника из числа оперативного персонала) должны находиться оборудование, линии электропередачи, токопроводы, устройства релейной защиты, аппаратура системы противоаварийной и режимной автоматики, средства диспетчерского и технологического управления, операции с которыми требуют координации действий подчиненного оперативно-диспетчерского персонала и согласованных изменений режимов на нескольких объектах.

В оперативном ведении диспетчера (старшего работника из числа оперативного персонала) должны находиться оборудование, линии электропередачи, токопроводы, устройства релейной защиты, аппаратура системы противоаварийной и режимной автоматики, средства диспетчерского и технологического управления, оперативно-информационные комплексы, состояние и режим которых влияют на располагаемую мощность и резерв электростанций и энергосистемы в целом, режим и надежность сетей, а также на настройку противоаварийной автоматики.

Взаимоотношения персонала различных уровней оперативного управления регламентируются соответствующими положениями и инструкциями, согласованными и утвержденными в установленном порядке.

Все линии электропередачи, оборудование и устройства электрических сетей распределены по уровням оперативно-диспетчерского управления.

Оперативно-диспетчерское управление осуществляется с диспетчерских пунктов и щитов управления, оборудованных средствами диспетчерского и технологического управления и системами контроля, укомплектованных оперативными схемами и оперативно-диспетчерской документацией по списку, утвержденному техническим руководителем.

На каждом диспетчерском пункте, щите управления системы электроснабжения объекта с постоянным дежурством персонала должны быть инструкции по оперативно-диспетчерскому управлению, производству переключений, предотвращению и ликвидации аварий, которые согласовываются с вышестоящим органом оперативно-диспетчерского управления.

В соответствии с требованиями ПТЭ, ведение оперативных переговоров и записей в оперативно-технической документации должно производиться в соответствии с типовыми инструкциями, указаниями и распоряжениями с применением единой общепринятой терминологии.

Управление режимами работы объектов оперативно-диспетчерского управления осуществляется в соответствии с заданным диспетчерским графиком.

При изменении режимных условий (схемы электрической сети, составляющих баланса мощности и др.) диспетчер корректирует диспетчерский график нижестоящего уровня оперативно-диспетчерского управления. Эта коррекция фиксируется диспетчером в оперативно-диспетчерской документации с указанием причины коррекции.

В соответствии с требованиями ПТЭ, диспетчерские пункты всех уровней управления должны быть оснащены автоматизированными системами диспетчерского управления (АСДУ), которые должны обеспечивать решения задач оперативно-диспетчерского управления энергопроизводством, передачей и распределением электрической энергии и тепла и могут функционировать как самостоятельные системы или интегрироваться с АСУ энергосистем или АСУ ТП энергообъектов. Связанные между собой АСДУ разных уровней управления образуют единую иерархическую АСДУ единой энергосистемы в соответствии с иерархией диспетчерского управления.

Глава 2. Обслуживание оборудования подстанций

2.1. Производственные помещения для обслуживания ПС

Для обслуживания ПС предусматриваются производственные помещения в ОПУ, а также используются передвижные ремонтные мастерские. Если ПС является базовой для группы ПС, не имеющих ремонтно-производственной базы, на ней предусматривается ЗВН.

В ОПУ ПС, а также на закрытой ПС (независимо от формы обслуживания) предусматриваются помещения для персонала, осуществляющего ремонт и техническое обслуживание силового оборудования, устройств РЗиА, средств телемеханики, управления и связи. Рабочее место оперативного персонала ПС предусматривается в помещении панелей управления, которое рекомендуется отделять от помещения панелей релейной защиты сплошным ограждением.

При установке автоматических осциллографов в ОПУ предусматривается помещение для обработки осциллограмм.

На ПС, не имеющих ОПУ, для организации рабочего места персонала по оперативному, техническому и ремонтному обслуживанию силового оборудования, средств РЗиА, управления и связи, а также для размещения устройств связи и хранения средств техники безопасности предусматриваются обогреваемые помещения площадью 12–18 м².

Помещение для персонала отделяется от помещения, в котором устанавливается оборудование средств связи.

На ПС в КРУЭ для технического и ремонтного обслуживания оборудования с элегазовой изоляцией предусматривают дополнительные помещения площадью до 18 м² каждое:

для хранения баллонов с элегазом и азотом;

для защитной спецодежды, устройств и приспособлений;

для чистки и обезвреживания защитной спецодежды и приспособлений от продуктов разложения элегаза.

В зале КРУЭ предусматривается монтажно-ремонтная площадка и место для размещения сервисной аппаратуры. Необходимо, чтобы все эти помещения, а также санузел с холодной и горячей водой располагались на одном уровне с залом КРУЭ.

Вентиляция помещений трансформаторов должна быть выполнена таким образом, чтобы разность температур воздуха, выходящего из помещения и входящего в него, не превосходила:

15 °C – для трансформаторов;

30 °C – для реакторов на токи до 1000 А;

20 °C – для реакторов на токи более 1000 А.

2.2. Обслуживание силовых трансформаторов и автотрансформаторов

2.2.1. Термины и определения

Трансформаторы и реакторы являются одним из наиболее массовых типов продукции электромашиностроительных заводов и самым распространенным видом электрооборудования на генерирующих объектах и ПС.

В табл. 2.1. приведены основные термины, относящиеся к этой группе оборудования, и их определения.

2.2.2 Параметры и режимы работы трансформаторов и автотрансформаторов

Наиболее широкое распространение получили масляные трансформаторы. Основным преимуществом масляных трансформаторов по сравнению с сухими является защищенность их обмоток от внешних воздействий, что повышает надежность работы трансформаторов и упрощает эксплуатационный надзор за ними. Кроме того, по сравнению с сухими масляные трансформаторы имеют сравнительно малое реактивное сопротивление.

Основными параметрами номинального режима работы трансформаторов являются напряжения, токи, частота, которые указываются на заводском щитке, а также номинальная мощность трансформатора (в кВА или МВА).

Трансформаторы рассчитаны на работу при следующих номинальных условиях окружающей среды:

естественно изменяющаяся температура охлаждающего воздуха не более +40 °C и не менее −45 °C при масляно-воздушном охлаждении;

температура охлаждающей воды у входа в охладитель не более +25 °C при масляно-водяном охлаждении;

среднесуточная температура воздуха не более +30 °C.

Таблица 2.1

Окончание табл. 2.1

Номинальный ток трансформатора (линейный ток) каждой обмотки 1_л определяется по ее номинальной мощности S_ном (кВА) и номинальному напряжению U_ном (кВ):

Обмотки трансформатора могут быть соединены в звезду, при котором фазный ток равен линейному (I_ф = I_л), или в треугольник, при котором фазный ток в √3 раз меньше линейного (I_ф = I_л / √3).

Для трансформаторов, имеющих обмотки с ответвлениями, номинальным током и напряжением являются соответствующие значения для ответвления, включенного в сеть.

Трехобмоточные трансформаторы допускают в номинальном режиме любое сочетание нагрузок по обмоткам, если токи в них не превышают номинальных фазных токов.

Конструктивно автотрансформатор отличается от трансформатора тем, что две его обмотки электрически соединяются между собой, обеспечивая тем самым передачу мощности от одной обмотки к другой не только электромагнитным, но и электрическим путем. Из-за наличия электрической связи между обмотками токораспределение в автотрансформаторе отличается от токораспределения в трансформаторе. Во вторичной цепи ток нагрузки складывается из тока, обусловленного электрической связью обмоток высшего и среднего напряжений и тока I_o, обусловленного магнитной связью этих же обмоток.

Номинальная мощность автотрансформатора (S_ном) представляет собой мощность на выводах его обмоток высшего (ВН) или среднего (СН) напряжения, имеющих между собой автотрансформаторную связь, и равна:

Типовая мощность автотрансформатора (S_тип) представляет собой ту часть номинальной мощности, которая передается электромагнитным путем, и она в α раз меньше номинальной мощности, то есть

где α – коэффициент выгодности автотрансформатора, равный

где К_ВН-СН – коэффициент трансформации.

Из приведенных формул (2.3 и 2.4) видно, что с увеличением коэффициента а, то есть сближением друг к другу значений U_CН и U_ВН, типовая мощность становится ближе к номинальной, и наоборот, а именно: чем меньше коэффициент а, тем меньшую долю номинальной составляет типовая мощность. Поэтому нельзя (экономически нецелесообразно) загружать последовательную и общую обмотки автотрансформатора в номинальном режиме работы более чем на типовую мощность S_тип.

Основным назначением обмотки низшего напряжения (НН) является создание цепи с малым сопротивлением для прохождения токов третьих гармоник с целью избежания искажения синусоидального напряжения. Помимо этого обмотка НН используется для питания нагрузки, а также для подключения компенсирующих устройств и последовательно-регулировочных трансформаторов. Ее мощность выбирается из расчета не более типовой мощности (S_НН ≤ S_тип). В противном случае размеры автотрансформатора определялись бы мощностью этой обмотки.

Обязательное заземление нейтралей автотрансформаторов вызывает чрезмерное увеличение токов КЗ в сетях, что приводит к необходимости принятия мер по их ограничению.

Кроме того, наличие электрической связи между обмотками и сетями СН и ВН может привести к переходу перенапряжений, возникающих в сетях одного напряжения, на выводы обмоток другого напряжения. Возникновение перенапряжений усугубляется при отключении автотрансформатора с одной стороны. Для устранения воздействия перенапряжений на изоляцию автотрансформатора со стороны СН и ВН применяются разрядники, которые напрямую (без разъединителей) присоединяют к шинам, отходящим от вводов.

Автотрансформаторы могут работать в одном из следующих режимов: автотрансформаторный, трансформаторный и комбинированный (трансформаторно-автотрансформаторный).

Перераспределение нагрузок между обмотками СН и НН производится оперативным персоналом согласно местным инструкциям с использованием соответствующих таблиц и графиков.

Соотношение мощностей зависит от нагрузки и определяется из следующей формулы:

где S₂ и S₃ – относительные мощности по обмоткам СН и НН, выраженные в долях номинальной мощности автотрансформатора, то есть S₂ = S_СН / S_ном и S₃ = S_НН / S_ном;

φ₂ и φ₃ – углы сдвига фаз токов обмоток СН и НН от напряжения обмотки ВН.

На ПС 220 кВ и выше, на которых не предусматривается нагрузка на напряжение 6—10 кВ, рекомендуется применение автотрансформаторов 220 кВ мощностью 63 или 125 МВА с третичным напряжением 0,4 кВ для питания собственных нужд ПС.