Кількість типорозмірів трансформаторів на одному підприємстві має бути мінімальною.
При цьому живлення ЕП І та II категорії передбачають від двотрансформаторних підстанцій.
Для цехових двотрансформаторних підстанцій переважно застосовують на стороні нижчої напруги поодиноку секціоновану систему збірних шин з фіксованим підключенням кожного трансформатора до своєї секції через автоматичний вимикач, розрахований на видачу потужності трансформатора з урахуванням його перевантажувальної здатності. Секційний автоматичний вимикач в нормальному режимі відключений. На збірних шинах передбачено облаштування АВР.
Однотрансформаторні підстанції рекомендується застосовувати для живлення ЕП III категорії, якщо перерва електропостачання, необхідна для заміни пошкодженого трансформатора, не перевищує однієї доби. ЕП III категорії замість двох однотрансформаторних підстанцій може бути встановлена одна дво трансформаторна підстанція без облаштування АВР, з повним навантаженням трансформаторів в нормальному режимі.
Вибір потужності трансформаторів ГПП та ПГУ виконують відповідно до норм технологічного проектування потужних підстанцій на вищу напругу (35 - 750) кВ [3]. При цьому у разі виходу із роботи одного трансформатора трансформатор, що лишився в роботі, повинен забезпечити роботу підприємства на час заміни пошкодженого трансформатора з урахуванням можливого обмеження навантаження без втрат для основної діяльності підприємства та з використанням допустимого перенавантаження трансформатора згідно з ДСТУ 3463.
Для резервування трансформатора ГПП і ПГУ слід, як правило, передбачати використання централізованого (пересувного) резерву регіональної енергосистеми за домовленістю.
Для трансформаторів цехових підстанцій слід, як правило, застосовувати наступні коефіцієнти завантаження:
для цехів з переважним навантаженням І категорії при двотрансформаторних підстанціях - 0,65-0,7;
для цехів з переважним навантаженням II категорії при одно- трансформаторних підстанціях з взаємним резервуванням трансформаторів - 0,7 - 0,8;
для цехів з переважним навантаженням II категорії з можливістю використання централізованого резерву трансформаторів і для цехів з навантаженням III категорії - 0,9 - 0,95.
Співвідношення між коефіцієнтами допустимого перевантаження масляних, трансформаторів в післяаварійному режимі, визначеними згідно з ДСТУ 3463, і коефіцієнтами завантаження трансформаторів двотрансформаторної підстанції в нормальному режимі наведені в таблиці 11.1.
Таблиця 11.1
|
Коефіцієнт допустимого перевантаження масляного трансформатора, визначений згідно з ДСТУ 3463 |
Коефіцієнт завантаження масляного трансформатора в нормальному режимі |
|
1,0 |
0,5 |
|
1,1 |
0,55 |
|
1,2 |
0,6 |
|
1,3 |
0,65 |
|
1,4 |
0,7 |
Вибір потужності і типу трансформаторів, що живлять різкозмінне ударне навантаження, здійснюють з урахуванням піків струму за узгодженням з заводом-виробником трансформаторів відповідно до [5].
Для зовнішньої установки, як правило, застосовують масляні силові трансформатори.
Для внутрішньої установки застосовують:
сухі або масляні трансформатори - у всіх випадках, за винятком обмежень, передбачених ПУЕ;
сухі трансформатори для установки на випробувальних станціях в лабораторіях, машинних залах, приміщеннях, безпечних в пожежному відношенні, у разі встановлення нижче рівня 1-го поверху більш ніж на 1 м, а також вище 2-го поверху і в інших випадках, коли недопустима установка масляних трансформаторів через пожежну небезпеку.
Застосування сухих трансформаторів допускають в точках мережі, в яких не буває атмосферних перенапруг; потрібно враховувати ті обставини, що сухі трансформатори генерують більший рівень шумів.
Для сухих трансформаторів граничне значення коефіцієнта допустимого перевантаження трансформатора приймають 1,2.
Під час проектування схем системи електропостачання підприємств з виробництвом, що виділяє газ, пил і інші аерозолі, шкідливо діє на ізоляцію і струмоведучі частини електроустановок, потрібно передбачати заходи з усунення або обмеження вище згаданих виділень на ізоляцію і струмоведучі частини відкритих підстанцій та ПЛ.
Слід уважно вибирати зону і місце розташування відкритих підстанцій і трас ПЛ з урахуванням рози вітрів і переважного їх напрямку. Вибір місця відкритих підстанцій виконують з обов'язковою консультацією з проектною організацією, що проектує технологічну і будівельну частини, з питань характеру і компенсації шкідливих речовин, які виділяються, з урахуванням характеру і протяжності розповсюдження і напрямку шкідливих виділень, а також зон переважного їх осідання, ступеня їх впливу на ізоляцію електроустановок і стійкості дії їх опадів на ізоляцію.
Вибір місця розташування і зовнішньої ізоляції підстанцій, а також вибір траси і ізоляції ПЛ та струмопроводів виконують в відповідності з [4] та розділу 1.9 ПУЕ.
Електропостачання великих підприємств із забрудненим навколишнім середовищем передбачають не менш ніж від двох джерел живлення, розміщених з протилежних боків площі підприємства так, щоб виключити можливість одночасного попадання цих підстанцій у факел забруднення.
У випадку електропостачання великих підприємств із забрудненим навколишнім середовищем доцільно передбачати застосування КЛ.
11.26 Під час проектування підстанцій передбачають можливість відімкнення електроустаткування для очищення ізоляції без перерв живлення основних виробництв. На підстанціях передбачають пристрої пересувні або стаціонарні для можливості миття та чищення ізоляції і контактів.
КОМПЕНСАЦІЯ РЕАКТИВНОЇ ПОТУЖНОСТІ
Заходи з компенсації реактивної потужності застосовують на основі ТЕР, виконаних комплексно на базі єдиного перспективного плану розвитку даного району з урахуванням балансу реактивної потужності, виходячи із допустимих меж коливань напруги та спотворення форм кривої напруги і струму, установлених ГОСТ 13109 та ДСТУ EN 50160.
Вибір засобів компенсації повинен виконуватися одночасно з вибором усіх елементів живлячої і розподільної електричної мережі для нормального і післяаварійного режимів роботи.
В якості засобів компенсації реактивної потужності приймають батареї низьковольтних і високовольтних конденсаторів напругою 0,4 кВ і 6 (10) кВ відповідно та синхронні електродвигуни 6 (10) кВ, статичних тиристорних компенсаторів.
Умови економічності застосування пристроїв компенсації реактивної потужності визначають мінімумом дисконтованих витрат, під час розрахунку яких потрібно враховувати:
витрати на компенсуючі пристрої, комплектуючу апаратуру для них, пристрої регулювання потужності компенсуючого пристрою тощо;
зменшення вартості ТП і електричних мереж у зв'язку зі зниженням відповідних навантажень;
зменшення втрат активної і реактивної потужності в живильних і розподільних мережах і трансформаторах після застосування компенсуючого пристрою.
Під час вибору компенсуючого пристрою потрібно враховувати:
забезпечення допустимих навантажень елементів електричної мережі і трансформаторів;
використання компенсуючого пристрою в якості одного із засобів забезпечення якості електроенергії в електричній мережі;
забезпечення балансу і обумовленого резерву реактивної потужності в вузлах мережі за наявністю джерел реактивної потужності в допустимих межах;
забезпечення статичної стійкості роботи мереж і ЕП.
Вибір компенсуючих пристроїв виконують одночасно з вибором інших основних елементів системи електропостачання підприємства з урахуванням динаміки зростання ЕН і постійного розвитку системи. Вибір виконують на основі наступних початкових даних:
- максимальних, мінімальних і післяаварійних режимів реактивних потужностей, які споживають ЕП підприємства;
-технічних умов енергосистем із вказаною величиною реактивної потужності, яка передається із мережі енергосистем у мережу підприємства в режимі найбільших активних навантажень енергосистеми.
Під час проектування силового електрообладнання цехів і електроприводу забезпечують найменше споживання реактивної потужності шляхом:
правильного вибору потужності трансформаторів і електродвигунів;
переважного застосування асинхронних двигунів для нерегульованих електроприводів;
-застосування спеціальних схем і режимів роботи вентильних перетворювачів.
Способи компенсації реактивної потужності у разі великих потужностей компенсуючих пристроїв слід вибирати, виходячи із ТЕР з урахуванням вимог енергосистеми відносно реактивної потужності, яка видається в даній точці мережі, регулювання напруги, стійкості роботи системи в режимі КЗ.
Під час вибору компенсуючого пристрою потрібно:
визначати доцільний ступінь використання реактивної потужності генераторів власних електростанцій підприємства і синхронних двигунів в мережах на напругу до 1000 В і вище;
враховувати реактивну потужність, що генерується силовими трансформаторами, ПЛ, стру- мопроводом і КЛ напругою вище 20 кВ, а також КЛ напругою 6 (10) кВ значної протяжності;
розглядати доцільність застосування для компенсації реактивної потужності перетворювальних установок, спеціальних засобів компенсації.
Для підприємств з великою нерівномірністю графіків навантажень передбачається автоматичне регулювання:
збудження синхронних електродвигунів;
потужності частин конденсаторних батарей в залежності від режиму роботи системи електропостачання;
Кількість і потужність нерегульованих конденсаторних батарей приймають за найменшим реактивним навантаженням електричної мережі підприємства.
Кількість і потужність ступенів регулювання конденсаторних установок визначають у відповідності з графіком навантажень та з урахуванням технічних умов енергосистем.
Як правило, слід застосовувати дво- або триступеневе регулювання конденсаторних батарей з розподілом їх на секції однакової потужності. У разі невеликої різниці в навантаженнях двох денних змін слід застосовувати двоступеневе регулювання.
В необхідних випадках для збільшення кількості ступенів регулювання допускають застосовувати секції компенсуючих пристроїв різної потужності.
У разі наявності на підприємстві декількох конденсаторних установок застосовується багатоступеневе регулювання сумарної реактивної потужності, яка генерується усіма конденсаторними установками підприємства, шляхом різночасного увімкнення окремих батарей у відповідності з графіком навантаження.
Розподіл компенсуючих пристроїв на різних ступенях системи електропостачання виконується на підставі ТЕР. Найбільший економічний ефект забезпечується розташуванням цих засобів близько від ЕП з найбільшим споживанням реактивної потужності.
Конденсаторні батареї напругою до 1000 В встановлюють, як правило, в цеху біля розподільних пунктів або приєднувати до магістральних шинопроводів.
Централізована установка конденсаторів напругою до 1000 В на ТП або на головній дільниці магістрального шинопроводу допускають лише в тих випадках, коли установка конденсаторів у цеху можлива за умовами пожежної безпеки.
Установку конденсаторів напругою 6 (10) кВ передбачають:
на цехових підстанціях, які мають РУ на напругу 6 (10) кВ;
на розосереджених ПГУ або ГПП, безпосередньо від яких виконується розподіл електроенергії між цеховими підстанціями.
Індивідуальна компенсація може бути допущена як виняток у потужних ЕП з низьким коефіцієнтом потужності та з великою кількістю годин роботи на рік.
В проекті належить передбачати застосування найбільш простих і економічних систем, комплектних трансформаторних установок і конструкцій.
Вимикачі розраховують на стрибки струму під час ввімкнення конденсаторних батарей або їх секцій, в тому числі під час ввімкнення на паралельну роботу.
У разі потреби увімкнення конденсаторних батарей на напругу вище 10 кВ слід застосовувати послідовне або паралельно-послідовне з'єднання однотипних конденсаторів з улаштуванням додаткової ізоляції конденсаторів між фазами і ізоляцією конденсаторів від землі.
У разі ввімкнення конденсаторних батарей до мереж із джерелами вищих гармонік потрібно перевіряти вірогідність перенавантаження конденсаторів струмом в розрядженому або близьких до цього режимах і застосовувати необхідні заходи з їх усунення.
Під час проектування великих ПГУ або ГПП передбачають прилади для контролю величини реактивної потужності, яка передається підприємству з мереж енергосистеми в режимах її найбільших активних навантажень.
Для цих цілей слід застосовувати лічильники реактивної енергії з покажчиком 30-хвилинного максимуму.
Якщо існує можливість генерації реактивної потужності або підприємство видає реактивну потужність в мережі енергосистеми, то для її обліку потрібно встановлювати другий лічильник.
