1. Відомості для вибору способу підключення
2. Матеріали для остаточного вибору схеми електропостачання
3. Способи підключення підприємств до енергосистеми

Ухвалення технічних рішень по електропостачанню починається з затвердженого технологічного завдання на будівництво заводу (об'єкта) певного складу; організацію виробництва; будівництво цеху, дільниці, відділку.

За цими даними оцінюють параметри електроспоживання, спираючись, зокрема, на комплексний метод розрахунку електричних навантажень, і готують матеріали для отримання технічних умов на технологічне приєднання.

Відомості для вибору способу підключення

1. особливості енергосистеми і ймовірних місць технологічного приєднання до мереж електропостачальної організації (міркування про 6УР);
2. дані по об'ектаманалогам і місця будівництва.

Визначальними на початковому етапі є значення розрахункового максимуму навантаження Рр = ротах і число годин використання максимуму, пов'язаних з електроспоживання балансується А = ротах * Ттах.

Матеріали для остаточного вибору схеми електропостачання

1. генеральний план заводу з розміщенням основних і допоміжних виробничих будівель і споруд, основних підземних і наземних комунікацій;
2. дані по електроємна, питомими витратами електроенергії, складу і характеру електричних навантажень і електроприймачів як технологічних механізмів, так і допоміжних пристроїв цехів і споруд заводу з виділенням енергоємних агрегатів;
3. перелік об'єктів основного виробничого, обслуговуючого і підсобного призначення, енергетичного господарства, включаючи мережі і споруди водопостачання і каналізації із зазначенням виробничих показників і об'емнопланіровочних архітектурних рішень, змінності роботи, структури управління;
4. дані за характером виробництва, пожежо і вибухонебезпечне ™, включаючи температуру, вологість, запиленість, агресивність речовин, що виділяються, забруднення атмосфери і фунта;
5. вимоги до надійності електропостачання окремих виробництв, цехів, агрегатів і механізмів з виділенням електроприймачів особливої ​​групи першої категорії з надійності електропостачання;
6. дані по навантаженнях сторонніх споживачів (субабонентів), що підключаються до заводських мереж;
7. геологічні та кліматичні дані, що включають в себе: характер фунта в різних районах майданчика заводу, його склад, стан, температуру, питомий тепловий і електричний опору; глибину промерзання фунта, рівень фунтових вод, розрахункову температуру ґрунту в зонах прокладки електричних комунікацій, висоту майданчика заводу над рівнем моря, сейсмічність;
8. метеорологічні умови, які включають в себе кількість грозових днів на рік; швидкість вітру; вологість; ожеледних; максимальну, мінімальну і середню температури повітря; наявність і характер забруднення повітря пилом, хімічно активними газами і парами, природну освітленість;
9. основні креслення (плани та розрізи) цехів і споруд заводу з установкою технологічного і допоміжного обладнання;
10. основні архітектурностроітельние креслення будівель і споруд заводу;
11. дані по силовому електроустаткування (паспорта основних афегатов, в тому числі електричні розрахунки приводу) і електроосвітлення об'єктів заводу;
12. відомості по організації електроремонта, можливості кооперації та спеціалізації (в тому числі по трансформаторномасляному господарству);
13. схема примикає району енергосистеми з характеристиками джерел живлення і мереж (зовнішнього електропостачання);
14. дані по струмів і потужності короткого замикання на шинах джерел живлення; характеристика місця приєднання (трансформатор і вимикач; магістральний, радіальне або кінцеве приєднання і параметри ЛЕП); вимоги до компенсації реактивної потужності з боку енергосистеми, до пристроїв релейного захисту, автоматики, зв'язку і телемеханіки.

Реальне прийняття рішень вимагає врахування цих даних і самих різних технічних, організаційних, економічних, соціальних та інших факторів. Але ценологіческіе обмеження не дають можливості на стадіях формування інвестиційного задуму, розробки обгрунтування інвестицій, тендера і бейсікпроекта отримати всі зазначені матеріали.

Кваліфікація фахівця електроснабженца визначається досвідом і здатністю прийняти краще рішення, спираючись на наявні відомості і оцінюючи значимість яких бракує даних з точки зору можливої ​​зміни схеми і умов поставки обладнання в майбутньому.

Попередні параметри електроспоживання дають підставу ідентифікувати підприємство по електричної навантаженні і сформулювати пропозиції по 6УР. Для міні підприємств 2П6УР, електропостачання яких здійснюється на напрузі до 1 кВ, вибір напруги проводиться у виняткових випадках, як і для дрібних підприємств ЗП6УР, для електропостачання яких необхідна установка одного або декількох трансформаторів на напрузі 6, 10, 20 кВ.

Напруга 2УР для міні споживачів приймається, як і для всіх інших прилеглих споживачів: воно може бути найбільш поширеним (380/220 В), застарілим і ліквідованим (220/127 В), який вважається перспективним (660/380 В), рідкісним (500 В ) або будь-яким взагалі нестандартним.

Це саме можна сказати до електропостачання дрібних підприємств, для яких вибір високого напруги трансформатора визначається напругою 6, 10, 20 кВ найближчим (годує) РП. При здачі «під ключ» дрібних і мініпредпріятій, зокрема інофірмами (це ж відноситься до відділень і ділянок середніх і великих підприємств), можливо установка устаткування з різною напругою. Це вимагає установки перехідних трансформаторів для забезпечення харчування окремих приймачів або їх груп, породжує труднощі організації електроремонта.

Пропозиції (проектні опрацювання) по 6УР для середніх, де необхідне формування 4УР і можливий вихід на оптовий ринок, і великих 5П6УР підприємств пов'язані з особливостями суб'єктів електроенергетики, до мереж або до генеруючих потужностей яких підключено підприємство напругою 660 В доцільно для підприємств з великою питомою щільністю електричних навантажень, необхідністю за технологічними умовами віддаляти підстанції ЗУР, наявністю великої кількості двигунів (понад 100 до 630 кВт).

Основними параметрами, що визначають конструктивне виконання елементів і побудова високовольтної мережі 35 - 220 кВ, для ліній електропередачі є:

1. Номінальну напругу,
2. напрямок (звідки і куди здійснюється транзит електроенергії)
3. протяжність,
4. кількість ланцюгів,
5. Переріз проводу;

Для підстанцій:

1. поєднання номінальних напруг,
2. кількість і потужність трансформаторів,
3. схема приєднання до мережі вищого рівня та компенсація реактивної потужності.

З прийнятого ряду номінальних напруг електричних систем (табл. 3.1) в нашій країні склалися дві системи напруг електричних мереж 110 кВ і вище: 110 - 220-500 кВ, достатня для основних мереж нашої країни аж до середини 1980-х рр .; 110 (154) -330-750 кВ, яка не отримала свого розвитку і що викликає нарікання.

Свого часу вибір раціонального напруги системи зовнішнього електропостачання виконувався в кожному проекті промислового підприємства. Використовувалися звичайно емпіричні формули, що застосовувалися:

Отримане розрахункове значення напруги округлюють в більшу сторону, орієнтуючись на збільшення завантаження у времені.Сеті напругою ПО кВ є основними розподільними мережами енергосистем, що живлять великі підприємства особливо великі мають введення на 220 і 330 кВ). У міру розвитку і зростання напруги електричних мереж, зростання навантажень споживача зростає і напруга мережі, призначеної для розподілу електроенергії. Для споживача на практиці вже зустрічаються випадки, коли напруга 110 і 220 (330) кВ виступає розподільним, що заміщає 10 кВ. Розвиток електричних мереж напругою ПО кВ та вище характеризується мережевим коефіцієнтом, які складали колишньому СРСР 1,74 км / МВт, і щільністю (відношення довжини мереж і площі території) електричних мереж 0,064 км / км2 (в США - відповідно 0,77 і 0,052) .

Вирішення питань електропостачання підприємства, пов'язаних з приєднанням їх до мереж напругою 110 кВ і вище, має враховувати загальні технічні принципи побудови мережі на далеку перспективу, враховувати результати розвитку електроенергетики.

Довгострокові дослідження містять велику невизначеність вихідної інформації, екстраполяційні методи прогнозу стають неприйнятними. Більшою мірою виникає необхідність в профессіональнологіческом аналізі, який оцінює зміна технології, рівні і розміщення електричних навантажень, зміна техніко-економічних критеріїв. На підприємствах слід резервувати коридори для проходження повітряних або кабельних ЛЕП, місця для спорудження підстанцій і під'їзди для транспортування трансформаторів.

Вибір провідників проводиться по нагріванню, економічної щільності струму і умов корони. При оцінці різних варіантів електропостачання потрібно нагрів і щільність розглядати в зв'язку з величиною напруги, яка необхідна для передачі очікуваної розрахункової потужності. Але все це, що спирається (в межі) на першу наукову картину світу, фактично вероятностно (не строго) змінюється разом зі зміною співвідношення вартості кольорового металу, тарифу на електроенергію, витрат на будівництво та експлуатацію.

Річне число годин використання максимуму активного навантаження, прийнятого при виборі S, менше і становить 0,77S, що характеризує ротах кожної з підстанцій 5УР і 4УР. Орієнтовно можна прийняти щільність струму / ек = 1,1 А / мм2 для алюмінієвих і сталеалюмінієвих проводів при числі годин використання максимуму навантаження в год 3 000 ... 5 000 і coscp = 0,9.

Гранична довжина ліній, певна техніко-економічні розрахунками при втраті напруги 10%, становить, наприклад, 32 км при передачі потужності 10 МВт на напрузі 36,7 кВ; 75 км при передачі потужності 50 МВт на напрузі 115 кВ.

При оцінці перспективи слід орієнтуватися на зменшення нормованого значення щільності струму з 1,0 ... 1,2 до 0,8 А / мм2, що зменшить втрати (тарифи на електроенергію на найближчому майбутньому будуть рости). При вирішенні питань електропостачання великого підприємства слід уникати зближення суміжних напружень. Це збільшує узагальнений коефіцієнт трансформації (ОКТ) і веде до ускладнення режимів і збільшення втрат електроенергії. Значення ОКТ в мережах напругою 110 кВ і вище досягло 2,5 кВ / А на 1 кВт встановленої потужності електростанцій. Якщо для промисловості вжити ОКТ як відношення потужності трансформаторів, встановлених на підприємстві, до заявленої потужності, то він складе 4 ... 7, що не може бути визнано нормальним. Слід уникати трансформацій з коефіцієнтом 1,5 ... 2,0 (наприклад, 220/110 кВ, 330/220 кВ). Для енергоємних виробництв доцільніше спорудження ДПП 220/10 кВ.

Приблизно 25% повітряних ліній (ПЛ) по протяжності виконуються Дволанцюгова в мережах напругою 110 кВ, 17% - в мережах напругою 220 кВ; ВЛ в мережах 330 кВ виконуються одинланцюговому.

При радіальної конфігурації електропостачання ДПП підприємств Дволанцюгова лінії застосовні, якщо споживачів 1й категорією можна забезпечити електроенергією по лініях напругою 10 кВ (в окремих випадках - по 0,4 кВ) від ДПП і РП, підключених до іншої двухцеп ної лінії. З точки зору надійності дві одноланцюгові ЛЕП краще, але вони вимагають більшого коридору. Середньозважена перетин проводів для ПЛ напругою 110 кВ становить близько 150 мм 2 і може бути рекомендовано 120 ... 185 мм 2, для ПЛ напругою 220 кВ - відповідно 240 і 300 мм 2.

У попередніх розрахунках слід орієнтуватися на оптимальний рівень короткого замикання, який не повинен перевищувати для мережі напругою 110 кВ 31 кА, для мережі напругою 220 (330) кВ - 40 кА.

Способи підключення підприємств до енергосистеми

Слід розрізняти два принципових випадку підключення підприємства до енергосистеми: до підстанції (або головного розподільного пристрою ТЕЦ на генераторное напруга) і до лінії електропередачі (ЛЕП). Приєднання до підстанції здійснюється через вимикач Q по одній з схем, представлених на рис. 3.1.

Найбільш поширені схеми 7 і 2. При трьох і більше системах (секціях) шин можливо більш надійне електропостачання споживача: вимикач Q після його оперативного відключення через роз'єднувач приєднується до потрібної секції. За наявності обхідної системи шин (схема 5) споживач при відключенні Q може харчуватися через обхідний вимикач Qly призначений для внутрішньостанційних перемикань.

Приєднання підприємства до ЛЕП визначається конфігурацією (топологією) електричної мережі, яка залежить від географічних умов, щільності та розподілу електричних навантажень. Можливі основні варіанти схем приєднання представлені на рис. 3.2. Радіальна одинарна або подвійна лінія може, зробивши кільце, підключитися до того ж джерела живлення (ІП). Можливі вузлові схеми, при яких ІП більше ніж два і ліній більше ніж три, і багатоконтурні схеми, в які входять декілька вузлових точок.

Схема, представлена ​​на рис. 3.2, а, застосовується рідко і зустрічається для харчування споживачів III категорії , Підприємств в районах з невеликим навантаженням, віддалених або на початку будівництва. За цією схемою можливо харчування споживача від іншого ІП, що фактично означає перехід до схем, представленим на рис. 3.2, д, е. Схема, представлена ​​на рис. 3.2, б, найбільш поширена, кількість приєднань (отпаек) до однієї лінії не повинно бути більше трьох. Якщо підстанція харчується радіально по одній або двом лініям без отпаек, то її називають тупиковою.

Підстанції, зображені на рис. 3.2, а ... г, називають відгалужувальними, а на рис. 3.2, д, е - прохідними. Якщо через шини високого напруги (ВН) здійснюються перетоки потужності між окремими точками мережі, то підстанцію називають транзитної.

При вирішенні питання про спорудження однієї Дволанцюговий ВЛ або двох ПЛ на різних опорах збільшення надійності супроводжується великими капітальними витратами (вкладеннями) і відчуженням земель. Надійність харчування від ліній на різних опорах, але по одній трасі збільшується незначно, а великі аварії, викликані кліматичними умовами, пошкоджують лінії незалежно від їх конструкції. Тому спорудження одноланцюгових ЛЕП вимагає обґрунтування, за винятком електропостачання магістральних трубопроводів, електрифікованих залізниць. У схемі рівномірно завантажуються обидві лінії, що мінімізує втрати, не збільшуються рівні струмів короткого замикання (КЗ), можливе приєднання підстанцій 5УР за найпростішою схемою.

Схеми, представлені на рис. 3.2, в ... е, застосовується в мережах напругою 220 110 кВ енергосистем при малих і середніх потужностях навантажень, на промислових підприємствах при наявності декількох джерел живлення і необхідності забезпечення високої надійності схеми електропостачання.

Середня підстанція РП2, представлена ​​на рис. 3.2, к.с., забезпечується як споживач особливої ​​групи I категорії. Для цієї схеми слід враховувати неекономічні потокораспределение, більший рівень струмів КЗ, велику складність оперативних перемикань.

Нормами технологічного проектування підстанцій рекомендуються для РУ знижують підстанцій енергосистем схеми з'єднань, трохи відрізняються від аналогічних по напруженням і числу приєднань схем, прийнятих для електростанцій. Число трансформаторів понижувальної підстанції зазвичай не більше двох, тоді як на теплоелектростанціях (ТЕС) воно зазвичай більше. Трансформатори можуть приєднуватися по одному до збірних шин тільки за допомогою роз'єднувачів, що пояснюється рідкісними перемиканнями. На РУ електростанцій кожен з блоків відключають (включають) по 10 - 20 разів на рік, що вимагає наявності вимикача в колі трансформатора. Для понижуючих підстанцій з потужними споживачами I категорії одночасне відключення обох понижуючих трансформаторів (або AT) або живильних ліній призводить до перерви електропостачання підприємств і великих збитків. Наявність в системі резервної потужності ніяк не допоможе споживачам даної підстанції.

На рис 3.3 наведено аналогічні підстанцій промислових підприємств 5УР, 4УР типові схеми з'єднання РУ 6 - 750 кВ знижувальних підстанцій енергосистем. Трансформатори умовно показані двообмоткових (вони можуть бути трьохобмоткову і автотрансформаторами на напружених 220-750 кВ); всі трансформатори і автотрансформатори встановлюються з регулюванням (напруги) під навантаженням (РПН). Роз'єднувачі для спрощення, як правило, не показані.

Схема лінія-трансформатор (Л-Т) без комутаційної апаратури на ВН (рис. 3.3, а) застосовується, якщо релейний захист лінії на стороні харчування охоплює понижуючий трансформатор або якщо на вимикач лінії з боку харчування передається телеотключающій сигнал при відмові трансформатора.

Схема Л-Т з запобіжником у трансформатора на високу напряжение (Рис. 3.3, б) застосовується, якщо забезпечується селективність роботи запобіжника із захистом ліній, приєднаних до сторони низького напруги (НН) трансформатора, і з захистом живлячої лінії, якщо від неї живляться ще й інші підстанції.

Схема Л-Т з віддільником на ВН (рис. 3.3, в) застосовується для автоматичного відключення відмовив трансформатора від лінія, яка живить кілька підстанцій, при неможливості застосування схеми, представленої на рис. 3.3, б.

Схема з перемичкою (містком) між двома Т застосовується при двох живильних лініях, при необхідності переходу на живлення від однієї лінії обох трансформаторів - ручного (рис. 3.3, г) або автоматичного за допомогою вимикача в перемичці (рис. 3.3, д).

Вибір варіанту проводиться з урахуванням місцевих умов мережі і споживачів підстанції. Схема, представлена ​​на рис. 3.3, д, застосовується також при двосторонньому харчуванні або транзит потужності; при відповідному обгрунтуванні в цій схемі замість отделителей можуть встановлюватися вимикачі. При застосуванні схеми, представленої на рис. 3.3, Д9 при відмові вимикача в перемичці втрачаються всі РУ В промисловості вимикач найчастіше встановлюють між роз'єднувачами (в цьому випадку залишається один місток), що виключає автоматичні перемикання, але зберігає можливість оперативної роботи під навантаженням.

У схемах, представлених на рис. 3.3, г, д, один з двох роз'єднувачів перемички нормально відключений.

Схема подвійного містка (рис. 3.3, е) застосовується при двосторонньому харчуванні або транзит, допускає розрив зв'язку між крайніми лініями при відключенні середньої лінії, а також при ревізії будь-якого з двох вимикачів. Ця схема не виконує загальна вимога забезпечення можливості ремонту будь-якого вимикача без перерви харчування приєднання. Тому для РУ АЛЕ кВ з трьома лініями і двома трансформаторами, що є мережевим вузлом, який може розвиватися далі, слід застосувати схему подвійного містка з обхідним вимикачем з п'ятьма вимикачами (рис. 3.3, ж).

Схема квадрата для РУ з двома лініями і двома трансформаторами (рис. 3.3, з) рекомендується при напружених від 220 до 750 кВ. При цьому на лініях не встановлюються лінійні роз'єднувачі. При збільшенні числа ліній до чотирьох при напружених 220-330 кВ слід перейти на схему, представлену на рис. 3.3, і, з установкою на всіх лініях лінійних роз'єднувачів, тобто на схему розширеного квадрата.

Схема розширеного квадрата передбачає приєднання ще двох ліній 220 - 330 кВ до тих двох кутах квадрата, до яких приєднані трансформатори за схемою, представленої на рис. 3.3, з; при цьому на всіх чотирьох лініях встановлюються лінійні роз'єднувачі.

У цій схемі відмова будь-якої з двох ліній, приєднаних до кутів з трансформаторами »буде приводити до відключення разом з лінією і пов'язаного з нею трансформатора; планові відключення лінії на ремонт також зажадають відключення трансформатора. В період ремонту одного з вимикачів квадрата відмова середнього вимикача з трьох, що залишилися в роботі призведе до втрати трьох ліній і одного трансформатора.

Схема, представлена ​​на рис. 3.3, / с, виконується в РУ 110 кВ з числом приєднань до шести включно, в тому числі чотирьох ліній і двох трансформаторів (AT).

Ця схема передбачає виконання однієї робочої і однієї обхідної систем шин; робоча система шин секціонуючою на дві частини, пов'язані з допомогою вимикача, який може бути використаний також як обхідний для почергової заміни вимикачів ліній при ремонті. В нор * мальном режимі цей вимикач з'єднує секцію 1 робочої системи шин з обхідний системою шин, а потім за допомогою шинної перемички з двома роз'єднувачами по її кінцях приєднує цей вимикач до секції II робочої системи шин. При необхідності використання цього вимикача в якості обхідного він попередньо відключається, після чого відключаються обидва роз'єднувача в шинній перемичці між обхідний системою шин і секцією II шин; при цьому припиняється паралельна робота двох секцій робочої системи шин. Трансформатори (AT) приєднуються до секцій шин тільки за допомогою роз'єднувачів.

Схема, представлена ​​на рис. 3.3, по числу приєднань до РУ 110 - 220 кВ аналогічна схемі, представленої на рис. 3.3, до, тільки в ланцюгах трансформаторів встановлені вимикачі і вони приєднуються до робочої і обхідний системам шин. Для зв'язку секцій і харчування обхідної системи шин встановлений вимикач.