2. По каким схемам выполняются глубокие вводы на промышленных предприятиях?
Глубокие вводы на предприятиях выполняются по двум схемам в виде: а) магистральных воздушных линий, питающих несколько разукрупненных ПГВ 110–220 кВ с применением отделителей и короткозамыкателей; Магистральные глубокие вводы применяются на предприятиях с нормальной и малозагрязненной окружающей средой в тех случаях, когда по условиям генерального плана удается провести воздушные линии по территории предприятия и разместить ПГВ вблизи основных групп потребителей. б) радиальных кабельных или воздушных линий, питающих ПГВ по схеме блока «линия – трансформатор». Радиальные глубокие вводы преимущественно применяются при загрязненной окружающей среде. При стесненной территории или наличии зданий и сооружений с верхней промышленной разводкой, мешающих прокладке воздушных линий, линии глубоких вводов выполняются кабелями.
3. Перечислите требования к схеме электроснабжения предприятия.
Удобства и безопасности в эксплуатации; требуемой надежности и качеству электроэнергии в нормальном и послеаварийном режиме; экономичности по капитальным вложениям, эксплуатационным расходам и потерям электроэнергии; повышающейся надежности при движении от внутрицеховых сетей к внутризаводским распределительным сетям и далее к промышленным приемным подстанциям и питающим линиям. 4. Дайте определение понятию «самозапуск ЭД» и перечислите основные отличия. Самозапуском называется восстановление нормальной работы двигателей ответственных механизмов без участия персонала после кратковременного нарушения электроснабжения – исчезновения или глубокого снижения напряжения. При исчезновении или глубоком снижении напряжения выключатели самозапускаемых ЭД остаются включенными, а двигатели неответственных механизмов до восстановления напряжения отключаются с помощью реле напряжения. Основные отличия самозапуска: • в момент восстановления электроснабжения и начала самозапуска часть или все ЭД вращаются с некоторой скоростью; • самозапуск ЭД происходит, как правило, под нагрузкой.
5. Виды выбега самозапускаемого эд
Выбег самозапускаемого ЭД может быть свободным, когда другие самозапускаемые ЭД не оказывают большого влияния на самозапуск этого ЭД, и групповым, когда значительно взаимное влияние самозапускаемых ЭД.
6. Группы промышленных механизмов по условиям самозапуска.
По условиям самозапуска промышленные механизма разделяются на две группы. Первая группа – это механизмы, момент сопротивления у которых не зависит от скорости, или так называемые механизмы с постоянным моментом. I группа – шаровые мельницы, транспортеры, прокатные станы, конвейеры, дробилки, бумагоделательные машины, поршневые компрессоры и др. При кратковременном перерыве электроснабжения механизмы этой группы, при прочих равных условиях, быстро теряют скорость и медленно разгоняются. Для обеспечения самозапуска необходимо, чтобы электродвигатель имел момент не ниже номинального. При определении возможности самозапуска следует учитывать фактическую загрузку двигателя, имея в виду, что практически она составляет 0,8–0,9 номинальной мощности электродвигателя, а иногда и меньше. Вторая группа – это механизмы, момент сопротивления у которых зависит от скорости, или так называемые механизмы с вентиляторным моментом. II группа – центробежные насосы и вентиляторы, дымососы, газодувки (нагнетатели), центрифуги и др. При прочих равных условиях самозапуск для механизмов этой группы обеспечивается легче, чем для механизмов I группы.
1.2. Подстанции
Подстанции (главные понижающие подстанции ГПП, подстанции глубокого ввода ПГВ и др.) наряду с ТЭЦ являются источниками питания электроэнергией объектов (промышленных предприятий, городских районов и др.). Подстанции (ПС) размещают по возможности ближе к центру электрических нагрузок объекта. Одним из важных вопросов при проектировании ПС является выбор ее схемы электрических соединений. Эта схема в большой степени зависит от способа присоединения ПС к питающей электрической сети. Рассмотрим эти способы на примере рис. 1.4, где все ПС условно показаны только шинами высшего напряжения. Под центром питания (ЦП) электрической сети будем понимать шины соответствующего напряжения электростанции или подстанции более высокой ступени напряжения. Так, например, шины 110 кВ подстанции 220/110 кВ являются ЦП для электрической сети 110 кВ. Тупиковая подстанция (ПС1 на рис. 1.4) получает питание с одной стороны по одной или двум параллельным линиям. Мощность, текущая от ЦП к тупиковой ПС, поступает только к потребителям этой ПС и не передается дальше. Ответвительная подстанция (ПС2 на рис. 1.4) присоединяется глухой (без коммутационных аппаратов) отпайкой к одной или двум проходящим линиям. Такое присоединение ПС не требует больших затрат, однако эксплуатация линий с отпайками не удобна, поскольку при ремонте, например, одной линии участка ПС2-ПС3 необходимо отключать всю линию ЦП-ПС3. При этом потребители ПС2 и ПС3 будут получать питание по другой, но одной оставшейся в работе линии ЦП-ПС3. Рис. 1.4. Способы присоединения ПС к питающей электрической сети 14
Проходная (транзитная) подстанция (ПС3 и ПС4 на рис. 1.4) включа- ется в рассечку двух линий с односторонним питанием или в рассечку одной линии с двухсторонним питанием. Такие ПС более дорогие, чем ответвительные, так как требуют большего количества коммутационных аппаратов на высшем напряжении, чем ответвительные ПС. Однако эксплуатация линий с такими ПС более удобна, поскольку при ремонте, например, одной линии участка ПС3-ПС1 необходимо отключать только эту линию. Узловая подстанция (ПС5 на рис. 1.4) присоединяется к центрам питания не менее чем тремя линиями. Для таких ПС требуются более сложные схемы электрических соединений на высшем напряжении, чем у тупиковых, ответвительных и проходных ПС. Схемы электрических соединений подстанций тесно увязываются с их назначением и способом присоединения к энергосистеме. Все схемы электрических соединений подстанций можно разделить на следующие виды: схемы без сборных шин (блочные и упрощенные схемы); схемы многоугольников; схемы с одной системой сборных шин (без обходной или с обходной системой шин); с двумя системами сборных шин (без обходной или с обходной системой шин). Схема электрических соединений подстанции должна быть обоснованно упрощена с учетом применения современного высоконадежного оборудования. Для распределительных устройств напряжением до 220 кВ включительно в основном рекомендуется применять блочные и упрощенные схемы, а также схемы с одной секционированной системой шин. Две системы шин и обходные системы шин рекомендуется применять только при наличии жесткого обоснования технико-экономическими расчетами. В соответствии с указанными требованиями для распределительных устройств 35. 220 кВ подстанций разработаны типовые схемы электрических соединений, приведенные на рис. 1.5. Распределительные устройства низкого напряжения (РУНН) показаны условно. Блочные схемы , выполненные блоком линия-трансформатор с разъединителем или выключателем (рис. 1.5, а , б,в ), применяются, главным образом, для тупиковых и ответвительных подстанций. В схеме рис. 1.5, а при повреждении в трансформаторе предусматривается передача отключающего импульса на головной выключатель.
В случае двухтрансформаторных подстанций используются два блока, не связанные между собой по стороне высшего напряжения, или два блока, связанные между собой неавтоматической (ремонтной) перемычкой из двух разъединителей (рис. 1.5, в ). Эта перемычка позволяет осуществлять питание потребителей через два трансформатора при ремонте или повреждении одной из линий. В упрощенных схемах используются перемычки (мостики) с выключателями и ремонтные перемычки с разъединителями (рис. 1.5, г , д ). Такие схемы применяются на тупиковых, ответвительных и проходных подстанциях. На проходных подстанциях перемычка с выключателем (рабочая перемычка) нормально замкнута, поскольку через нее осуществляется транзит мощности. Ремонтная перемычка на проходных подстанциях включается для транзита мощности через подстанцию при ремонте выключателя рабочей перемычки. На тупиковых и ответвительных подстанциях перемычка с выключателем нормально разомкнута, а ремонтная перемычка может отсутствовать. В схеме рис. 1.5, г , применяемой на тупиковых и ответвительных ПС, при повреждении одной из линий автоматически отключается выключатель со стороны поврежденной линии и включается выключатель в перемычке, оба трансформатора остаются в работе, а потребители получают питание по одной линии. При повреждении одного из трансформаторов автоматически отключается выключатель со стороны поврежденного трансформатора. Потребители будут получать питание по одной линии через один трансформатор. В схеме рис. 1.5, д , применяемой на тупиковых и ответвительных ПС, при повреждении одной из линий автоматически отключается выключатель со стороны поврежденной линии. Потребители будут получать питание по одной линии через один трансформатор. Включение в работу второго трансформатора может быть осуществлено оперативными переключениями через ремонтную перемычку. При повреждении одного из трансформаторов автоматически отключается выключатель со стороны поврежденного трансформатора. Потребители будут получать питание по одной линии через один трансформатор. Выбор между схемами рис. 1.5, г и д для тупиковых и ответвительных ПС определяется важностью автоматического сохранения в работе двух трансформаторов при повреждении одной из линий. С этой позиции предпочтение следует отдать схеме 1.5, г .
Рис. 1.5. Типовые схемы РУ высшего и среднего напряжения подстанций
В схеме рис. 1.5, г , применяемой на проходных (транзитных) ПС, при повреждении одной из линий автоматически отключается выключатель со стороны поврежденной линии. Потребители будут получать питание по другой линии, но через два трансформатора, поскольку выключатель в рабочей перемычке остается включенным. Транзит мощности через ПС прерывается. При повреждении одного из трансформаторов автоматически отключается выключатель со стороны поврежденного трансформатора и выключатель в рабочей перемычке. Потребители будут получать питание по одной линии через один трансформатор. Транзит мощности через ПС автоматически прерывается, но может быть восстановлен оперативными переключениями через рабочую перемычку. В схеме рис. 1.5, д , применяемой на проходных (транзитных) ПС, при повреждении одной из линий автоматически отключается выключатель в рабочей перемычке. Потребители будут получать питание по одной линии через один трансформатор. Транзит мощности через ПС прерывается. При повреждении одного из трансформаторов автоматически отключается выключатель со стороны поврежденного трансформатора. Потребители будут получать питание через один трансформатор. Транзит мощности через ПС сохраняется, поскольку выключатель в рабочей перемычке остается включенным. Выбор между схемами рис. 1.5, г и д для проходных (транзитных) ПС определяется важностью автоматического сохранения транзита мощности через ПС при повреждении одного из трансформаторов. С этой позиции предпочтение следует отдать схеме 1.5, д . Схема четырехугольника (рис. 1.5, е ) является наиболее распространенной из схем многоугольников и применяется при четырех присоединениях (две линии и два трансформатора) и необходимости секционирования (деления) транзитной линии. В этой схеме каждая линия может подключаться к любому трансформатору. Для этого на присоединении каждой линии установлены два выключателя. Схема четырехугольника обладает более высокой надежностью, чем схемы рис. 1.5, г , д , так как авария в линии или трансформаторе приводит к отключению только поврежденного элемента. При аварийном или плановом отключении одной из линий трансформаторы будут получать питание по второй линии. При аварийном или плановом отключении одного из трансформаторов транзит мощности через ПС сохраняется. Схема четырехугольника применяется, как правило, для напряжений
220 кВ и при мощности трансформаторов 125 МВ А и выше.
Схема с одной рабочей секционированной системой сборных шин (рис.1.5, ж ) используется, как правило, для напряжения 35 кВ (высшего, среднего и низшего) при пяти и более присоединениях (два трансформатора три и более линии). Допускается применять эту схему для РУ 110-220 кВ при использовании высоконадежного оборудования, например герметизированных ячеек с элегазовой изоляцией. В нормальном режиме работы секционный выключатель QB выключен. Если все присоединенные линии являются отходящими, выключатель QB включается при повреждении одного из трансформаторов. Если схема используется в транзитной ПС (ПС3 рис. 1.4), выключатель QB включается при повреждении одной из питающих линий. Схема имеет ряд существенных недостатков: ремонт одной секции сборных шин (или любого шинного разъединителя) связан с отключением всех линий, подключенных к этой секции; повреждение на секции сборных шин приводит к отключению всех линий, отходящих от этой секции; ремонт любого выключателя (кроме секционного) связан с отключением соответствующего присоединения линии или трансформатора. Схема с одной рабочей секционированной системой сборных шин и об- ходной системой шин (рис. 1.5, з ) с обходным Q 1 и секционным QВ выключателями применяется для РУ 110-220 кВ при пяти и более присоединениях (два трансформатора три и более линии). В нормальном режиме секционный выключатель QB и шиносоединительный выключатель Q 1 отключены. Все разъединители QS линий и трансформаторов со стороны обходной системы шин (ОСШ) отключены. В нормальном режиме ОСШ находится без напряжения. Схема с ОСШ является более надежной, чем предыдущая, поскольку позволяет проводить ремонт любого выключателя Q (линии или трансформатора) без отключения соответствующего присоединения. Для ремонта, например трансформаторного выключателя Q , включаются разъединитель QS и разъединители QS 1 и QS 2 обходного выключателя, включается обходной выключатель Q 1, отключается выключатель Q и его разъединители. Трансформатор, питающий секцию 2, и линии, питающиеся от секции 2, остаются в работе. Для ремонта, например, линейного выключателя Q включаются разъединитель QS и разъединители QS 1 и QS 2 обходного выключателя, включается обходной выключатель Q 1, отключается выключатель Q и его разъединители.
При ремонте одной секции шин (или любого шинного разъединителя) все линии, отходящие от этой секции, и трансформатор ремонтируемой секции отключаются. Это недостаток схемы. Схема с двумя рабочими системами сборных шин и обходной системой шин (рис. 1.5, и ) с обходным Q 1 и шиносоединительным Q 2 выключателями применяется для РУ 110-220 кВ при пяти и более присоединениях (два трансформатора, три и более линии). В нормальном режиме обе системы шин I и II находятся под напряжением, все присоединения (линии и трансформаторы) равномерно распределены между системами шин. В случае ремонта одной системы шин (или любого шинного разъединителя) все присоединения этой системы шин (линии и трансформатор) переводятся на вторую систему шин. Оба трансформатора остаются в работе. Это достоинства рассматриваемой схемы по сравнению с предыдущей схемой. ОСШ, как и в предыдущей схеме, позволяет проводить ремонт любого выключателя (линии или трансформатора) без отключения соответствующего присоединения. Типовые схемы РУНН 6. 10 кВ, выполненные на базе комплектных шкафов КРУ, приведены на рис. 1.6. Схема с одной секционированной системой шин (рис.1,6, а ) применяется на подстанциях с трансформаторами без расщепления обмотки низшего напряжения. Схема с двумя секционированными системами шин (рис.1.6, б ) применяется при расщепленных обмотках трансформаторов. При необходимости ограничения токов КЗ в цепи выключателей ввода Q устанавливаются токоограничивающие реакторы. При применении сдвоенных реакторов количество систем шин увеличится до четырех, а количество секций шин – до восьми. При электроснабжении ответственных потребителей на секционных выключателях QВ предусматривается устройство автоматического ввода резервного питания (АВР). В нормальном режиме работы секционные выключатели отключены, трансформаторы работают раздельно. При исчезновении по какой-либо причине напряжения, например, на секции 1 автоматически отключается выключатель ввода Q 1 и включается секционный выключатель QВ . Потребители секций 1 и 2 получают питание через трансформатор Т 2.
а) б) Рис. 1.6. Типовые схемы РУ 6. 10 кВ подстанций В настоящее время широко применяются комплектные трансформаторные подстанции блочного типа КТПБ с высшим напряжением до 220 кВ включительно. Применение КТПБ, укрупненные блоки которых полностью изготовлены в заводских условиях, позволяет уменьшить объем строитель- но-монтажных работ, увеличить надежность электроснабжения, повысить безопасность обслуживания, уменьшить габариты подстанций. В зависимости от назначения и способа присоединения к электрической сети комплектация таких подстанций может быть самой разнообразной. На рис. 1.7 в качестве примера приведено конструктивное выполнение КТПБ напряжением 110/6-10 кВ с трансформаторами мощностью до 16 МВ А включительно. Открытое распределительное устройство высшего напряжения выполнено в соответствии со схемой рис. 1.5, г . Распределительное устройство низшего напряжения выполнено закрытым. 21
Схемы глубоких вводов 110—220 кВ — Электроснабжение промышленных предприятий
Глубоким вводом называется система электроснабжения с максимально возможным приближением высшего напряжения (35—220 кВ) к электроустановкам потребителей с минимальным количеством ступеней промежуточной трансформации и аппаратов. На предприятиях средней мощности линии глубоких вводов вводятся непосредственно от энергосистемы. На более крупных предприятиях глубокие вводы отходят от УРП или ГПП. Линии глубоких вводов проходят по территории предприятия в виде радиальных кабельных или воздушных линий электропередачи или магистралей с ответвлениями к наиболее
крупным пунктам потребления электроэнергии. Таким образом, прием энергии децентрализуется, т. е. производится не одной ГПП, а несколькими ПГВ 35, 110 или 220 кВ, расположенными относительно близко друг к другу. Это дает возможность применения в отдельных случаях однотрансформаторных ПГВ, если возможно и целесообразно передать аварийное питание нагрузок 1-й категории по связям вторичного напряжения с другими ПГВ или с ТЭЦ или же другими способами, а также при наличии централизованного резерва, обеспечивающего быструю замену поврежденного трансформатора.
Число разукрупненных ПГВ 35—220 кВ зависит от плотности, размещения и концентрации электрических нагрузок. Наибольшее применение система разукрупнения подстанций 110—220 кВ находит при нагрузках, размещенных во многих пунктах на большой территории, например на горно-обогатительных комбинатах, карьерах и т. п., на которых число подстанций, подключаемых к линиям глубоких вводов, доходит до 10—12. На предприятиях или участках предприятий с более концентрированными нагрузками, на которых имеются крупные электропечи, мощные электродвигатели, электролизные ванны и т. п., мощность ПГВ 35—220 кВ более значительна, а их число меньше (до трех-четырех).
Подстанции глубоких вводов выполняются по упрощенной схеме без сборных шин и, как правило, без выключателей на стороне первичного напряжения. Они размещаются рядом с обслуживаемыми ими производственными корпусами, а их распределительные устройства 6—10 кВ рекомендуется встраивать в эти корпуса. В зависимости от мощности и назначения ГПП и ПГВ, от схемы их питания и удаленности от питающего источника на первичном напряжении 35—220 кВ применяются следующие упрощенные схемы ГПП и ПГВ.
1. Схемы с короткозамыкателями и отделителями (рис. 1 ,а) применяются при установке понизительных трансформаторов 6300 кВ-А и выше, присоединяемых к ответвлениям от проходящих магистральных линий 35—220 кВ, в том числе линий глубоких вводов. Схема действует в такой последовательности: под воздействием релейной защиты замыкается короткозамыкатель поврежденного трансформатора и отключается головной выключатель питающий линии, снабженный устройством автоматического повторного включения (АПВ).
Рис. 1. Подстанции глубоких вводов 110—220 кВ без сборных шин на первичном напряжении.
а — с отделителями и короткозамыкателями при магистральном питании: б — только с короткозамыкателями при радиальном питании; в —только с разъединителями при радиальном питании; г — с подачей отключающего импульса при двух радиальных линий к одному выключателю; д — с подачей отключающего импульса при присоединении е — только с отделителями ж — со стреляющими предохранителями; з — с выключателями на вводах; к — с выключателями на вводах и в перемычке.
При этом с помощью вспомогательных контактов короткозамыкателя К замыкается цепь привода отделителя О, который отключает поврежденный трансформатор лишь при обесточенной питающей линии, т. е. позже отключения головного выключателя и ранее, чем подействует его АПВ, во время так называемой «бестоковой» паузы, т. е. в то время, когда в цепи отделителя нет тока. Для этого в схеме предусматривается блокировка, разрешающая отключение отделителя только при отключенном выключателе на источнике питания, так как отделитель не способен отключать ток нагрузки и тем более ток повреждения. После отключения отделителем поврежденного трансформатора устройство АПВ линии, имеющее необходимую выдержку времени, вновь автоматически включает линию и тем самым восстанавливается питание неповрежденных трансформаторов и остальных подстанций, подключенных к данной линии. Не рекомендуется присоединять к одной магистральной линии более четырех подстанций при мощности трансформаторов до 16—25 MB-А и более двух-трех подстанций с трансформаторами большей мощности.
Недостатком этой схемы является то, что при повреждении любого трансформатора отключаются хотя и кратковременно (на время действия АПВ) и все другие трансформаторы, подключенные к данной магистральной линии. То же самое происходит и при повреждении на самой линии. Кроме того, отделители и короткозамыкатели, выпускавшиеся в прошлые годы отечественной электропромышленностью, не всегда удовлетворяли высоким требованиям к надежности их работы.
2. Схемы только с короткозамыкателям и (без отделителей) применяются для трансформаторов тех же мощностей, что и схемы с отделителями, но только для питания каждого трансформатора отдельной радиальной линией по схеме блока линия—трансформатор (рис. 1,6). При возникновении повреждения в трансформаторе короткозамыкатель включается под воздействием релейной защиты от внутренних повреждений в трансформаторе (газовой, дифференциальной), к которым нечувствительна защита головного участка линии; происходит искусственное короткое замыкание, вызывающее отключение головного выключателя этой линии.
Следовательно, головной выключатель в данном случае осуществляет защиту не только линии, но и трансформатора, а установленное на нем устройство АПВ действует при повреждениях как в линии, так и в трансформаторе.
В случае неуспешного АПВ головной выключатель вновь отключается, действие схемы на этом заканчивается и линия остается отключенной длительно, до ликвидации повреждения в питаемом ею трансформаторе. Успешное действие АПВ покажет, что имело место самоустранившееся повреждение на линии, а не в трансформаторе и тогда блок линия — трансформатор останется в работе. Эти схемы просты, не требуют отделителей и, что самое главное, работа схемы не отражается на других потребителях, не подключенных к данному трансформатору, как это имеет место в схемах с отделителями при магистральном питании нескольких подстанций. Но эти схемы применимы только при питании каждого трансформатора отдельной радиальной линией, что дороже, чем при магистральном питании. Кроме того, не всегда представляется возможным по условиям генплана разместить на территории предприятия значительное число радиальных воздушных линий.
Для более успешного применения отделителей и короткозамыкателей следует улучшить качество их заводского изготовления путем внедрения разработанной модернизированной конструкции, а также обеспечить правильную и тщательную их эксплуатацию и своевременную профилактику уже работающих аппаратов. Разработаны новые отделители и короткозамыкатели, контакты которых заключены в закрытой оболочке, заполненной элегазом, электрическая прочность которого даже при небольшом давлении достигает прочности масла.
3. Схемы только с разъединителями или с глухим присоединением на стороне первичного напряжения трансформаторов (рис. 1,в) можно применять для трансформаторов мощностью до 4000.—6300 кВ-А включительно, не требующих газовой защиты при питании их по радиальной тупиковой линии по схеме блока линия — трансформатор. Эти схемы можно применить также для трансформаторов любой мощности при радиальном питании в следующих случаях:
при относительно близком расположении источника питания, когда экономически и технически целесообразным является дистанционное управление выключателями головного участка питающей линии по контрольным проводам с воздействием на них защиты трансформатора;
при подаче отключающего импульса на головной выключатель питающей линии (рис. 1, г);
если защита на головном участке питающей линии оказывается достаточно чувствительной при повреждении внутри трансформатора. Но, к сожалению, последнее редко удается осуществить, так как при витковом замыкании поврежденный трансформатор отключается защитой головного участка со значительной выдержкой времени, а затем после срабатывания АПВ трансформатор снова включается, в результате чего внутреннее повреждение усугубляется.
В схеме на рис. 1, г предусмотрена подача отключающего импульса на выключатель, установленный на головном участке питающей линии. Она является простейшей и очень целесообразна на промышленных предприятиях с загрязненной и агрессивной средой, так как чем меньше аппаратов, тем меньше очагов загрязнения и коррозии. Допускается не устанавливать даже разъединитель Р, а предусматривать лишь так называемый «ремонтный разъем» подводимых проводов на случай ревизии или ремонта трансформаторов. При отсутствии интенсивного загрязнения окружающей среды вместо ремонтного разъема нужно ставить разъединители для удобства эксплуатации.
Передача отключающего импульса может осуществляться по проводам воздушной линии электропередачи с помощью высокочастотной аппаратуры (ВЧТО-М), по воздушным проводным линиям, УКВ радиоканала, кабелям связи. Выбор способа подачи отключающего импульса производится с учетом степени удаленности от питающей подстанции, мощности трансформаторов, надежности работы и др. Он должен обеспечивать надежное и безаварийное отключение при повреждении блока BJl-трансформатор и иметь оптимальные экономические показатели.
Для передачи отключающих импульсов на головной выключатель питающей линии могут применяться кабели связи марок ТЗБ, МКБ, МКПАБп, МКПАШп и др. При длине передачи до 10 км обычно используются по одной паре кабелей для каждой передачи с учетом обеспечения также других нужд: связь, телемеханика, релейная защита и т. п. При длине передачи более 10 км используется аппаратура уплотнения с передачей по одной паре нескольких сигналов. Необходимо иметь в виду, что при коротком замыкании в сети 110— 220 кВ с заземленной нейтралью в кабелях передачи отключающего импульса могут возникнуть значительные перенапряжения, величина которых зависит от тока к. з. и коэффициента защитного действия оболочки и брони кабелей. Эти перенапряжения, доходящие до 10 кВ, могут превысить испытательные напряжения контрольных кабелей, приведенные ниже. Поэтому при проектировании необходимо учитывать экранирующее действие подземных трубопроводов, рельсовых путей, металлических оболочек кабелей, тросов ближайших BЛ и других естественных экранов.
Наиболее пригодным в настоящее время является кабель связи марки МКПАБп или МКПАШп, который 1 согласно техническим условиям ТУМИ 056-68 выдерживает напряжение не менее 5 кВ между всеми жилами (в том числе контрольной) и оболочкой.
Слабым местом являются также аппараты релейной защиты и телеуправления, так как их изоляция рассчитана на напряжение 500 В; желательно иметь не менее 2 кВ.
Схема с подачей отключающего импульса особенно целесообразна при наличии на ИП воздушных выключателей, с которыми происходили аварии при отключении близких коротких замыканий. Это явление принято называть «километрическим эффектом», оно обусловлено большими начальными скоростями восстановления напряжения при отключении неудаленных (до 5 км) коротких замыканий.
Схема с подачей отключающего импульса имеет преимущество также и в том отношении, что при ней не будет снижения напряжения на питающей узловой подстанции, которое возникает при действии коротко- замыкателя, что весьма нежелательно. Эту схему можно применять не только для тупиковых радиальных линий, но и для подстанций, питаемых отпайками от магистральной линии при расположении подстанций поблизости от центра питания. На этих подстанциях
предусматриваются только отделители, а импульс от действия защиты трансформатора передается не на короткозамыкатель, а непосредственно на выключатель головного участка питающей магистрали (рис. 1,е).
Можно также применить на ИП подсоединение двух радиальных линий 110—220 кВ к одному выключателю (рис. 1,ж) вместо схем на рис. 1,6, г с отдельными линиями к каждому трансформатору. При системе двух- трансформаторных ПГВ эта схема обеспечивает надежность питания при необходимом запасе мощности трансформаторов и при наличии АВР на вторичном напряжении 6—10 кВ. Каждая ПГВ получает питание от двух разных секций ИП. Схема на рис. 1,(3 действует следующим образом. При повреждении трансформатора 2 на ПГВ1 от его защиты подается импульс на отключение выключателя МВ2 на ИП. Указательное реле фиксирует поврежденный трансформатор. После неуспешного АПВ дежурный отключает разъединитель Р1 и включает выключатель МВ2 и тем самым восстанавливается питание неповрежденного трансформатора 2 на ПГВ2 по линии Л2. Если ИП расположен в чистой зоне, то вместо разъединителей Р1 и Р2 можно поставить отделители и все вышеописанные операции будут выполнены автоматически. На время отключения линий Л1 и Л2 питание соответствующих секций ПГВ1 и ПГВ2 будет автоматически восстановлено от соседних трансформаторов при помощи АВР секционных выключателей. При аварии на линии Л1 или Л2 после неуспешного АПВ отключается выключатель МВ2 от защиты соответствующей линии. Поврежденная линия фиксируется указательным реле. Восстановление питания по неповрежденной линии происходит так же, как и в описанном выше случае аварии с трансформатором, а питание секции на стороне 6—10 кВ восстанавливается при помощи АВР секционного выключателя.
Если на подстанциях без выключателей на стороне 110—220 кВ силовые трансформаторы не имеют встроенных трансформаторов тока, то рекомендуется применять так называемые накладные трансформаторы тока типа ТОНД-1 на 35—110 кВ или ТОНД-Н на 220— 330 кВ. Эти трансформаторы тока позволяют осуществить дифференциальную и максимальную защиту трансформаторов.
4. Схемы с выключателями. При определенных условиях на ПГВ промышленных предприятий оказывается необходимым применение масляных или воздушных выключателей. Обоснованиями для применения таких схем могут явиться:
условия самозапуска электродвигателей, так как время действия АВР по схеме с отделителями больше, чем при схеме с выключателями;
усложнение защиты и автоматики при применении отделителей при подпитке места короткого замыкания на линии 110—220 кВ или на ответвлении от нее при двустороннем питании (см. рис. 4).
все еще недостаточное качество отделителей и короткозамыкателей, не позволяющее уверенно применять их в загрязненных зонах и в районах Крайнего Севера.
Схемы с выключателями применяются также в следующих случаях:
если по условиям развития электроснабжения на данной подстанции потребуются в дальнейшем сборные шины 110—220 кВ;
при включении трансформаторов в «рассечку» транзитных линий или линий с двусторонним питанием;
когда по техническим причинам нельзя применять короткозамыкатели, а стоимость устройств и кабелей для передачи отключающего импульса велика.
Простейшая блочная схема с установкой выключателей только на вводах к трансформаторам представлена на рис. 1,з. В некоторых случаях для обеспечения эксплуатационных переключений в блочной схеме предусматривается перемычка с выключателем, так называемая схема «мостика». На рис. 1 ,и показан вариант с устройством перемычки между линейными выключателями и. трансформаторами. Этот вариант применяется при ровном графике нагрузки, когда трансформаторы все время равномерно загружены и нет необходимости в частых режимных переключениях. На рис. 1,к приведен вариант с перемычкой, смонтированной между линейными выключателями и линиями, т. е. на выходе линий. Такой вариант целесообразен при неравномерном суточном графике нагрузки, когда требуются частые режимные отключения и включения трансформаторов. Схема на рис. 1, и более подходит для большинства промышленных предприятий.
Для удобства переключений при ревизиях и ремонтах трансформаторов или линий без временного вывода из работы смежных элементов в схемах мостика иногда предусматриваются показанные пунктиром дополнительные перемычки, в которых устанавливаются два последовательно соединенных разъединителя. Эти перемычки позволяют не прерывать транзита энергии по линии при ремонте выключателей на подстанции. Установка именно двух разъединителей необходима для возможности поочередной ревизии или ремонта одного из них без нарушения работы элементов мостика: трансформаторов Или линий. Если в цепи трансформатора (после перемычки) поставить отделитель, то при повреждении трансформатора он отключится (в бестоковую паузу) и транзит мощности восстановится.
Рекомендуется к преимущественному применению схема без перемычки, а только с выключателями на вводах по рис. 1,з как наиболее простая, дешевая и надежная, особенно в загрязненных зонах. При наличии АВР на вторичном напряжении трансформаторов и достаточного запаса мощности для взаимного резервирования трансформаторов эта схема удовлетворяет условиям бесперебойного питания ответственных потребителей.
5. Схемы с разъединителями и стреляющими предохранителями типов ПСН35 и ПСН110 (рис. 1 ,ж) применяются на открытых подстанциях 35 и 110 кВ в пределах их параметров по номинальному току, напряжению и разрывной мощности. В закрытых помещениях их ставить не допускается. Конструкция предохранителей ПСН основана на использовании дугогасящих свойств винипласта (или полихлорвинила), который выделяет газы под воздействием высокой температуры дуги, образующейся при перегорании плавкой вставки. Газы повышают давление в трубке предохранителя. Поэтому при его срабатывании получается выхлоп хлористых газов в виде выстрела и снопа пламени, почему предохранители и названы стреляющими. Для безопасности персонала предусматривается ограждение предохранителей. Такие схемы рекомендуются при трансформаторах мощностью до 4000 кВ-А (6300 кВ-А). Они пригодны как при магистральном, так и при радиальном питании ПГВ.
После освоения более мощных предохранителей их применение расширится. Они более удобны в эксплуатации по сравнению с короткозамыкателями и отделителями и обладают быстродействием, а по, простоте и экономичности не уступают последним, а даже превосходят их. Однако предохранители недостаточно чувствительны при перегрузках и при малых токах повреждения и имеют большой разброс защитных характеристик. Возможно возникновение неполнофазного режима при перегорании одной фазы предохранителя. Увеличивается время перерыва питания при замене предохранителей по сравнению с релейной защитой. Очень трудно добиться селективности срабатывания предохранителей с защитами, установленными на линиях 6— 10 кВ, отходящих от этой подстанции, при повреждении на этих линиях. Дело в том, что время сгорания плавких вставок предохранителей ПСН очень мало.
Рис. 2. Схема электроснабжения с применением магистральных глубоких вводов 110—220 кВ.
При повреждении же самих трансформаторов трудно обеспечить селективность предохранителей с релейной защитой, установленной на питающих линиях 35—110 кВ. Эти обстоятельства в известной степени ограничивают область применения стреляющих предохранителей.
На рис. 2 представлена схема электроснабжения одного из районов крупного предприятия, наглядно иллюстрирующая применение магистрального глубокого ввода на напряжении 110—220 кВ и метода разукрупнения ГПП. Двухцепная линия глубокого ввода подключена к районной подстанции энергосистемы или к УРП предприятия и проходит по территории предприятия в зоне основных электрических нагрузок. К линии глубокого ввода подключены четыре ПГВ, выполненные по упрощенным схемам с применением отделителей и короткозамыкателей и без сборных шин 110—220 кВ. Подстанции ПГВ1, ПГВ2 и ПГВЗ — двух- трансформаторные. Трансформаторы присоединены к разным цепям двухцепной линии. На стороне вторичного напряжения предусмотрено АВР. При аварии на линии или в трансформаторе питание автоматически переводится на неповрежденный элемент, благодаря чему сохраняется полная бесперебойность электроснабжения. Подстанция ПГВ1 сравнительно небольшой мощности с трансформаторами до 16—25 MB-А без реактирования на стороне 6—10 кВ. Подстанция ПГВ2 с трансформаторами мощностью 40—63 MB-А с расщепленными реакторами на вторичном напряжении. Подстанция ПГВЗ с трансформаторами мощностью до 40—63 MB-А с расщепленными обмотками вторичного напряжения. Применение реакторов и расщепленных обмоток трансформаторов позволило применить компактные и недорогие выключатели типа ВМП-10. Подстанция ПГВ4 — однотрансформаторная, трансформатор подключен «вилкой» к двум линиям. На стороне 6-10 кВ предусмотрена короткая перемычка с ТЭЦ, пропускная способность которой рассчитана на питание наиболее ответственных нагрузок ПГВ4 в послеаварийном режиме. В нормальном режиме перемычка разомкнута. Присоединение ТЭЦ к линии 110—220 кВ выполнено при помощи выключателей.
Рис. 3. Схема электроснабжения с применением радиальных глубоких вводов 110—220 кВ.
На рис. 3 приведен пример схемы электроснабжения с применением радиальных глубоких вводов 110—220 кВ. Предприятие имеет ответственные нагрузки, расположенные в загрязненных зонах. Поэтому питание каждой ПГВ предусмотрено от двух УРП, расположенных с противоположных сторон территории, что исключает одновременное попадание обоих УРП в факел загрязнения и обеспечивает питание в разных аварийных ситуациях. Эта схема дороже схемы, представленной на рис. 2, но значительно надежнее ее.
Основными преимуществами системы глубоких вводов и разукрупненных подстанций 35—220 кВ являются резкое упрощение и, следовательно, удешевление распределительной сети с одновременным повышением ее общей надежности. Отпадают промежуточные распределительные пункты (РП), необходимые при крупных ГПП, так как при разукрупненных подстанциях 110—220 кВ функции РП выполняют их распределительные устройства вторичного напряжения (6—10 кВ), следовательно, отпадает одна ступень электроснабжения, а иногда сокращается и число ступеней трансформации. Распределение энергии на первой ступени производится при повышенном напряжении, т. е. с минимальными потерями энергии, наименьшими затратами проводникового металла и с меньшими капиталовложениями.
Резко сокращаются распределительные сети вторичного напряжения 6—10 кВ, а следовательно, значительно уменьшается протяженность дорогих кабельных линий в тоннелях и других канализациях. Они сохраняются только на относительно небольших участках около цехов и внутри них. Сокращение кабельных сетей, кроме экономии, повышает надежность системы, так как в крупных кабельных тоннелях имели место тяжелые аварии, вызывавшие длительные простои производства и большие убытки. Общая надежность электроснабжения повышается также и потому, что зона аварии резко сокращается, так как отключается при аварии только одно сравнительно небольшое звено, которое легче восстановить, чем при мощных ГПП.
Разукрупнение подстанций глубоких вводов дает еще следующие дополнительные преимущества.
Уменьшаются рабочие токи и токи к. з. на вторичном напряжении этих сравнительно небольших подстанций. Следовательно, упрощается коммутация. В ряде случаев можно обойтись без реактирования линий или же применить групповые реакторы в цепях трансформаторов. Не требуется дорогих громоздких многоамперных выключателей типа МГГ на вводах и на секциях. Значительно облегчается задача регулирования напряжения (см. §6). Упрощается развитие электроснабжения, которое решается более просто и дешево, в большинстве случаев путем сооружения новых подстанций в центрах вновь возникающих нагрузок, а не путем расширения существующих подстанций, как это делалось ранее при мощных ГПП. В то же время и на разукрупненных ПГВ обычно предусматривается при выдаче строительного задания на фундаменты и маслосборное устройство возможность замены установленных трансформаторов на трансформаторы большей мощности, а также возможность будущего расширения (РУ) 6—10 кВ.
Необходимо подчеркнуть, что без применения приведенных выше упрощенных схем ПГВ и ГПП практически невозможно было бы внедрение глубоких вводов и системы децентрализации приема электроэнергии (или метода разукрупнения ГПП). Это стало возможным без уменьшения надежности электроснабжения благодаря применению автоматики: автоматического повторного включения (АПВ) на головном выключателе питающей линии 35—220 кВ и АВР на секционном выключателе вторичного напряжения 6—10 кВ (см. § 9). При помощи этой автоматики быстро восстанавливается питание при аварийном отключении линии или трансформатора. Поэтому описанные упрощенные схемы коммутации без выключателей на первичном напряжении ПГВ (ГПП) в случае применения двух- трансформаторных ПГВ и при наличии АВР на вторичном напряжении в большинстве случаев пригодны для питания потребителей любой категории. Однако время действия устройств защиты и автоматики, требующееся для восстановления питания при авариях, должно быть минимальным. В противном случае затрудняется и осложняется, а иногда становится невозможным самозапуск электродвигателей, в связи с чем может расстроиться сложный технологический процесс. Поэтому при определенных условиях, перечисленных в п. 4, может возникнуть необходимость в применении выключателей на вводах к трансформаторам ПГВ или ГПП (см. рис. 1, з, и, к).
Необходимо отметить особенности выполнения релейной защиты и автоматики в тех случаях, когда на вторичном напряжении упрощенных подстанций с короткозамыкателями и отделителями присоединены крупные синхронные двигатели СД, синхронные компенсаторы, линии связи с ТЭЦ. Эти источники дают подпитку короткого замыкания на стороне первичного напряжения 110—220 кВ при питании ПГВ или ГПП по магистральным схемам. Дело в том, что при коротком замыкании между отделителем п/ст 1 и выключателем, установленным на стороне вторичного напряжения этой подстанции (рис. 4,а), выключатели 2 иг Hi и И2 хотя и будут отключены, но к месту короткого замыкания будет притекать ток от синхронных двигателей, приключенных к шинам вторичного напряжения п/ст 2.
Рис. 4. Схемы с подпиткой от синхронных электродвигателей.
Этот ток, проходя через трансформатор тока в цепи короткозамыкателя и подключенное к нему токовое реле, блокирует отделитель, который останется включенным. Следовательно, АПВ питающих линий будут неуспешными и нельзя будет восстановить питание трансформаторов, подключенных ко всем остальным ответвлениям от этой линии. Но возможен и другой случай. Так как чувствительность вышеупомянутого реле токовой блокировки в приводе короткозамыкателя невелика, то при уменьшении первичного тока реле (порядка 500—800 А) до 40% и ниже реле может позволить отделителю отключиться.
Следовательно, при еще значительных токах подпитки места короткого замыкания от СД соседней подстанции (200—300 А) # блокировка перестает действовать и отделитель отключит недопустимый для него ток, что приведет к аварии.
Если же произойдет короткое замыкание на линии 110—220 кВ, к которой подключены отпайки к трансформаторам (рис. 4,6), то, хотя выключатели 1 на источниках питания #i и #2 будут отключены защитой, питание места повреждения может продолжаться током от синхронных двигателей и поэтому АПВ источников питания будет неуспешным. При подпитке от синхронных двигателей будет (если не принять специальных мер) замедляться пуск АВР на стороне вторичного напряжения трансформаторов, так как СД поддерживает напряжение на шинах 6—10 кВ и оно снижается медленнее, чем при отсутствии подпитки, тем более что при небольшом снижении напряжения действует форсировка возбуждения СД, а уставка реле напряжения в схеме АВР выбирается низкая по ряду условий (например, для отстройки от случайных быстропроходящих эксплуатационных понижений напряжения в сети и т. д.).
При быстродействующих АПВ или АВР частота вращения СД может оставаться близкой к синхронной и, следовательно, э. д. с. этих двигателей будет достаточно -высока с учетом также форсировки возбуждения. Поэтому при несинхронном включении электродвигателей в результате действия автоматики могут быть большие броски тока, опасные для них. Эти обстоятельства необходимо учитывать при выполнении защиты и автоматики в системе электроснабжения по упрощенным схемам. Для этой цели предусматриваются релейные устройства, которые фиксируют возникновение повреждений на питающей линии 35—220 кВ или же на ответвлении к другой подстанции, присоединенной к этой линии. Указанные устройства воздействуют или на отключение вышеупомянутых источников подпитки со стороны вторичного напряжения с последующим восстановлением питания действием автоматики, или же на снятие возбуждения синхронных машин, подпитывающих место повреждения с последующей ресинхронизацией.
Источники подпитки могут быть погашены или отделены от поврежденной линии или при помощи выключателя на стороне вторичного напряжения трансформатора с последующим действием автоматики (АВР,
АПВ), или же путем отключения отдельных крупных машин, отдельных линий, питающих подстанции с крупными синхронными двигателями, или линий связи с ТЭЦ.
Подстанция глубокого ввода
Подстанция глубокого ввода, сокращённо ПГВ, — это подстанция, на которую подаётся напряжение от 35 до 220 кВ, обычно она выполнена с применением упрощенных схем коммутации на стороне первичного напряжения, и получает питание или от энергетической системы напрямую, или от центрального распределительного пункта на самом предприятии.
Предназначение ПГВ — питание группы установок конкретного предприятия или какого-то отдельного объекта на этом предприятии. Схемами с глубоким вводом называют схемы электроснабжения с подстанциями глубокого ввода.
Подстанции глубоких вводов располагаются вблизи наиболее крупных энергоёмких производств и корпусов с концентрированной нагрузкой, например: прокатные и электросталеплавильные цехи; сталепроволочные и крепёжно-калибровочные блоки метизных заводов; обогатительные фабрики и ряд других производств.
Глубокие вводы широко применяются в схемах внешнего и внутреннего электроснабжения промышленных предприятий и считаются наиболее прогрессивными схемами электроснабжения. Их применение позволяет:
- расположить подстанции глубокого ввода в крупных узлах потребления электроэнергии (электролизные установки, прокатные станы, азотно-кислородные станции и т.д.);
- исключить промежуточные РП, так как их функции выполняют РУ вторичного напряжения подстанций глубокого ввода;
- использовать упрощённые схемы первичной коммутации ПГВ;
- резко сократить протяжённость электрических сетей напряжением 10(6) кВ, а следовательно, уменьшить потери мощности, энергии, напряжения в этих сетях, протяжённость кабельных эстакад, число используемой коммутационной и защитной аппаратуры;
- уменьшить ёмкостные токи в сетях 10(6) кВ, что позволяет во многих случаях обойтись без установок компенсации ёмкостных токов;
- осуществить питание характерных групп электроприёмников с нелинейными, резкопеременными, ударными нагрузками отдельными линиями непосредственно от подстанций глубокого ввода, что позволяет значительно уменьшить влияние данных нагрузок на систему электроснабжения и повысить качество электрической энергии;
- повысить надёжность электроснабжения и уменьшить капитальные затраты и эксплуатационные издержки на систему электроснабжения.
Схемы глубоких вводов напряжением 110—220 кВ выполняются воздушными или кабельными линиями, схемы глубоких вводов 330 кВ и выше — воздушными линиями. Применение воздушных линий целесообразно при невысокой плотности застройки промышленной площадки. В целях снижения отчуждаемой под воздушную линию площади допускается прохождение линий над всеми несгораемыми зданиями и сооружениями, за исключением взрывоопасных установок. При выборе высоты опор воздушной линии должна учитываться возможность прокладки под проводами воздушных линий трубопроводов, транспортных и других коммуникаций. В обоснованных случаях может оказаться целесообразным применение специальных опор для увеличения длины пролётов. Все большее применение в системах электроснабжения предприятий находят кабельные линии напряжением 110—220 кВ. Разработка новых конструкций кабелей и совершенствование технических решений по прокладке кабельных линий способствует их широкому применению. Маслонаполненные кабельные линии низкого давления требуют повышенного внимания со стороны обслуживающего персонала, так как имеют маслосистему, а в отдельных случаях и систему охлаждения, которые считаются ненадёжными звеньями кабельных линий. Прокладка данных линий осуществляется в лотках, земле, траншеях, каналах и ниже зоны промерзания, а также с устройством специальных колодцев для муфт. Прокладка маслонаполненных кабелей в тоннелях не рекомендуется из-за значительной стоимости. Кабельные линии с изоляцией из сшитого полиэтилена (СПЭ- изоляцией) имеют более высокие технико-экономические показатели по сравнению с маслонаполненными кабельными линиями. Это позволило рекомендовать их в качестве основных для применения в сетях 110—220 кВ промышленных предприятий при высокой плотности застройки предприятия. Прокладка кабелей с СПЭ-изоляцией осуществляется в открытых кабельных сооружениях (на технологических и кабельных эстакадах, кабельных галереях). Следует отметить, что передача электрической энергии по кабельным линиям с СПЭ-изоляцией по состоянию на 2020 год обходится в 7—20 раз дороже, чем по воздушным линиям напряжением 110—220 кВ. При увеличении напряжения разница в стоимости увеличивается. Вместе с тем для прохождения воздушной линии требуется полоса, свободная от застройки и коммуникаций, шириной более 20 м для линий напряжением 110 кВ и более 30 м для линий напряжением 220 кВ, что в условиях промышленного предприятия не всегда допустимо. Применение кабельных линий для питания подстанций глубокого ввода позволяет выполнять распределительные устройства 110—220 кВ подстанций по схеме «линия—трансформатор» без коммутационных аппаратов.
По мере освоения промышленностью производства токопроводов напряжением до 330 кВ с элегазовой изоляцией увеличивается их применение для схем глубоких вводов при высокой плотности застройки промышленной площадки и наличии агрессивной окружающей среды. Радиальные схемы глубоких вводов 110—220 кВ позволяют использовать простейшие схемы первичной коммутации подстанций глубокого ввода — схемы «линия—трансформатор»: без коммутационных аппаратов (глухого присоединения) с разъединителем, предохранителем, выключателем. При магистральных схемах глубоких вводов отключение магистрали приводит к потере питания всех трансформаторов, подключенных к магистрали. Поэтому используются схемы, позволяющие отключать повреждённый трансформатор на самой подстанции и повторно включать магистраль устройством АПВ.