Проектирование электроснабжения промышленных предприятий нормы технологического проектирования




старонка4/5
Дата канвертавання24.04.2016
Памер0.82 Mb.
1   2   3   4   5

9. Качество электрической энергии
9.1. Для электрических сетей общего назначения устанавливаются согласно ГОСТ 13109 [18] следующие показатели качества электроэнергии (ПКЭ):

установившееся отклонение напряжения;

размах изменения напряжения;

доза колебаний напряжения;

коэффициент несинусоидальности;

коэффициент гармонической составляющей;

напряжения нечетного (четного) порядка;

коэффициент обратной последовательности напряжения;

коэффициент нулевой последовательности напряжения;

отклонение частоты.

9.2. Расчетной точкой является точка присоединения промышленного предприятия к сети энергоснабжающей организации. Как правило, расчетная точка совпадает с границей балансового разграничения между потребителем и энергосистемой.

9.3. Энергоснабжающая организация определяет для расчетной точки согласно "Правилам присоединения потребителя к сети общего назначения по условиям влияния на качество электроэнергии" [19] значения допустимых расчетных вкладов (ДРВ) потребителя в нормируемые ГОСТ 13109 значения ПКЭ.

9.4. При проектировании системы электроснабжения промышленного предприятия следует предусматривать меры и устройства, обеспечивающие в расчетной точке заданные значения ДРВ и позволяющие осуществить контроль и анализ значений ПКЭ.

9.5. В целях стимулирования потребителя к улучшению качества электрической энергии установлены скидки (надбавки) к тарифу за качество электрической энергии, применяемые при отклонениях от установленных значений ДРВ [20].

9.6. Улучшение качества электроэнергии достигается рациональным построением схем электроснабжения, а также применением при необходимости специальных технических средств (силовых фильтров, устройств статической и динамической компенсации и др.).

9.7. При проектировании предприятий со специфическими нагрузками (нелинейными, резкопеременными, несимметричными) следует учитывать, что устанавливаемые специальные технические средства одновременно обеспечивают КРМ и поддержание значений ПКЭ. Поэтому при проектировании вопросы качества электроэнергии и компенсации реактивной мощности для предприятий со специфическими нагрузками следует рассматривать одновременно.

9.8. Согласно ГОСТ 13109 нормируются установившиеся значения нормального предельного отклонения напряжения 5% и максимального предельного отклонения напряжения 10%.

В переходных режимах отклонения напряжения не нормируются и, например, при пуске крупного электродвигателя могут превышать указанные значения. Значение превышения зависит от конкретной схемы электроснабжения, особенностей подключенных электроприемников, характеристик коммутационных аппаратов, но во всех случаях пуск крупного двигателя не должен приводить к нарушению работы других электроприемников.

9.8.1. Регулирование напряжения в системах электроснабжения промышленных предприятий, в основном, должно обеспечиваться применением трансформаторов и автотрансформаторов с автоматическим регулированием напряжения под нагрузкой и выбором оптимальных ответвлений у нерегулируемых под нагрузкой трансформаторов.

9.8.2. Если режим работы электроприемников различен и они имеют разную удаленность от пункта питания, а также если имеются электроприемники, особо чувствительные к отклонениям напряжения, необходимо предусматривать дополнительные групповые или индивидуальные средства регулирования напряжения в узлах нагрузки, такие как применение управляемых конденсаторных батарей, автоматическое управление возбуждением синхронных электродвигателей, применение стабилизирующих установок, устройств по ограничению напряжения и др.

9.9. Несинусоидальность напряжения вызывается подключением к сети электроприемников с нелинейной вольтамперной характеристикой, являющихся источниками высших гармоник. К таким электроприемникам относятся тиристорные электроприводы, дуговые электропечи, сварочные установки, газоразрядные лампы и др. При проектировании в целях уменьшения негативного влияния высших гармонических на элементы электроустановок следует руководствоваться рекомендациями по построению схем электроснабжения (см. раздел 2), а также, если это возможно, увеличить число фаз выпрямления вентильных преобразователей. При недостаточности указанных мер следует применять силовые резонансные CL фильтры.

9.10. Электроприемники, нагрузка которых имеет резкопеременный характер (электроприводы, дуговые электропечи и др.), вызывают недопустимые размахи изменений напряжения и дозы колебаний напряжения. При построении системы электроснабжения следует руководствоваться положениями раздела 2, также целесообразно уменьшение реактивного сопротивления сети, в том числе могут быть эффективны установки продольной компенсации. В тех случаях, когда совершенствованием схемы питания невозможно снизить значения указанных ПКЭ, могут быть применены быстродействующие синхронные компенсаторы или статические установки динамической компенсации прямого или косвенного действия.

9.11. Несимметричные режимы токов и напряжений связаны с подключением несимметричных нагрузок, т. е. таких электроприемников, симметричное многофазное исполнение которых нецелесообразно или невозможно. К подобным электроприемникам относятся отдельные термические и сварочные установки, электрическое освещение, специальные однофазные нагрузки. Подключение таких нагрузок к трехфазной сети ограниченной мощности вызывает длительные или кратковременные несимметричные режимы токов и напряжений, которые могут быть снижены подключением несимметричных нагрузок в точке сети с возможно большей мощностью КЗ и равномерным распределением однофазных и двухфазных нагрузок по всем трем фазам. Если указанные меры недостаточны, рекомендуется применять симметрирующие устройства. Для статичной однофазной или двухфазной нагрузки значительной мощности следует использовать нерегулируемые симметрирующие устройства, преобразующие эти нагрузки в трехфазные. В тех случаях, когда нагрузка по фазам меняется за весьма малые промежутки времени, несимметрия сети носит кратковременный и случайный характер, следует применять регулируемые статические симметрирующие устройства с достаточным быстродействием.

9.12. Для ряда электроприемников производств с непрерывным технологическим процессом, средств вычислительной техники, средств связи и др. исключительное значение имеют длительность и глубина провалов напряжения. Следует отметить, что нормирование указанных ПКЭ затруднено, так как зависит от особенностей оборудования и технологического процесса конкретной установки. В качестве технических средств могут применяться агрегаты бесперебойного питания с аккумуляторными батареями и специальные технические средства, позволяющие обеспечить непрерывную и неискаженную форму кривой напряжения у потребителя при провалах различной глубины и длительности.


10. Компенсация реактивной мощности
10.1. Проектирование установок компенсации реактивной мощности (КРМ) промышленных предприятий следует производить раздельно для электрических сетей общего назначения и для электрических сетей со специфическими (нелинейными, резкопеременными, несимметричными) нагрузками.

10.2. При выборе средств КРМ для электрических сетей общего назначения следует руководствоваться следующими указаниями.

10.2.1. В качестве средств КРМ принимаются батареи низковольтных и высоковольтных конденсаторов напряжением 0,4 кВ и 6-10 кВ соответственно и синхронные электродвигатели 6-10 кВ.

10.2.2. Основными исходными данными для выбора средств КРМ являются расчетные электрические нагрузки предприятия, в том числе на границе балансового разграничения с энергосистемой, и экономические значения реактивной мощности и энергии, задаваемые энергоснабжающей организацией.

10.2.3. Выбор средств КРМ и мощности компенсирующих устройств осуществляется в два этапа: при потреблении реактивной мощности из энергосистемы в пределах экономического значения и потреблении реактивной мощности из энергосистемы, превышающем экономическое значение.

10.2.4. На первом этапе определяется мощность конденсаторных батарей, устанавливаемых в сети до 1 кВ по критерию выбора минимального числа цеховых ТП, и определяется экономически целесообразная реактивная мощность, генерируемая синхронными электродвигателями 6-10 кВ. При этом во всех случаях используется для КРМ без обосновывающих расчетов располагаемая реактивная мощность синхронных двигателей с номинальной мощностью свыше 2500 кВт и располагаемая реактивная мощность синхронных двигателей с частотой вращения свыше 1000 1/мин независимо от номинальной мощности. Целесообразность использования синхронных электродвигателей с номинальной мощностью до 2500 кВт и частотой вращения до 1000 1/мин определяется расчетом. Затем производится анализ баланса реактивной мощности на границе балансового разграничения. В случае, если генерируемая конденсаторными батареями до 1 кВ и синхронными электродвигателями 6-10 кВ реактивная мощность обеспечивает потребление реактивной мощности из энергосистемы в пределах экономического значения, выбор средств КРМ считается завершенным. В обратном случае следует выполнить второй этап расчета.

10.2.5. На втором этапе расчета следует рассмотреть получение недостающей реактивной мощности из следующих источников:

- дополнительная установка батарей конденсаторов до 1 кВ;

- более полное использование реактивной мощности, генерируемой синхронными двигателями мощностью до 2500 кВт и с частотой вращения до 1000 1/мин (в случае, если располагаемая мощность этой группы синхронных двигателей не используется полностью при потреблении реактивной мощности из энергосистемы, не превышающем экономическое значение);

- установка в узлах нагрузки батарей конденсаторов 6-10 кВ.

Указанные источники сопоставляются между собой и с потреблением реактивной мощности из энергосистемы, превышающем экономическое значение. Для предприятий с непрерывным режимом работы, как правило, целесообразна установка батарей конденсаторов 6-10 кВ. Для предприятий, работающих в 1, 2 и 3 смены может оказаться целесообразным получение недостающей реактивной мощности из энергосистемы, превышающей экономическое значение.

10.2.6. При выполнении расчетов по выбору средств КРМ рекомендуется пользоваться указаниями по проектированию КРМ в сетях общего назначения [21, 22], разработанными взамен соответствующих указаний 1984 г.

10.2.7. Батареи конденсаторов до 1 кВ могут размещаться в электротехнических помещениях или непосредственно в производственных помещениях.

10.2.8. Установку батарей конденсаторов до 1 кВ непосредственно в производственных помещениях следует выполнять при соблюдении следующих условий:

- распределение электроэнергии производится магистральными шинопроводами;

- окружающая среда не содержит проводящей пыли, химически активных веществ, не отнесена к взрывоопасным и пожароопасным зонам;

- должны быть исключены механические воздействия от транспортных средств и перемещаемых грузов;

- степень защиты оболочки конденсаторных батарей должна быть не менее IP4X по ГОСТ 14255.

10.2.9. При условиях, отличающихся от перечисленных в п. 10.2.8., батареи конденсаторов до 1 кВ рекомендуется устанавливать в помещениях цеховых ТП. Количество батарей (не более двух на один трансформатор) определяется мощностью трансформатора и степенью компенсации. Батареи конденсаторов могут также размещаться в ЭМП и других электропомещениях.

10.2.10. Батареи конденсаторов 6-10 кВ должны размещаться, как правило, в отдельных (специально для них предназначенных) помещениях, а также в ЭМП и подстанциях.

10.2.11. Установки батарей конденсаторов до 1 кВ и 6-10 кВ должны иметь ручное управление для включения или отключения установки в целом или ее части эксплуатационным персоналом.

10.2.12. Установки батарей конденсаторов до 1 кВ должны иметь автоматическое ступенчатое регулирование мощности в функции реактивной мощности, реактивного или полного тока узла нагрузки.

10.2.13. Автоматическое регулирование мощности батареи конденсаторов 6-10 кВ рекомендуется осуществлять при наличии у потребителя выключателей 6-10 кВ, предназначенных для частой коммутации емкостной нагрузки. При их отсутствии регулирование мощности батареи конденсаторов 6-10 кВ производить не следует.

10.2.14. Синхронные электродвигатели 6-10, реактивная мощность которых используется для КРМ, должны иметь автоматическое регулирование возбуждения в функции реактивной мощности узла нагрузки на границе балансового разграничения с энергосистемой.

10.2.15. При значительном количестве установок КРМ следует при проектировании рассматривать возможность устройства централизованного управления ими с диспетчерского пункта.

10.3. При выборе средств КРМ для электрических сетей со специфическими нагрузками следует руководствоваться следующими рекомендациями.

10.13.1. В качестве средств КРМ для сетей с нелинейными и резкопеременными нагрузками помимо средств КРМ, используемых в сетях общего назначения (конденсаторные батареи до 1 кВ и 6-10 кВ, синхронные двигатели 6-10 кВ), могут применяться силовые резонансные CL фильтры и устройства динамической компенсации реактивной мощности прямого или косвенного действия.

10.3.2. Выбор средств КРМ зависит от значений определяемых в расчетной точке (см. п. 10.3.4) следующих показателей качества электроэнергии (ПКЭ):

- коэффициента искажения синусоидальности напряжения Ки;

- коэффициента n-й гармонической составляющей напряжения Ки(n);

- размаха изменений напряжения SU;

- дозы фликера Р.

10.3.3. При определении указанных ПКЭ согласно ГОСТ 13109 в целях исключения принятия решений, неоправданно удорожающих устанавливаемые средства КРМ, рекомендуется при выполнении расчетов принимать вероятность превышения предельно допускаемых значений ПКЭ, равную 0,05.

10.3.4. Расчетной точкой является точка присоединения потребителя к сети энергоснабжающей организации, для которой определяются допустимые расчетные вклады (ДРВ) потребителя в нормируемые согласно ГОСТ 13109 значения ПКЭ. Как правило, расчетная точка принимается совмещенной с границей балансового разграничения между потребителем и энергоснабжающей организацией, но при питании мощных электроприемников от подстанции глубокого ввода расчетная точка может находиться в узлах энергосистемы.

10.3.5. Выявленные расчетные значения ПКЭ сопоставляются со значениями ДРВ, которые определяются энергоснабжающей организацией согласно [19]. Результаты сопоставления позволяют осуществить выбор средств КРМ.

10.3.6. Конденсаторные батареи 6-10 кВ не следует подключать к секциям сборных шин, от которых получают питание нелинейные нагрузки независимо от значений Ки и Ки(n).

10.3.7. При выделении нелинейных нагрузок 6-10 кВ на отдельные ветви расщепленной обмотки трансформатора или сдвоенного реактора и при значениях Ки и Ки(n), превышающих значение ДРВ в расчетной точке, на секции сборных шин с нелинейными нагрузками следует устанавливать силовые фильтры в целях снижения значений токов и напряжений высших гармоник в расчетной точке до значений ДРВ. При значениях Ки и Ки(n), не превышающих ДРВ в расчетной точке, силовые фильтры не устанавливаются. Выбор средств КРМ для этих случаев производится согласно п. 10.2. Мощность устанавливаемых средств КРМ (с учетом фильтров, если они устанавливаются) должна обеспечить потребление РМ из энергосистемы, не превышающее экономическое значение. При целесообразности установки батарей конденсаторов 6-10 кВ последние должны быть подключены к секциям сборных шин, к которым не подключены нелинейные нагрузки.

10.3.8. При невозможности выделения нелинейной нагрузки на отдельные ветви расщепленной обмотки трансформатора и сдвоенного реактора к сборным шинам 6-10 кВ следует подключить силовые фильтры, обеспечивающие снижение значений коэффициентов Ки и Ки(n) до значений ДРВ и потребление реактивной мощности из энергосистемы, не превышающее техническое значение реактивной мощности. Учитывая значительные затраты на установку силовых фильтров нецелесообразно увеличение их мощности по условию КРМ. Силовые фильтры устанавливать не следует, если соблюдаются следующие два условия: расчетные значения Ки и Ки(n) не превышают значения ДРВ и технический предел потребления реактивной мощности обеспечивается синхронными электродвигателями и батареями конденсаторов до 1 кВ.

10.3.9. К секциям сборных шин, питающих резкопеременные нагрузки, не следует подключать конденсаторные батареи. В целях снижения значений размаха изменений напряжения и дозы фликера эти секции рекомендуется подключать к сети общего назначения с наибольшими токами КЗ. При невозможности осуществить такое подключение, а также в случае установки мощных электроприемников с резкопеременным характером нагрузки должна быть рассмотрена целесообразность установки устройств динамической компенсации реактивной мощности прямого или косвенного действия. По условию КРМ суммарная мощность конденсаторных батарей фильтров, входящих в состав устройства динамической компенсации, должна обеспечить технический предел потребления реактивной мощности.

10.4. Выбор компенсирующих устройств должен производиться одновременно с выбором других основных элементов системы электроснабжения предприятия с учетом динамики роста электрических нагрузок и поэтапного развития системы (см. также п. 2.3.9).

10.5. При проектировании силовых электроустановок должно быть обеспечено наименьшее потребление реактивной, мощности путем:

обоснованного выбора мощности электродвигателей;

преимущественного применения синхронных электродвигателей для нерегулируемых электроприводов;

применение специальных схем и режимов работы вентильных преобразователей.

10.6. Индивидуальная компенсация может быть выполнена для мощных электроприемников с низким коэффициентом мощности и с большим числом часов работы в году.

10.7. При необходимости включения конденсаторных батарей на напряжение выше 10 кВ следует применять последовательное или параллельно-последовательное соединение однотипных конденсаторов с устройством дополнительной изоляции конденсаторов между фазами и изоляцией конденсаторов от земли.

10.8. Для промышленных предприятий рекомендуется использование комплектных конденсаторных установок.
11. Управление, измерение, сигнализация, противоаварийная автоматика, оперативный ток
11.1. Для энергоемких промышленных предприятий следует, как правило, предусматривать централизованное (диспетчерское) управление системой электроснабжения с применением средств телемеханики и вычислительной техники.

Автоматизированную систему управления электроснабжением (АСУ-электро) рекомендуется создавать в составе автоматизированной системы управления энергохозяйством предприятия (АСУ-Э), осуществляющей управление и контроль всех видов энергоносителей (электроэнергия, газ, вода, воздухо- и теплоснабжение).

11.2. При проектировании АСУ-Э следует предусматривать возможность включения ее в будущем в автоматизированную систему управления производством.

11.3. Объем телемеханизации системы электроснабжения должен определяться задачами диспетчерского управления и контроля с учетом предусматриваемого уровня автоматики на подстанциях (устройства АВР, АПВ, АЧР). Объем телемеханизации должен быть обоснован в проекте.

11.4. Применение средств телемеханики и вычислительной техники должно обеспечивать:

- отображение на диспетчерском пункте (ДП) состояния и положения основных элементов системы электроснабжения и передачу на ДП предупредительных и аварийных сигналов;

- возможность оперативного управления системой;

- установление наиболее рациональных эксплуатационных режимов;

- скорейшую локализацию последствий аварий;

- сокращение количества обслуживающего персонала;

- сбор и передачу информации в систему автоматизированного учета электроэнергии.

11.5. Телеуправление (ТУ) следует осуществлять:

- выключателями на питающих линиях и линиях связи при необходимости частых (3 раза в сутки и более) оперативных включениях;

- вводными и секционными выключателями подстанций при отсутствии АВР;

- выключателями на линиях, питающих секции шин с электроприемниками III категории;

- выключателями на линиях, питающих электроприемники значительной мощности, если принято решение о целесообразности их отключения в часы максимальных нагрузок энергосистемы в целях регулирования электропотребления.

11.6. Телесигнализация (ТС) должна указывать состояние:

- всех телеуправляемых объектов;

- вводных, секционных, шиносоединительных и обходных выключателей подстанций предприятия;

- выключателей, питающих электроприемники значительной мощности и ответственные механизмы, агрегаты, технологические линии;

- трансформаторов с высшим напряжением 35 кВ и выше;

- отделителей на вводах напряжением 35 кВ и выше.

Кроме того, как правило, должны предусматриваться следующие сигналы с контролируемого пункта (КП):

а) общий сигнал с каждого КП:

об аварийном отключении любого выключателя;

о замыкании на землю в сетях высокого напряжения каждой подстанции;

о неисправностях на КП, в том числе о недопустимом изменении температуры в отапливаемых помещениях, замыкании на землю и исчезновении напряжения в цепях оперативного тока, повреждении в цепях трансформаторов напряжения, переключении питания цепей телемеханики на резервный источник и т. п.;

б) о неисправности трансформаторов ГПП, ПГВ, крупных преобразовательных агрегатов;

в) о возникновении пожара (появлении дыма) на КП.

11.7. Телеизмерения (ТИ) должны отображать:

- значения напряжений на питающих линиях, других источников питания и на сборных шинах подстанций 6 кВ и выше;

- значения токов и мощностей в точках сети, позволяющие осуществлять систематический контроль технологического процесса и оборудования, судить о перетоках активной, реактивной и полной мощности в системе электроснабжения в нормальном и послеаварийном режимах;

- значения показателей качества электроэнергии в расчетной точке и, при необходимости, в отдельных узлах питания.

11.8. Преобразование измеряемых электрических величин (напряжения, тока, мощности, частоты) в унифицированный выходной сигнал следует осуществлять с помощью измерительных преобразователей различного назначения. Применение на промышленных предприятиях измерительно-вычислительных комплексов и информационных измерительных систем должно быть обосновано в проекте.

11.9. Для регистрации изменяющихся во времени электрических процессов следует применять самопишущие в том числе быстродействующие, приборы, светолучевые и электронные осциллографы, магнитографы.

11.10. При проектировании диспетчерского щита и пульта, определении размеров диспетчерского помещения следует учитывать возможное развитие системы электроснабжения.

11.11. Мнемосхема диспетчерского щита и объем информации, отражающейся на дисплеях, должны, как правило, показывать все связи 6-10 кВ и выше между подстанциями, пунктами приема электроэнергии и другими источниками питания. Выключатели и другие аппараты, не включенные в объем телемеханизации, могут отражаться на мнемосхеме с помощью символов, переставляемых вручную.

11.12. На энергоемких промышленных предприятиях рекомендуется предусматривать автоматизированный учет электроэнергии в целях:

- определения количества электроэнергии, получаемой предприятием от энергоснабжающей организации;

- фиксирования получасового максимума нагрузки в часы максимальных и минимальных нагрузок энергосистемы;

- производства внутризаводского межцехового расчета за электроэнергию;

- осуществления контроля за потреблением и выработкой реактивной энергии по предприятию в целом и отдельным потребителям значительной мощности;

- определения средневзвешенного коэффициента мощности.

Системы учета электроэнергии на промышленных предприятиях должны отвечать требованиям гл.1.5 ПУЭ "Учет электроэнергии".

11.13. Автоматический контроль изоляции, действующий на сигнал при снижении сопротивления изоляции ниже нормируемого уровня, должен выполняться в сетях переменного тока напряжением выше 1 кВ с изолированной или заземленной через дугогасящий реактор нейтралью, в сетях переменного тока до 1 кВ с изолированной нейтралью и в сетях постоянного тока с изолированными полюсами или с изолированной средней точкой.

11.14. Для фиксации аварийных режимов и последующего их анализа на подстанциях 110 кВ и выше рекомендуется предусматривать установку автоматических осциллографов и самопишущих приборов с ускоренной записью при авариях, а для крупных УРП и ГПП - систему диагностики неисправностей в составе АСУ-электро.

11.15. Система управление, измерения и сигнализации на подстанции должна обеспечивать:

безошибочное и рациональное ведение эксплуатации;

контроль режима работы электрооборудования и основных технологических агрегатов;

быструю ориентировку обслуживающего персонала при аварийных режимах.

На телемеханизированных и автоматизированных объектах электроснабжения необходимо предусматривать местное управление для осмотра и ревизии электрооборудования.

11.16. Управление электрооборудованием подстанции производится:

- со щита управления общеподстанционного пункта управления (ОПУ);

- из распределительных устройств 6-10 кВ (из коридора управления);

- из шкафов наружной установки на территории ОРУ.

Здание ОПУ (отдельное или сблокированное с ЗРУ 6-10 кВ) следует сооружать на подстанциях:

- для которых требуется постоянное дежурство персонала на щите управления;

- с ЗРУ-35 кВ и выше;

- при необходимости установки устройств зашиты ВЛ, блоков питания, выпрямительных и других устройств, не размещаемых в шкафах наружной установки.

На остальных подстанциях здания ОПУ не сооружаются, панели управления и защиты должны размещаться в шкафах наружной установки на территории подстанции.

11.17. Релейная защита и автоматика (РЗА) подстанций промышленных предприятий должна быть согласована с устройствами РЗА системы внешнего электроснабжения. Выбор принимаемых видов РЗА должен выполняться в соответствии с техническими условиями на присоединение, выданными энергоснабжающей организацией, и требованиями соответствующих глав ПУЭ. При проектировании РЗА рекомендуется учитывать разработки специализированных электротехнических проектных и научно-исследовательских институтов, касающиеся выбора и расчетов уставок РЗА.

Для подстанций промышленных предприятий рекомендуется применять комплектные устройства РЗА, выполненные на интегральных микросхемах.

11.1.8. На подстанциях промышленных предприятий могут предусматриваться следующие виды автоматических устройств:

- автоматическое включение резервного питания (АВР) на секционных выключателях всех распределительных устройств 6-10 кВ и выше при раздельной работе секций, на стороне низшего напряжения цеховых ТП при питании электроприемников I и II категорий. При этом должен обеспечиваться запрет АВР при коротких замыканиях на шинах;

- автоматическое повторное включение (АПВ) воздушных линий, шин 110 кВ и выше с возможностью автоматического восстановления доаварийной схемы подстанции, шин 6-35 кВ для однотрансформаторных подстанций;

- осуществляющие автоматическое восстановление питания потребителей после ликвидации аварии или отключения аварийного участка сети путем включения резервного оборудования и связей, ресинхронизации синхронного электродвигателя и т. п.

- осуществляющие автоматическое отделение электростанции предприятия от энергосистемы при аварийном снижении частоты в результате системных аварий;

- осуществляющие бесперебойное питание электроприемников особой группы I категории;

- автоматическая частотная разгрузка (АЧР), отключающая электроприемники III категории до действия АПВ;

- автоматическое управление средствами КРМ;

- автоматическое регулирование напряжения под нагрузкой трансформаторов;

- осуществляющие управление работой вспомогательных устройств (обогрев приводов выключателей, разъединителей, шкафов КРУ, включение и отключение охлаждающих устройств трансформаторов, системы пожаротушения и др.).

11.19. На подстанциях может выполняться сигнализация в следующем объеме:

- световая сигнализация положения объектов с дистанционным управлением;

- индивидуальная световая сигнализация аварийного отключения (аварийная сигнализация);

- предупредительная сигнализация отклонения от нормального режима работы электрооборудования и нарушения исправности цепей управления;

- центральная звуковая сигнализация, обеспечивающая привлечение внимания персонала при действии предупредительной и аварийной сигнализации.

При отсутствии ОПУ панель сигнализации устанавливается в помещении РУ 6-10 кВ, а сигналы предупредительной и аварийной сигнализации выводятся к дежурному персоналу.

11.20. Постоянный оперативный ток, в основном, следует применять:

на подстанциях с высшим напряжением 330 кВ;

на подстанциях 110-220 кВ со сборными шинами этих напряжений;

на подстанциях 35-220 кВ с воздушными выключателями;

на подстанциях 110-220 кВ с числом масляных выключателей 110 или 220 кВ три и более.

11.21. Переменный оперативный ток следует, в основном, применять на подстанциях 35/6-10 кВ с масляными выключателями 35 кВ, на подстанциях 35-220/6-10 и 110-220/35/6-10 кВ без выключателей на стороне высшего напряжения, когда выключатели 6-10- 35 кВ оснащены пружинными приводами. При оснащении выключателей 6-10- 35 кВ электромагнитными приводами на указанных подстанциях следует применять выпрямленный оперативный ток. Также рекомендуется его применение на подстанциях 110-220 кВ с малым числом масляных выключателей 110 или 220 кВ.

11.22. Выбор типа привода выключателей напряжением 6-10 кВ необходимо производить с учетом коммутационной способности последних, значения тока короткого замыкания и выдержки времени релейной защиты в данной точке сети, степени ответственности питаемых электроприемников и режимов их работы.

11.23. На подстанциях промышленных предприятий может применяться смешанная система оперативного тока (одновременное использование в разных сочетаниях постоянного, переменного, выпрямленного тока). Выбор системы оперативного тока следует обосновывать в проекте.

11.24. На подстанциях 110-330 кВ с постоянным оперативным током должна устанавливаться одна аккумуляторная батарея 220 кВ, как правило, типа СК, без элементного коммутатора, работающая в режиме постоянного подзаряда. При проектировании необходимо определять категорию помещения аккумуляторной батареи по взрывопожарной опасности и класс взрывоопасной зоны [23]. Рекомендуется, если имеется возможность, взамен батарей типа СК устанавливать закрытые никель-кадмиевые аккумуляторные батареи.

11.25. Для выпрямления переменного тока следует использовать блоки питания стабилизированные и нестабилизированные, силовые выпрямительные устройства с индуктивным накопителем или без него.

1   2   3   4   5


База данных защищена авторским правом ©shkola.of.by 2016
звярнуцца да адміністрацыі

    Галоўная старонка