Глава 2. Уровни (ступени) системы электроснабжения

вого ремонта элементов электрооборудования и аварии в системе электро­снабжения, за исключением случаев питания электроприемников особой группы. Следует, как правило, применять схемы электроснабжения с глубо­кими вводами, когда источники напряжения максимально приближены к по­требителям электроэнергии. При построении схем электроснабжения можно предусматривать параллельную работу линий, трансформаторов и секций шин подстанций.

Выбор схем (магистральные или радиальные) и конструктивного выполне­ния (воздушные или кабельные) линии ПО кВ и выше для 5УР определяется технико-экономическими сравнениями с учетом особенностей данного пред­приятия, электрической нагрузки, взаимного расположения районных под­станций и ГПП, ожидаемой перспективы развития существующей схемы эле­ктроснабжения, степени загрязненности атмосферы, возможности прокладки коммуникаций к ГПП. Связи заводских сетей напряжением ПО кВ и выше с энергосистемой должны осуществляться таким образом, чтобы при выходе из строя одной из питающих линий РП ПО кВ или ГПП 220/110 кВ оставшие­ся в работе линии ПО кВ и выше покрывали всю нагрузку предприятия. При выходе же из строя одного из источников питания (ТЭЦ или УРП) оставши­еся в работе источники питания должны обеспечить покрытие питания основ­ных потребителей, включая потребителей 1 категории.

Выбор пропускной способности линий, питающих предприятие, ГПП, РП, должен производиться с таким расчетом, чтобы в аварийных и ремонтных ре­жимах исключалось ограничение нагрузки как основных, так и вспомогатель­ных цехов и объектов. При этом в аварийных режимах должны полностью ис­пользоваться резервные связи на всех напряжениях, а также допустимая перегрузка оборудования и сетей.

Электрики должны выдавать задания, чтобы при проектировании гене­ральных планов предприятий, а также цехов и объектов учитывались требова­ния рационального размещения электротехнических сооружений, линий эле­ктропередачи (включая кабельные сооружения) и других электрических коммуникаций.

Проанализируем состояние электроснабжения за следующие периоды: 1) с 30-х до конца 50-х годов; 2) с 50-х до конца 80-х; 3) после 1998 г. по настоя­щее время.

В первом периоде (с 30-х до конца 50-х) годов электроснабжение крупных (и отдельных) заводов осуществлялось от собственных ТЭЦ, располагаемых в центре нагрузки: средних и мелких — от районных ТЭЦ или сетей энергоси­стем по ограниченному количеству вводов. Широко применялись однотранс-форматорные подстанции, распределительные подстанции с одной секцией, магистральные схемы распределения электроэнергии. Существующие спо­собы расчета электрических нагрузок и выбор электрооборудования обеспе­чивал коэффициент мощности по предприятию 0,85 при питании на гене­раторном напряжении, 0,92—0,95 при питании от сетей энергосистемы и ^Кп,"^,"^{пл v} ипмнняпкнпй 3amv3Kv всех элементов систем электроснабжения: в

2.2. Основные требования к системам электроснабжения 85

1936—1950 гг. на 1 кВт нагрузки устанавливалось 1,1 кВА трансформаторной мощности 6/0,4 кВ и 1,3 кВА трансформаторной мощности с более высоким напряжением.

Второй период, закончившийся в конце 80-х годов, совпал с курсом на со­здание Единой электроэнергетической системы и строительством крупных электростанций. С учетом величины мощности электроприемников, устанав­ливаемых технологами, теоретических исследований по расчету нагрузок и на основании вывода о возрастании значений коэффициента спроса и продол­жительности использования максимума нагрузки при широком внедрении поточного производства и его автоматизации расчетную максимальную на­грузку строящихся предприятий принимали в пределах (1000^-1700)— (1500-2500) МВт.

Электроснабжение крупных заводов на уровне энергосистем стало осуще­ствляться более чем от двух источников питания (под источником питания подразумевали в целом ТЭЦ или районную подстанцию энергосистемы). Из-за единичной мощности генераторов (150, 200, 300 МВт) значение генератор­ного напряжения перестало соответствовать напряжению четвертого уровня, и выдача электроэнергии на УРП стала производиться по блочной схеме или благодаря сооружению на ТЭС РУ 110 кВ. Таким образом, переход к строи­тельству ТЭС ликвидировал главное достоинство ТЭЦ: надежность и эконо­мичность схемы электроснабжения завода. Быстро выросло число главных по­низительных подстанций и подстанций глубокого ввода, различия между которыми стали несущественными. Практически с каждым цехом сооружа­лась ГПП, а для прокатного цеха число их достигло четырех. Большинство ГПП выполняли двухтрансформаторными и по упрощенным схемам: с глухим присоединением к трансформатору без коммутационной аппаратуры, с ре­монтными разъединителями или отделителями на вводах, с отделителями и короткозамыкателями. Распределительные устройства РУ 10(6) кВ по возмож­ности совмещали с РУ цеховых подстанций. На стороне 10(6) кВ ГПП при­менялась одинарная секционированная по числу обмоток трансформаторов (ветвей сдвоенных реакторов) система сборных шин. С учетом систематичес­ки случающихся аварийных отключений по стороне 110 и 220 кВ (два-пять за год) вернулись к установке выключателей на стороне высокого напряжения (присоединение трансформаторов ГПП к магистральным линиям 110—220 кВ путем глухих отпаек с помощью отделителей и короткозамыкателей неприме­нимо для питания ответственных потребителей).

Получили широкое распространение различные комплектные устройства:

1. Комплектное распределительное устройство (КРУ) в сетях 10(6) кВ со шкафами на номинальные токи 630-3200 А и номинальные токи отключения 20 кА (КРУ 2-10, КХП), 31,5 кА (КР 10/500) и в отдельных случаях КРУ со шка­фами на номинальные токи до 5000 А и токи отключения 58 кА (КР 10-Д9). В КРУ устанавливали маломасляные выключатели (в основном типов ВМП и ВМГ с отключаемой мощностью 850 МВА при 10 кВ), а при необходимости ча-^ стых коммутаций — выключатели с электромагнитным гашением дуги.

86