Глава 5. Схемы и конструктивное исполнение гпп и рп

При отсутствии перечисленных выше условий можно рекомендовать про­стейшую блочную схему без перемычек. Требования со стороны эксплуатации к повышению надежности и оперативности управления системой электро­снабжения на 6УР, 5УР привели к более частому применению схем е (см. рис. 5.3) и в (см. рис. 5.4), т. е. к отказу от короткозамыкателеи и переходу к установке выключателей.

Мощность трансформаторов, присоединяемых по приведенным схемам, должна находиться в пределах коммутационной способности разъединителей и отделителей по отключению тока холостого хода, а при применении сило­вых выключателей определяется их параметрами.

Короткозамыкатели нельзя ставить в зоне действия дифференциальной за­щиты трансформатора потому, что каждое включение короткозамыкателя от действия газовой защиты или по другой причине будет вызывать срабатыва­ние дифференциальной защиты. Это дезориентирует обслуживающий персо­нал (не сразу можно выяснить причину отключения трансформатора) и затя­гивает ликвидацию аварии. Разрядники также нужно ставить вне зоны действия дифференциальной защиты во избежание ложного действия защиты и неправильного отключения трансформатора.

От схем подстанций 5УР со стороны высокого напряжения практически не зависят схемы присоединения трансформаторов мощностью 10 МВА и выше к секциям сборных шин распределительных устройств вторичного напряжения. Число секций, напряжение, количество отходящих линий зависит в большой степени от требований потребителей с учетом вариантов электроснабжения на напряжении, отличном от наиболее распространенного 10 кВ (рис. 5.5).

При выборе схемы подключений решающими можно считать следующие показатели: мощность подстанции, определяющую число выводов и секций шин 6—10 кВ; наличие, единичную мощность и напряжение крупных потре­бителей (электропечей, воздуходувок и др.); мощность КЗ на стороне 6—10 кВ, от которой зависит необходимость установки реакторов; характер нагрузок, определяющих подпитку места КЗ и число секций на стороне 6-10(35) кВ.

Схемы на рис. 5.5 составлены для мощности КЗ от системы до 5000 МВА в сети 110 кВ и до 10 000 МВА в сети 220 кВ при раздельной работе сборных шин. При выборе схемы могут быть предложены некоторые общие рекомен­дации.

Присоединение одной секции сборных шин к обмотке трансформатора или к параллельно соединенным ветвям трансформатора с расщепленной об­моткой 6—10 кВ без реактирования отходящих линий основывается на ис­пользовании в качестве вводных, межсекционных и линейных выключателей для всего РУ выключателей с одинаковым номинальным током отключения. Рекомендуется применять выключатели с предельным током отключения 1_П0, равным 20 или 31,5(40) кА (не меньше предельного тока термической стойко­сти и действующего значения периодической составляющей предельного сквозного тока КЗ).

5.3. Схемы блочных подстанций пятого уровня

197

и к л

Рис. 5.5. Схемы подключения распределительных устройств к трансформаторам

Применение выключателей с /_по = 31,5(40) кА и более вместо выключате­ля с /_по = 20 кА (присоединяемых к двум ветвям трансформаторов с расщеп­ленными обмотками или в различных схемах с реакторами) следует обосно­вывать технической необходимостью или экономической целесообразностью.

Присоединение сборных шин (двух секций) к трансформатору с расщеп­ленной обмоткой 6—10 кВ без реактирования отходящих линий следует вы­полнять так, чтобы каждая секция была присоединена к одной ветви обмот­ки трансформатора стороны 6—10 кВ. Преимущество схемы —значительное уменьшение отрицательного влияния нагрузок одной ветви на качество на­пряжения питания другой ветви при резкопеременных графиках нагрузки, вы­зывающих колебания напряжения на шинах подстанции, или при вентильной нагрузке, искажающей форму кривой напряжения. Схему нельзя использовать при наличии крупных присоединений с нагрузкой, соизмеримой с номиналь­ной мощностью одной ветви обмотки трансформатора, так как при этом, как правило, трудно равномерно распределить нагрузки между секциями сборных шин подстанции и обеспечить необходимое резервирование.

При присоединении одной секции сборных шин к обмотке или к парал­лельно соединенным ветвям трансформатора с расщепленной обмоткой

198 Глава 5. Схемы и конструктивное исполнение ГПП и РП

6—10 кВ с реактированием отходящих линий следует применять в качестве вводных и межсекционных выключатели с номинальным током отключения более 31,5 (40) кА. На отходящих от сборных шин РУ линиях устанавливают групповые реакторы, к каждому из которых присоединяют от одной до четы-рех-пяти линий с номинальным током отключения выключателей 20 кА.

Количество линий, присоединяемых к каждому групповому реактору, за­висит от расчетных токов линий и от специфики присоединяемых вторичных подстанций или отдельных токоприемников. Иногда реактированные линии к сборным шинам присоединяются совместно с нереактированными линиями или токопроводами (через выключатели с соответствующим номинальным то­ком отключения), для которых нецелесообразно снижение мощности КЗ (на­пример, крупный преобразовательный агрегат или обеспечение самозапуска).

Основные преимущества схем с групповыми реакторами:

• уменьшается ток подпитки КЗ от синхронных и асинхронных электро­двигателей;

• повышается остаточное напряжение на сборных шинах при КЗ на отхо­дящих линиях за реакторами;

• при наличии электроприемников, ухудшающих качество электроэнергии в питающей их сети (вентильных, сварочных, с резкопеременными графика­ми нагрузки и др.), их неблагоприятное влияние меньше сказывается на каче­стве электроэнергии на сборных шинах подстанции.

К недостаткам схем следует отнести, как правило, большую стоимость эле­ктрооборудования 6—10 кВ; наличие постоянных потерь в реакторах; увеличе­ние габаритов РУ 6-10 кВ; технические затруднения в выполнении релейной защиты в части обеспечения чувствительности и дальнего резервирования.

Различные схемы с реакторами на вводах 10(6) кВ от трансформаторов, обеспечивающие снижение мощности короткого замыкания после реактора, позволяют независимо от мощности трансформатора использовать (в качест­ве вводных, секционных и линейных) выключатели со сравнительно неболь­шим номинальным током отключения 20 кА или 31,5(40) кА. Значение, до ко­торого целесообразно снижать мощность КЗ на шинах 6—10 кВ, определяется технико-экономическим анализом схемы подстанции и системы электроснаб­жения от шин подстанции. Существенными недостатками реактирования вво­дов можно считать ухудшение условий пуска и самозапуска крупных электро­двигателей; сложности осуществления релейной защиты трансформаторов и крупных единичных электроприемников или линий, отходящих к вторичным подстанциям.

Если имеется значительное количество электродвигателей с большими пу­сковыми токами и не исключена перспектива дополнительного присоединения электродвигателей, следует по возможности избегать применения таких схем.

Приведем общие рекомендации по применению схем рис. 5.5.

1. Схемы а для двухобмоточных не — для трехобмоточных трансформато­ров (см. рис. 5.5) — для трансформаторов мощностью до 25 МВА.

2. Схема б (одна из наиболее распространенных) — для трансформаторов

1

5.3. Схемы блочных подстанций пятого уровня

199

6УР

5УР

ГПП

6-10кВ

_К^ЬЪ

Токопроводы

£□ т^рш. , .?□ х^рп; , .TpS

РПЗ

4УР

_J^^^^^TS

ч \1 YYTT ТТТТ t Y

К цеховым ТП

Рис. 5.6. Магистральное питание РП

с расщепленной вторичной обмоткой мощностью 25—63 МВА с вторичным напряжением 6—10 кВ.

3. Схемы в или д — для трансформаторов 32-63 МВА напряжением 6 кВ с реактированием вводов 6 кВ трансформаторов (если мощность КЗ на сторо­не 6 кВ близка к разрывной мощности выключателей камер КРУ или превос­ходит ее), и для трансформаторов мощностью 63 МВА при напряжении 10 кВ (трансформаторы 110/10 кВ).

4. Схема г — для трансформаторов мощностью 25 и 40 МВА вместо схемы 6 для уменьшения количества секций.

5. Схема и — для трансформаторов 63 МВА 110/6, а также 160 МВА 220/ 10 кВ с расщепленными вторичными обмотками (отличается от схемы в боль­шой пропускной способностью вторичной стороны за счет применения сдво­енных реакторов, имеет вдвое больше секций шин 6—10 кВ).

6. Схемы е, з и к — для трехобмоточных трансформаторов, отличающихся высокой пропускной способностью и степенью ограничения мощности КЗ на стороне 6—10 кВ. Для трансформаторов с мощностью вторичной обмотки 40 МВА при 10 кВ — схема е, при 6 кВ — з, для трансформаторов 63, 80 и

200