Принципы построения сети 35 –110, 220 кВ

Date: 2015-10-07; view: 535.

Требования к построению электрических , сетейтехнологические и компоновочные решения

В качестве основной сети ОАО «МРСК Центра» определены сети напряжением 35-110 кВ. Создание и развитие в ОАО «МРСК Центра» электрической сети напряжением 220

кВ возможно по отдельным решениям с учетом критериев отнесения электросетевых

объектов к Единой национальной электрической сети (ЕНЭС).

Выбор системы напряжений распределения электроэнергии

осуществляться в процессе разработки Схем перспективного развития сетей35–110 кВ на основе анализа роста перспективных электрических нагрузок.При строительстве линий, подстанций и для питания вновь присоединяемых потребителей приоритет дол отдаваться напряжению 110 кВ. При технической необходимости повышения параметров качества электрической энергии сети35 кВ необходимо рассматривать возможность перевода подстанций 35 кВ, расположенных в центре нагрузок, на напряжение 110 кВ.

Развитие сети напряжением35 кВ допускается при запаздывании сроков

сооружения в рассматриваемой точке сети центра питания более высокого к

напряжения.

Вопрос перевода сетей среднего напряжения на более высокий класс напряжений

должен решаться в отдельной внестадийной работе в виде соответствующего технико-

экономического обоснования.

Устанавливаются максимальные длины воздушных и кабельных

электропередачи в зависимости от класса напряжений и плотности населения(для плотно населенных районов/ для районов с малой плотностью населения):

- для ВЛ-110 кВ – до 80 км;

- для КЛ-110 кВ – до 20 км;

- для ВЛ 35 кВ – до 20/35 км;

- для КЛ 35 кВ – до 10 км.

трансформаторов» (5АН). Допускается применение простейшей схемы подстанций 35-110 кВ «два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий» (4Н) для питания двухтрансформаторных ПС в тупиковом режиме.Все схемы подстанций

должны выбираться на основании проектной работы и соответствующего -техни экономического расчета.

Развитие сети должно осуществляться путем уменьшения числа отпаечных ПС на одной ВЛ. При этом число отпаечных ПС на одной транзитной ВЛ не должно превышать трех, с последующим развитием сети и снижением их количества.

При проектировании реконструкции и строительства электрической предъявляются следующие требования к построению:

- сетевое резервирование с автоматическим вводом резервного питания от разных подстанций или с разных шин одной подстанции,имеющей 2-стороннее независимое

- не допускается присоединение к электрической сети электроприемни потребителей, внутренняя схема которых не позволит обеспечить соответствующу категорию электроприемников по надежности электроснабжения;

- для особой группы электроприемников должен быть предусмотрен резервный

(автономный) источник питания, который устанавливает потребитель.

В качестве основных линий в сетях35–110 кВ следует применять взаимно резервируемые линии электропередачи35–110 кВ с автоматическим вводом резервного питания от разных подстанций или с разных шин одной подстанции,имеющей 2-стороннее независимое питание.

При сооружении линии электропередачи напряжением0,4–110 кВ следует применять принцип преимущественного сооружения или целиком в кабельном,или в воздушном исполнении. Сооружение кабельно-воздушных линий электропередачи допускается по отдельным обоснованиям.

электропередачи в зависимости от класса напряжений и плотности населения(для плотно населенных районов/ для районов с малой плотностью населения):

- для ВЛ (КЛ) 6–20 кВ – 10/20 км;

- для ВЛ (КЛ)-0,4 кВ – не более 0,5 км от центра питания до наиболее удаленной

точки и 2 км суммарной длины -ВЛ0,4 кВ. В городской и сельской местности

протяженность ВЛ (КЛ) варьируется в зависимости от типа применяемой конструкции ТП.

Увеличение длины линий по сравнению с вышеприведенными да

допускается при наличии технико-экономического обоснования.

На стороне НН ПС 35–110 кВ должны применяться одинарные секционированные

системы шин 6–10 кВ. Применение обходных систем шин, как правило, не допускается. В

отдельных случаях возможно применение обходных систем шин в составе систем плавки

(секционирующий пункт с автоматическим включением резерва)собеспечением

проводом одного сечения на опорах повышенной механической прочности и подвесных изоляторах, оснащенные автоматическими секционирующими пунктами столбовог исполнения. Допускается, при наличии технико-экономического обоснования, установка вместо автоматического секционирующего пункта,секционирующего пункта на разъединителях.

В сетях с кабельными линиями6–20 кВ следует применять2-лучевую или петлевую схему. Выбор схемы построения следует осуществлять на основании технико-экономического анализа.

В сетях 6–20 кВ следует применять два вида автоматического включения резерва

(АВР):

- сетевой АВР в пункте АВР,соединяющем две линии, отходящие от разных подстанций 35–110 кВ или разных секций шин 6–20 кВ одной подстанции 35–110 кВ;

- местный пункт АВР для включения резервного ввода на шины выс

напряжения подстанций 6–20/0,4 кВ или распределительных пунктов6–20 кВ после

исчезновения напряжения на рабочем вводе и его отключения;

- для ответственных потребителей необходимо устанавливать устройства АВР непосредственно на вводе 0,4 кВ и 6–20 кВ.

Для ограничения токов отключения между силовыми трансформаторами и РУ 6–20 кВ могут быть установлены реакторы. К установке могут приниматься схемы как с общим реактором на 2-4 линии и выключателем на каждой из них, так и отдельные реакторы для одной линии. Установка реакторов должна иметь технико-экономическое обоснование.

Необходимость установки ВДТ должна быть обоснована анализом параметров качества ЭЭ на основании проведенного обследования сети, а также расчетом места установки ВДТ.

При осуществлении технологических присоединений новых потребителейна напряжении 0,4 кВ и выполнении ремонтных работ на ВЛданного класса напряжения, связанных с необходимостью замены провода на участках существующихВЛ, выполненных неизолированным проводом, а так же при строительстве новых отпаек от данных ВЛ работы должны проводиться с сохранением существующего конструктивного исполнения линии.

системы управления технологическими процессами с подсистемами релейной защиты и автоматики, коммерческого учета электроэнергии, мониторинга состояния оборудования, диагностики и управления оборудованием;

- обеспечение резервируемыми цифровыми каналами связи для передачи сигналов управления и информации о состоянии электрооборудования на диспетчерский пункт,в том числе, диспетчерскими голосовыми каналами;

- совместимость с действующим оборудованием сетей ОАО«ФСК ЕЭС», ОАО «РЖД» и смежных энергосистем;

- низкое потребление электроэнергии на собственные нужды и снижение объема регламентных работ по техническому обслуживанию и ремонту;

- удобство проведения осмотра, технического обслуживания и ремонта;

- безопасность эксплуатации, технического обслуживания и ремонта;

- экологическая безопасность.

Требования в части электромагнитной совместимости:

- выполнение заземляющих устройств,обеспечивающих выравнивание потенциала на территории и заземленном оборудовании подстанции;

- установка защит от прямых ударов молнии и проникновения импул перенапряжения во вторичные цепи;

- выполнение компоновки подстанции с учетом электромагнитного влияни первичных цепей и оборудования на вторичные цепи и микропроцессорные устройства;

- выполнение расчетов уровней электрических наводок и помех, допустимых для применяемого электрооборудования при выборе трасс и способов прокладки силовых кабелей и кабелей вторичных цепей на открытой части подстанций и в зданиях;

- при необходимости принятие дополнительных мер по обеспечению ЭМС,в т.ч.

по исключению влияния статического электричества;

- учет требований заводов-изготовителей по электромагнитной совместимости на применяемое оборудование;

- сокращение площадей подстанций путем оптимизации схемно-компоновочных

решений.

Компоновочные решения ПС 35 – 110 кВ:

- ПС 35 – 110 кВ должны быть, преимущественно, открытого типа;

- применение закрытых распределительных устройств35 – 110 кВ, в том числе, модульного исполнения, допускается при наличии технико-экономического обоснования (ТЭО);

- компоновка ОРУ ПС35 – 110 кВ должна предусматривать возможность перехода к более сложной схеме (при наличии перспективы расширения ПС);

- компоновка ОРУ ПС 35 – 110 кВ должна обеспечивать возможность проведения обслуживания и замены высоковольтного оборудования ПС с применением спец. техники, подъезд передвижных лабораторий;

- в районах с высокой плотностью застройки,при наличии ТЭО, должны применяться КРУЭ и компактные элегазовые модули 110 кВ;

- РУ 6 – 10 кВ должны быть преимущественно закрытого , притипа соответствующем обосновании, допускается применение КРУН;

- в закрытых РУ6 – 10 кВ оборудование секций должно располагаться в отдельных помещениях;

При реконструкции и техническом перевооружении подстанций35–110 кВ необходимо применять силовые трансформаторы единичной мощностью не выше 10 МВА на подстанциях 35 кВ и не выше63 МВА на подстанциях 110 кВ (увеличение мощности свыше указанных данных должна иметь технико-экономическое обоснование).

Силовые трансформаторы на вновь строящихся и реконструируемых подстанциях

позволяющее применять дистанционное управление с удаленных диспетчерских центров при минимуме эксплуатационных затрат.

Коммутационное оборудование.

Модернизация парка коммутационных аппаратов должна проходить с учето недопущения существующих недостатков в эксплуатации оборудования.

Модернизация существующего парка оборудования при реконструкции объектов и строительстве ПС нового поколения должна проходить в соответствии с основны целями:

- повышение надежности и наглядности первичных схем ПС,схем собственных

нужд;

- применение современного высококачественного оборудования и как следствие – увеличение ресурса при интенсивной эксплуатации;

- использование современных средств управления и защиты;

- повышение удобства эксплуатации и безопасности за счет вне компактных конструктивных решений РУ 10–220 кВ;

- снижение уровня доступности токоведущих частей ПС с целью снижен аварийности;

- повышение грозоупорности подходов к ПС и подстанционного оборудования;

- снижение затрат на эксплуатацию.

ЛЭП35–110кВ.

Строительство новых и реконструкцию существующих линий электропередачи следует осуществлять на расчетный срок службы по элементам ВЛ(не менее 40 лет). Для ВЛ, проходящих по лесным массивам,расчет ширины просеки производить с учетом

перспективы роста деревьев основного массива. Расчет параметров линий выполняется из

снятия напряжения (горизонтальное расположение проводов, специальные типы вязок, разъемные зажимы и т. д.);

- при прохождении ВЛ по территории города необходимо использовать двойные подвесные гирлянды изоляторов.