СХЕМЫ ПРИНЦИПИАЛЬНЫЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ ПОДСТАНЦИЙ 35-750 КВ (2007 год) - часть 1

ОГЛАВЛЕНИЕ
1 УКАЗАНИЯ ПО ПРИМЕНЕНИЮ СХЕМ РУ 6-750 кВ..............................................................4

1.1 Введение........................................................................................................................................4

1.2 Основные требования, предъявляемые к схемам......................................................................4

1.3 Общие указания по выбору и применению схем......................................................................5

1.4 Обоснование надежности схем...................................................................................................8

1.5 Указания по применению блочных схем...................................................................................9

1.6 Указания по применению мостиковых схем, схем «заход-выход» и «треугольник».........10

1.7 Указания по применению схем четырехугольника и шестиугольника................................11

1.8 Указания по применению схем со сборными шинами и одним выключателем на

присоединение..................................................................................................................................11

1.9 Указания по применению схем со сборными шинами с двумя и «полутора»

выключателями на присоединение.................................................................................................13

1.10 Указания по применению схем для КРУЭ.............................................................................13

1.11 Указания по применению схем распределительных устройств 10(6) кВ...........................14

1.12 Указания по применению схем РУ 20 кВ..............................................................................16

1.13 Указания по применению схем подключения компенсирующих устройств.....................16

1.14 Указания по установке измерительных трансформаторов..................................................18

1.15 Указания по установке ограничителей перенапряжений.....................................................19

2 ПЕРЕЧЕНЬ ТИПОВЫХ СХЕМ ПО КЛАССАМ НАПРЯЖЕНИЯ 35-750 кВ И ОБЛАСТИ

ИХ ПРИМЕНЕНИЯ........................................................................................................................21

3 ТИПОВЫЕ СХЕМЫ РУ 6-750 кВ...............................................................................................31

3.1 Схемы распределительных устройств 35 кВ...........................................................................32

3.2 Схемы распределительных устройств 110 кВ.........................................................................39

3.3 Схемы распределительных устройств 220 кВ.........................................................................57

3.4 Схемы распределительных устройств 330 кВ.........................................................................77

3.5 Схемы распределительных устройств 500 кВ.........................................................................85

3.6 Схемы распределительных устройств 750 кВ.........................................................................92

3.7 Схемы распределительных устройств 10(6) кВ......................................................................98

3.8 Схемы РУ 20 кВ.......................................................................................................................102

3.9 Схемы подключения компенсирующих устройств...............................................................105

Приложение 1 Перечень сокращенных обозначений и терминов.............................................113

Приложение 2 Схемы РУ с новыми аппаратами.........................................................................115

Приложение 3 Схемы КРУЭ.........................................................................................................123

Приложение 4 Схема переходного пункта на линии 220 кВ.....................................................127

Приложение 5 Схемы плавки гололёда (ПГ)...............................................................................128

Приложение бПЕРЕЧЕНЬ действующих нормативных и методических документов ... 131

1 УКАЗАНИЯ ПО ПРИМЕНЕНИЮ СХЕМ РУ 6-750 кВ
1.1 Введение

1.1.1 Работой установлено минимальное количество типовых схем РУ, ( в том числе ОРУ, ЗРУ, КРУЭ), охватывающих большинство встречающихся в практике случаев проектирования новых и реконструкции действующих подстанций (ПС) и комплектных трансформаторных подстанций (КТП), позволяющих обеспечить надежность и живучесть ПС и достичь экономичных унифицированных решений.

Для разработанного набора схем рекомендуется выполнить типовые проектные решения компоновок РУ, установок оборудования, устройств управления, релейной защиты и автоматики, АСУ ТП и строительной части.

1.1.2 Приведенные типовые схемы РУ следует применять при проектировании новых, расширении действующих и подлежащих техническому перевооружению и реконструкции ПС всех ведомств в случае, если ПС в последующем будут эксплуатироваться ОАО «ФСК ЕЭС».

1.1.3 Применение нетиповых, а также любые отступления от типовых схем допускаются при наличии соответствующих технико-экономических обоснований и согласований с ОАО «ФСК ЕЭС» и ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС»

1.1.4 В разделе 2 приведен перечень типовых схем и указаны области их применения, а в разделе 3 сами типовые схемы.

Нумерация схем в основном сохранена независимо от класса напряжения в соответствии с предыдущими работами.

1.1.5 В работе принята следующая терминология: для обозначения обязательности выполнения требований применяются слова «должен», «следует», «необходимо» и производные от них. Слова «как правило» означают, что данное требование является преобладающим, а отступление от него должно быть обосновано. Слово «допускается» означает, что данное решение применяется в виде исключения и должно быть обосновано. Слово «рекомендуется» означает, что данное решение является одним из лучших, но не обязательным.

1.2 Основные требования, предъявляемые к схемам

1.2.1 Схемы РУ ПС при конкретном проектировании разрабатываются на основании схем развития энергосистемы, схем электроснабжения района или объекта и других работ по развитию электрических сетей и должны:

1.2.1.1 Обеспечивать коммутацию заданного числа высоковольтных линий (ВЛ), трансформаторов и автотрансформаторов (Т) и компенсирующих устройств с учетом перспективы развития ПС;

1.2.1.2 Обеспечивать требуемую надежность работы РУ исходя из условий электроснабжения потребителей в соответствии с категориями электроприемников и транзитных перетоков мощности по межсистемным и магистральным связям в нормальном режиме без ограничения мощности и в послеаварийном режиме при отключенных нескольких присоединениях с учетом допустимой нагрузки оставшегося в работе оборудования.

1.2.1.3 Учитывать требование секционирования сети и обеспечить работу РУ при расчетных значениях токов короткого замыкания;

1.2.1.4 Обеспечивать возможность и безопасность проведения ремонтных и эксплуатационных работ на отдельных элементах схемы.

1.2.1.5 Обеспечивать требования наглядности, удобства эксплуатации, компактности и экономичности.

1.2.2 Схемы РУ должны позволять вывод отдельных выключателей и других аппаратов в ремонт, осуществляемый:

1.2.2.1 Для РУ напряжением до 220 кВ включительно, как правило, путем временного отключения присоединения (BJT или Т), в котором установлен выводимый для ремонта или обслуживания выключатель или другой аппарат, если это допустимо по условиям электроснабжения потребителей и обеспечения транзитных перетоков мощности; если отключение цепи недопустимо - переключением цепи на обходную систему шин или использованием схем с подключением присоединений более чем через один выключатель;

1.2.2.2 Путем отключения присоединения на согласованное с потребителем время для установки, вместо выводимого в ремонт, подменного аппарата (например, в КРУЭ);

1.2.2.3 Для РУ напряжением 330-750 кВ без отключения присоединений;

1.2.2.4 Для аппаратов, подключенных непосредственно к ВЛ (или Т), -при отключенных BJ1 или Т (вч-заградители, конденсаторы связи, ограничители перенапряжений и др.).

1.2.3 Сравнение вариантов схем, намеченных к разработке на основании перечисленных требований, и их окончательный выбор производится на основании технико-экономических расчетов. Выбираются варианты, обеспечивающие требуемую надежность, а затем из них выбирается более экономичный.

1.3 Общие указания по выбору и применению схем

1.3.1 Схемы РУ, указанные в схеме развития энергосистемы, электрических сетей района, города или в схемах электроснабжения объекта, являются предварительными и уточняются при конкретном проектировании ПС.

1.3.2 Приведенные ниже схемы применимы для всех типов РУ (ОРУ 35-750кВ, ЗРУ 10-220кВ, ОРУ в составе КТПБ 35-220кВ, КРУЭ 110-500кВ) в соответствии с перечнем схем для каждого класса напряжения. Кроме приведенных в перечне схем, при конкретном проектировании и обосновании, могут быть применены и другие схемы РУ.

1.3.3 Число трансформаторов высшего напряжения, устанавливаемых на ПС, принимается, как правило, не менее двух. Они подключаются к разным секциям (системам) шин.

При расширении ПС число трансформаторов может возрасти до 3-4 при наличии обоснования.

При установке 4-х и более трансформаторов на ПС допускается, при соответствующем обосновании, присоединение их к РУ на стороне ВН группами из 2-3 трансформаторов через один выключатель с установкой разъединителя в цепи каждого трансформатора.

1.3.4 При выборе схем РУ необходимо руководствоваться следующим:

1.3.4.1 Схема РУ выбирается с учетом схемы прилегающей сети, ее параметров и перспектив развития, количества присоединяемых ВЛ и трансформаторов, необходимости секционирования и установки компенсирующих устройств, размера и стоимости земельного участка, природно-климатических условий и других факторов.

Схема РУ разрабатывается с учетом назначения подстанции в данной энергосистеме, надежности работы примыкающих ВЛ и подстанций и условий их резервирования.

1.3.4.2 Основные требования, предъявляемые к схемам РУ заключаются в обеспечении качества функционирования ПС: надежности, экономичности, наглядности и простоте, возможности и безопасности обслуживания, выполнения ремонтов и расширения, компактности и др.

1.3.4.3 Отказ любого выключателя, в РУ 35-110 кВ с секционированными сборными шинами, как правило, не должен приводить к отключению более 6 присоединений, в том числе не более 1 трансформатора если при этом не нарушается более одной цепи транзита и электроснабжение особо ответственных электроприемников 1-ой категории.

1.3.4.4 Отказ любого выключателя в РУ 220 кВ с секционированными сборными шинами, как правило, не должен приводить к отключению более 4-х присоединений в т.ч. не более 1 трансформатора, если при этом не нарушается более одной цепи транзита, электроснабжение особо ответственных электроприемников 1-ой категории и устойчивость работы энергосистемы.

1.3.4.5 Отказ любого выключателя в РУ 330 кВ и выше не должен приводить к отключению более одного трансформатора и одной линии, если это допустимо по условиям устойчивости энергосистемы.

1.3.4.6 Отказ любого выключателя в РУ 330 кВ и выше при ремонте другого выключателя не должен приводить к отключению более 1 трансформатора и двух линий, если при этом обеспечивается устойчивость энергосистемы.

1.3.4.7 Число одновременно отключаемых выключателей в пределах РУ одного напряжения должно быть не более:

-при повреждении линии - двух;

-при повреждении трансформаторов напряжением до 500 кВ включительно - четырех, а при напряжении 750 кВ - трех.

1.3.4.8 Обобщенным критерием при выборе схемы РУ при равном обеспечении качества функционирования ПС является минимум затрат на строительство и эксплуатацию РУ и подстанции в целом.

1.3.5 При применении типовых схем для конкретной ПС с заданным количеством РУ разных напряжений и ВЛ подлежат определению:

1.3.5.1 Типы, количество и технические параметры основного оборудования;

1.3.5.2 Необходимость и места установки регулирующих, защитных и компенсирующих устройств, измерительных трансформаторов тока и напряжения, токоограничивающих и дугогасящих реакторов, а также схемы их присоединения;

1.3.5.3 Режимы нейтралей трансформаторов всех классов напряжений;

1.3.5.4 Параметры оборудования высокочастотной обработки линий и количество обрабатываемых фаз;

1.3.5.5 Необходимость установки устройств для плавки гололеда на проводах и тросах ВЛ.

1.3.6 Необходимость, параметры и места ограничителей перенапряжений (ОПН). Рекомендации по установке ОПН даны в п. 1.15 и уточняются при конкретном проектировании.

1.3.7 Для РУ 150 кВ применяются схемы, рекомендованные для напряжения 110 кВ.

1.3.8 При большом числе присоединений, для ограничения токов к.з., при необходимости системного деления сети, для ограничения числа одновременно отключаемых выключателей присоединений, сборные шины РУ секционируют.

1.3.9 На ПС с одной группой трансформаторов и шунтирующих реакторов подключение резервных фаз рекомендуется предусматривать с помощью заранее смонтированных перемычек (при снятом напряжении).

1.3.10 Схемы с подключением всех или части присоединений через два выключателя (6Н, 7,8, 9Н, 9АН, 12Н, 15, 16, 17) применяются если по условиям надежности электроснабжения потребителей или сохранения транзита мощности через ПС к схеме РУ предъявляются требования о недопустимости отключения присоединений (каждого или отдельных) при отключении выключателя присоединения по любой причине, кроме повреждения присоединения.

Схемы с двумя системами шин и одним выключателем на присоединение (13, 13Н, 14) применяются в РУ 110-220 кВ в случаях, когда имеются присоединения, длительное отключение которых (на все время вывода из работы сборных шин) недопустимо.

При этом:

-при повреждениях в зоне сборных шин допускается кратковременное отключение этих присоединений на время оперативных переключений, связанных с переводом присоединений на другую (неповрежденную) систему шин;

-подключение этих присоединений через два выключателя экономически нецелесообразно или технически невозможно (например, из-за ограниченности площадки, отведенной под РУ).

Схемы с обходной системой шин - с одной рабочей и обходной системами шин (схемы 12 и 12Н), с двумя рабочими и обходной системами шин (13Н и 14) применяются в РУ 110-220 кВ в следующих случаях:

-когда в РУ имеются присоединения, отключение которых при выводе выключателя из работы (отключении его оперативным персоналом)

недопустимо даже кратковременно, а подключение этих присоединений через два выключателя экономически нецелесообразно или технически невозможно;

-когда обходная система шин необходима для организации схемы устройства плавки гололеда, для районов с загрязненной атмосферой и необходимости периодической очистки изоляции, при других обоснованиях.

1.3.11 Если допускается отключение присоединений при отключении выключателя (автоматическом или оперативным персоналом) на длительное время, то применяются схемы:

-при числе присоединений до 4-х включительно - упрощенные (блочные, мостиковые) схемы (ЗН, 4Н, 5Н, 5АН);

-при числе присоединений 5 и более - схема с одной секционированной выключателем системой шин (9) и схемы с одной системой шин с секционирующими цепочками из 2-х или 3-х выключателей, с подключением ответственных присоединений в секционирующие цепочки (9Н, 9АН).

1.3.12 При разработке схем РУ необходимо соблюдать «Регламент взаимодействия ОАО «ФСК ЕЭС» И ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» по подготовке к утверждению схем электрических соединений подстанций и линий электропередач при новом строительстве, расширении, техническом перевооружении и реконструкции объектов электросетевого комплекса, принадлежащих ОАО «ФСК ЕЭС».

1.4 Обоснование надежности схем

1.4.1 Схемы РУ подстанций должны удовлетворять экономически целесообразному уровню надежности, расчеты которого осуществляются при необходимости и по требованию Заказчика при их выборе при разработке конкретных подстанций..

Результаты расчета надежности (15,16) могут быть использованы при выборе схемы РУ для последующей оценки: частоты возможного полного или частичного погашения ПС в течении года, математического ожидания длительности перерывов электроснабжения и возможного недоотпуска электроэнергии, устойчивости работы энергосистемы, нарушения функционирования подключенных объектов и т.п.

1.4.2 При обосновании и выборе схем рассматриваются нормальный и послеаварийный режимы работы и ремонтные схемы.

В нормальном режиме все элементы схемы находятся в работе и ПС должна обеспечить передачу всей получаемой мощности в систему (за вычетом расходов на СН) и полное электроснабжение потребителей.

Ремонтные схемы (ремонтные режимы) — один (или более - при соответствующем обосновании) из элементов схемы отключен для проведения планового ремонта. При этом пропускная способность элементов ремонтных схем должна, как правило, исключать ограничение транзитов мощности, электроснабжение потребителей, запирание генерирующей мощности; Допускается, при соответствующем обосновании и согласовании, временное отключение потребителей и снижение или даже перерыв транзитных перетоков мощности.

Послеаварийные режимы - это режимы работы схемы после отказа (аварии) одного из элементов схемы.

В качестве расчетных аварий учету подлежат: единичный отказ элемента схемы при исходном нормальном режиме схемы, а также отказ одного элемента во время ремонта другого для ремонтной схемы (для ремонтного режима).

При проверке устойчивости систем с выбранными схемами РУ в качестве расчетных учету подлежат нормативные возмущения 1,11 и III, групп в соответствии с Методическими указаниями по устойчивости энергосистем (14).

Нерасчетные аварийные режимы, сопровождающиеся значительными разовыми экономическими последствиями (отказ двух или трех элементов схемы), могут приниматься во внимание в случае, когда сравниваемые при расчетных авариях варианты схем равнозначны.

1.4.3 В послеаварийных режимах допускается снижение или даже перерыв транзитных перетоков мощности, а также ограничение электроснабжения потребителей при условии сохранения устойчивости в сечениях и обеспечения допустимых токовых нагрузок оборудования и при наличии технико-экономического обоснования, которое является сопоставлением экономических последствий отказов элементов схемы (например, ущерб потребителей) с затратами на увеличение пропускной способности схемы, исключающей ограничение электроснабжения потребителей.

1.4.4 Показатели надежности элементов схемы (линий, трансформаторов, выключателей, разъединителей и др.) в том числе: частота (интенсивность) отказов и время восстановления - должны приниматься с учетом опыта эксплуатации электросетевых объектов данного региона и выдаваться при необходимости Заказчиком.

1.5 Указания по применению блочных схем

1.5.1 Блочные схемы применяются на стороне ВН тупиковых, в основном потребительских ПС или ответвительных ПС до 500 кВ включительно. Это упрощенные, экономичные схемы ПС территориально недалеко расположенных от питающих ПС или проходящих ВЛ.

1.5.2 Схема 1-блок (линия-трансформатор) с разъединителем применяется на напряжении 35...220 кВ при питании линией, не имеющей ответвлений, одного трансформатора и наличием надежной линии связи для передачи сигналов релейной защиты.

1.5.3 Схема ЗН-блок (линия-трансформатор) с выключателем применяется на напряжении до 500 кВ включительно при необходимости автоматического отключения поврежденного трансформатора от линии, питающей несколько ПС. Схема может быть дополнена другим параллельно установленным выключателем. В таком виде схема рекомендуется и для пускового этапа РУ 750кВ.

1.5.4 РУ по схемам 1 и ЗН могут развиваться за счет установки, при необходимости, другого аналогичного блока без перемычки на ВН. Такое решение рекомендуется применять при ограниченной площади застройки.

Применение однотрансформаторных ПС допускается при обеспечении требуемой надежности электроснабжения потребителей.

1.5.5 Схема 4Н-два блока ( линия-трансформатор) с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий применяется на напряжении 35-220 кВ. для тупиковых или ответвительных двухтрансформаторных подстанций.

В зависимости от схем сети начальным этапом развития данной схемы возможна схема укрупненного блока (линия + 2 трансформатора).

При одной линии и двух трансформаторах разъединители в «перемычке» допускается не устанавливать.

1.6 Указания по применению мостиковых схем, схем «заход-выход» и «треугольник»

1.6.1 Мостиковые схемы применяются на стороне ВН ПС 35, 110 и 220кВ при 4-х присоединениях (2BJI+2T) и необходимости осуществления секционирования сети.

1.6.2 На напряжении 110 и 220 кВ мостиковые схемы применяются как с ремонтной перемычкой так и при соответствующем обосновании без ремонтной перемычки.

1.6.3 При необходимости секционирования сети на данной ПС в режиме ремонта выключателя предпочтительнее применять схему 5АН (мостик с выключателями в цепях трансформаторов и ремонтной перемычкой со стороны трансформаторов). Схема 5АН применяется при необходимости частого отключения трансформаторов.

1.6.4 Схемы 5Н, 5АН, могут быть применены при установке на первом этапе развития ПС одного трансформатора. Количество выключателей при этом определяется технической необходимостью.

1.6.5 В схемах 5Н, 6, 6Н дополнительные трансформаторы тока у силовых трансформаторов устанавливаются при соответствующем обосновании.

1.6.6 Необходимость установки ремонтной перемычки в схемах 5Н и 5 АН определяется возможностью отключения одной из BJI в схеме 5Н (одного из Т в схеме 5АН) на время ремонта выключателя: если такое отключение BJ1 по условиям электроснабжения потребителя возможно — перемычка не устан авл и вается.

1.6.7 Схема «заход-выход» (110-6, 220-6) применяется при

соответствующем обосновании на проходных и ответвительных однотрансформаторных ПС на напряжении 110-220 кВ как с ремонтной перемычкой, так и без нее.

1.6.8 В качестве схемы «заход-выход» более предпочтительной является схема 6Н-«треугольник». Чаще схема «треугольник» применяется в качестве пускового этапа РУ выполняемого по более сложной схеме.

1.6.9 Для подстанций с одной ВЛ и двумя трансформаторами 330-750 кВ схему «треугольник» возможно применять как этап развития на длительную перспективу.

1.6.10 При необходимости коммутации двух трансформаторов и трех линий в качестве схемы РУ может быть использована схема сдвоенного мостика с 4-мя выключателями.

1.7 Указания по применению схем четырехугольника и шестиугольника

1.7.1 Схемы четырехугольника применяются в РУ напряжением 110...750 кВ для 2-х трансформаторных ПС, питаемых по 2 BJI. В этих схемах каждое присоединение коммутируется двумя выключателями. В то же время эти схемы очень экономичны.

1.7.2 В схеме 7 (четырехугольник) на напряжении 330...750 кВ на первом этапе при одном трансформаторе и одной линии устанавливаются два параллельно включенных выключателя.

В последующем - при одном трансформаторе и двух линиях или при двух трансформаторах и одной линии - устанавливаются, как правило, три выключателя.

1.7.3 Этапом перехода к схеме 7 возможна схема «треугольника» с двумя трансформаторами и одной линией или с двумя линиями и одним трансформатором (схема 6Н).

1.7.4 Схема 7 для ПС с 4-я присоединениями (2BJI+2T) является практически по всем показателям более предпочтительной, чем схемы мостиков 5Н и 5АН.

1.7.5 При числе присоединений 6 применяется схема 8 «шестиугольник». Схема рекомендуется для двухтрансформаторных ПС 110-330 кВ с 4-мя BJI. Для РУ 110-330кВ с 5-ю присоединениями может быть применена схема «пятиугольник».

1.8Указания по применению схем со сборными шинами и одним выключателем на присоединение

1.8.1 К схемам со сборными шинами и одним выключателем на присоединение относятся схемы с одной секционированной системой шин (9, 9Н, 9АН, 12, 12Н) и схемы с двумя системами шин (13,1ЗН, 14). Они применяются, как правило, при 5-и и более присоединениях.

1.8.2 Схемы с одной секционированной системой шин применяются на напряжение 35...220 кВ при парных линиях или линиях, резервируемых от других ПС, а также нерезервируемых, но не более одной на любой из секций, т.е. при отсутствии требования сохранения в работе всех присоединений при выводе в ревизию или ремонт рабочей секции шин.

1.8.3 Для повышения надежности РУ, применяется схема 9Н или 9АН с секционированием рабочей системы шин по числу трансформаторов и с подключением каждого трансформатора и ответственных линий в секционирующую цепочку из двух или трех выключателей к разным секциям шин.

1.8.4 Схемы 12 (одна рабочая секционированная выключателем и обходная системы шин) и 12Н (одна рабочая, секционированная

выключателями и обходная система шин с подключением каждого трансформатора к обеим секциям рабочей системы шин через развилку выключателей) применяются, и рекомендуется на напряжение 110...220 кВ при пяти и более присоединениях и допустимости потери питания потребителей на время переключения присоединения на обходную систему. Схема может быть использована при применении выключателей, для которых период между плановыми ремонтами менее 10 лет, а его продолжительность более суток; в этом случае питание потребителей осуществляется через обходную систему шин.

1.8.5 Схема 13 (две рабочие системы шин) и схема 13Н с двумя рабочими и обходной системами сборных шин применяется на напряжении 110...220 кВ при числе присоединений от 5 до 15 при повышенных требованиях к надежности питания каждой ВЛ и при отсутствии возможности отключения всех присоединений секции (системы шин) на время ревизии и ремонта этой секции сборных шин.

1.8.6 Схема 14 (две рабочие, секционированные выключателями и обходная системы шин с двумя шиносоединительными и двумя обходными выключателями) может применяться, при соответствующем обосновании, в РУ напряжением 110...220 кВ при 3-4 трансформаторах, при необходимости снижения токов КЗ (например, путем опережающего деления сети), при других обоснованиях.

1.8.7 Схемы с обходными системами шин - 12, 12Н, 13Н и 14 рекомендуются для РУ ПС с повышенными требованиями к надежности питания ВЛ, а также с устройствами для плавки гололеда в районах с загрязненной атмосферой и при необходимости периодической чистки изоляции и др.

1.8.8 В РУ 110. ..220 кВ по схемам 12,13,14 из герметизированных ячеек с элегазовой изоляцией (КРУЭ, PASS), а также в РУ с выкатными выключателями или аппаратными комплексами обходная система шин не выполняется при условии возможности замены при необходимости выключателя в удовлетворяющее эксплуатацию время.

1.8.9 При расширении действующих РУ 110,220 кВ, выполненных по схемам 4Н и 5Н с подключением дополнительно двух-четырех линий рекомендуется выполнение схемы с одной секционированной системой шин.

1.8.10 Обходная система шин может быть секционирована разъединителем или воздушным промежутком с установкой двух обходных выключателей. Целесообразность секционирования обходной и рабочих систем шин определяется количеством присоединений, имеющимся опытом эксплуатации (ремонтных работ), требуемой надежностью схемы.

1.8.11 Схемы 13,1 ЗН и 14 характеризуются большим количеством разъединителей, их применение должно быть обосновано, альтернативой им являются схемы 9-12, а на напряжение 220 кВ и кольцевые схемы 16 и 17.

1.9 Указания по применению схем со сборными шинами с двумя и «полутора» выключателями на присоединение

1.9.1 Схемы 15 - трансформатор-шины с присоединением линий через 2 выключателя, схемы 16 - трансформаторы-шины с «полутора» выключателями на присоединение и схемы 17 - с «полутора» выключателями на присоединение применяются в РУ мощных узловых ПС 220-750кВ, т.к. сохранение в работе ВЛ указанных напряжений во много раз превышает экономию на стоимости ячеек РУ.

1.9.2 Схема 15 (трансформаторы - шины с присоединением линий через два выключателя) применяется в РУ 330-750кВ при трех - четырех линиях, и требовании о 100 % резервировании подключения ВЛ и 2-х и более трансформаторах.

1.9.3 Схема 16 (трансформаторы-шины с полуторным присоединением линий) применяется в РУ220-750 кВ при 5 и более линиях подключенных в «полуторную» цепочку, при необходимости подключения ВЛ через 2 выключателя и других обоснованиях.

1.9.4 Схема 17 (полуторная) применяется в РУ220-750 кВ при числе присоединений 6 и более при повышенных требованиях к надежности подключения присоединений.

1.9.5 В РУ по схемам 15, 16, 17 при установке на первом этапе сооружения ПС одного трансформатора, второй комплект заземляющих ножей на данной системе сборных шин устанавливается на другом любом шинном разъединителе, предпочтительнее на разъединителе у ТН.

1.9.6 Схемы 15, 16 и 17 при числе линий более 4, а также по условиям сохранения устойчивости энергосистемы, проверяются на необходимость секционирования сборных шин.

1.9.7 В схеме 17 при многорядной компоновке допускается, для экономии площади ОРУ, а так же в КРУЭ, при наличии соответствующих обоснований и по согласованию с ОАО «ФСК ЕЭС» и ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» подключение трансформаторов и линий без соблюдения чередования их присоединения к системам шин (без перекрещивания).

1.9.8 При количестве трансформаторов более двух присоединение последующих трансформаторов в схемах 15 и 16 предусматривается аналогично линиям.

1.10 Указания по применению схем для КРУЭ

1.10.1 Для КРУЭ (комплектных распределительных устройств элегазовых), как правило, применяются те же схемы, что и для ОРУ. При проектировании КРУЭ следует иметь ввиду следующее:

1.10.2 Ячейки комплектных распределительных устройств элегазовых (КРУЭ) изготавливаются в настоящее время на напряжение до 750 кВ включительно.

1.10.3 В КРУЭ основные элементы, из которых собирается схема, в том числе, аппараты (выключатели, разъединители, заземлители, измерительные

аппараты и др.) и сборные шины заключены в газоплотные кожухи из алюминиевых сплавов и представляют собой законченные монтажные единицы-модули. Отдельные аппаратные модули (блоки) соединяются между собой газоплотными фланцевыми соединениями.

Набор указанных модулей, представляющий законченную цепочку схемы называется ячейкой. Из ячеек и отдельных модулей собирается РУ (КРУЭ).

Из ячеек и модулей можно собрать КРУЭ по любой из приведенных схем.

1.10.4 Схему с обходной системой шин для КРУЭ применять не рекомендуется вследствие его значительного удорожания. Надежность оборудования КРУЭ достаточно высокая и дополнительное повышение его надежности за счет применения обходной системы шин нецелесообразно.

1.10.5 На линейных вводах в КРУЭ рекомендуется применять быстродействующие заземлители.

1.10.6 Связь КРУЭ с трансформаторами целесообразно выполнять кабелями или закрытыми элегазовыми токопроводами.

1.10.7 Ячейки КРУЭ конструктивно должны быть так выполнены, чтобы имелась возможность проводить высоковольтные испытания (после монтажа, после ремонта) всей изоляции ячейки КРУЭ, а также отдельно испытания кабельных линий, не затрагивая изоляцию КРУЭ.

1.10.8 Допускается, при соответствующем обосновании и согласовании с ОАО «ФСК ЕЭС» и ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС», трансформаторы напряжения подключать к системе шин без разъединителя.

1.10.9 Необходимость применения ОПН в схемах с КРУЭ определяется расчетами перенапряжений при проектировании.

1.10.10 При подключении нескольких рядом расположенных BJ1 присоединенных к КРУЭ возможны различные варианты: вертикальное расположение проходных вводов, применение выносного линейного портала на все присоединения или разнесение ячеек КРУЭ внутри здания, для увеличения длины фронта подключения BJ1 по зданию и др. решения.

1.10.11 При разработке проектов следует иметь ввиду, что стоимость оборудования (ячеек) КРУЭ в 1,5-2,0 раза выше суммарной стоимости отдельностоящих аппаратов в открытом РУ, выполненного по той же схеме, что и КРУЭ, однако общие капитальные затраты на сооружение КРУЭ ненамного выше, чем на сооружение ОРУ. Особенно это относится к ПС, сооружаемым в городах, где стоимость земли высока.

Затраты на эксплуатацию КРУЭ из-за незначительных климатических воздействий и более высокой надежности его элементов ниже чем затраты на эксплуатацию ОРУ.

1.11 Указания по применению схем распределительных устройств 10(6) кВ

1.11.1 Для обеспечения электроэнергией местных потребителей и собственных нужд (СН) на подстанциях используется РУ 10(6) кВ. Применяются схемы с одной, двумя, четырьмя секционированными системами сборных шин.

1.11.2 Схема 10(6)-1 - одна секционированная выключателем (или двумя выключателями) система шин применяется при двух трансформаторах, каждый из которых присоединен к одной секции (возможно к обеим секциям ).

1.11.3 Схема 10(6)-2 - две секционированные выключателями системы шин применяется при двух трансформаторах с расщепленными обмотками или при сдвоенных реакторах, присоединенных каждый к двум секциям.

1.11.4 Схема 10(6)-3 - четыре секционированные выключателями системы шин применяются при двух трансформаторах с расщепленными обмотками НН и сдвоенных реакторах.

1.11.5 При наличии соответствующих обоснований в указанных схемах допускается другое количество секций, а также групповое или индивидуальное реактирование присоединений вместо реакторов в цепях трансформаторов.

1.11.6 Количество отходящих линий в РУ 10(6) кВ ПС определяется схемой развития сетевого района.

1.11.7 Указанные на схемах 10(6)-1 и 10(6)-2 реакторы следует устанавливать между автотрансформатором и линейным регулировочным трансформатором, если не обеспечивается стойкость линейных регулировочных трансформаторов к сквозному току КЗ.

1.11.8 При раздельной работе секций сборных шин допускается установка вторых (резервных) трансформаторов напряжения.

1.11.9 В схемах 10(6)-1, 10(6)-2 допускается установка на вводе 10(6) кВ дополнительных ТТ.

1.11.10 Схема 10(6)-1 может быть выполнена с присоединением каждого трансформатора к обеим секциям, что несколько усложняет представленную схему, но обеспечивает большую надежность в режиме ремонта выключателя трансформаторного присоединения.

1.11.11 В схемах 10(6)-1, 10(6)-2, 10(6)-3 допускается при

соответствующем обосновании установка второго секционного выключателя.

1.11.12 При применении схемы 10(6)-1 на стороне НН автотрансформатора ЗЗОкВ и выше ряд элементов схемы исключаются, а ТСН следует присоединять, как правило, через выключатель.

1.11.13 На ПС 330 кВ и выше питание СН необходимо предусматривать от 3-х независимых источников, питание СН ПС 220 кВ и ниже должно выполняться от 2-х независимых источников. Питание СН подстанций в начальный период их работы от одного источника должно быть обосновано. Мощность трансформаторов СН с НН 0,4 кВ должна быть для ПС 220 кВ и ниже не более 630 кВА, а для ПС 330 кВ и выше - не более 1000 кВА.

1.11.14 На ПС с постоянным оперативным током трансформаторы СН присоединяются к шинам 10(6) кВ через предохранители или выключатели.

1.11.15 Питание сторонних потребителей от сети СН подстанций не допускается.

1.11.16 Использование мощных силовых автотрансформаторов напряжением 500 и 750 кВ в качестве источников питания СН должно быть обосновано.

1.12 Указания по применению схем РУ 20 кВ

1.12.1 РУ на номинальное напряжение 20 кВ широко применяются за рубежом и рекомендовано для использования в нашей стране в распределительных сетях некоторых крупных городов.

1.12.2 На напряжение 20 кВ для РУ в основном рекомендуется схема с одной секционированной системой шин (схема 20-9),но для отдельных присоединений с тупиковыми однотрансформаторными подстанциями может применяться и блочная схема (схема 20-3Н).

1.12.3 Сеть 20 кВ рекомендуется выполнять с нейтралью, заземленной через резистор. При этом используется понижающий трансформатор со схемой соединения обмоток «звезда-звезда» с включением резистора в нейтраль обмотки напряжением 20 кВ или используется присоединенный к шинам РУ 20 кВ специальный трансформатор «звезда-треугольник» с включением в нейтраль «звезды» заземляющего резистора.

1.12.4 Для обеспечения селективности работы релейной защиты сопротивление заземляющего резистора выбирается таким, чтоб значение тока при однофазном замыкании в сети 20 кВ было не ниже 1000А.

1.12.5 Для питания ответвительных однотрансформаторных ПС может применятся схема 20-3Н, а для питания двухтрансформаторной ПС применима схема 20-9.

1.12.6 В Приложении 2, л.8 приведена схема ЗРУ 20 кВ для ПС 500/220/110/20/10 кВ «Западная» Мосэнерго с заземлением нейтрали через дугогасящий реактор.

1.13 Указания но применению схем подключения компенсирующих
устройств

1.13.1 Для компенсации реактивной мощности в сети в зависимости от ее параметров могут применяться следующие устройства, устанавливаемые на подстанциях:

- Шунтовые конденсаторные батареи (регулируемые и нерегулируемые ШКБ) на напряжение 10 (6) и 35 кВ и комплектные конденсаторные установки; их устанавливают, главным образом, на ПС до 110 кВ.

- Синхронные компенсаторы (СК) и асинхронизированные компенсаторы (АСК), подключаемые чаще к выводам НН автотрансформаторов. АСК обеспечивают работу со 100% выдачей и 100% потреблением реактивной мощности с заданным быстродействием и допускают кратковременную, до двухкратного значения, перегрузку по току.

- Шунтирующие реакторы (ШР) - применяются в основном для компенсации зарядной емкости ВЛ.

- Управляемые шунтирующие реакторы (УШР) - применяются для регулирования напряжения в точке включения путем непрерывного регулирования потребления реактивной мощности.

Статические тиристорные компенсаторы (СТК), включающие тиристорно-реакторные и конденсаторные группы, обеспечивают регулируемое

потребление реактивной мощности. Применяются для быстрого и непрерывного регулирования в диапазоне ±100% изменения реактивной мощности.

- Статические компенсаторы на базе инверторов напряжения с полностью управляемыми вентилями (СТАТКОМ’ы) обеспечивают полное быстродействующее регулируемое потребление или генерацию реактивной мощности.

1.13.2 Схемы подключения ШКБ-10(6) кВ - рис.1, применяются для компенсации реактивной мощности при установке регулируемых (ступенчатое регулирование) и нерегулируемых ШКБ (подключение ШКБ через один выключатель) малой и средней мощности (от 1 до 3 МВАр) на ПС 35-110 кВ общего назначения. Нерегулируемые или подключаемые с одноступенчатым регулированием ШКБ до 100 МВАр устанавливаются на крупных ПС 110 кВ.

1.13.3 Схема подключения ШКБ-35 кВ (рис.2) рекомендуется к применению на промышленных ПС 110/35/10 кВ при условии, что реактивная нагрузка на стороне 35 кВ значительно превосходит нагрузку стороны 10 кВ.

1.13.4 Комплектные конденсаторные установки (рис. 3) применяются на напряжение 10 (6) и 35 кВ для автоматического регулирования (компенсации) реактивной мощности в сети промышленных предприятий.

1.13.5 На ПС для компенсации реактивной мощности применяются конденсаторные батареи, подключаемые к системе сборных шин (рис. 4)

1.13.6 Схема подключения синхронных компенсаторов (СК) и асинхронизированных компенсаторов (АСК) приведена на рис. 5.

1.13.7 Для подключения ШР и УШР в сетях 330-750 кВ и в слабо загруженных протяженных сетях 220 кВ для исключения повышения напряжения выше допустимого уровня (в режиме минимальных нагрузок), компенсации избытков реактивной мощности и ограничения внутренних перенапряжений применяются схемы (рис. 6) с подключением их к ВЛ или к сборным шинам РУ (схема а), а для обеспечения, кроме того, успешного ОАПВ (зависит от параметров сети) применяются схемы с включением в нейтраль ШР компенсационного реактора (КР) - схема б. ШР к шинам подключается через выключатель. Подключение ШР к ВЛ без выключателя допускается при наличии обоснования и по согласованию с ОАО «ФСК ЕЭС» и ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС».

1.13.8 Схема подключения к выводам низшего напряжения АТ статического тиристорного компенсатора (СТК) показана на рис. 7.

Аналогично подключается и статический транзисторный (тиристорный) компенсатор на базе инверторов напряжения с полностью управляемыми вентилями (СТАТКОМ). Они являются статическим аналогом СК; предпочтительные области применения- сети с недостаточным уровнем токов К.З.(<10кА).

1.13.9 На напряжение 110 кВ в РУ СТК и ШКБ подключаются как линейные присоединения.

1.13.10 При выборе средств регулирования напряжения следует исходить из того, что на всех ПС 35-750 кВ устанавливаются трансформаторы с устройством регулирования напряжения под нагрузкой (РПН).

1.13.11 Необходимость подключения компенсирующих устройств и их тип определяются в схеме развития энергосистемы и при конкретном проектировании.

1.14 Указания по установке измерительных трансформаторов

1.14.1 Количество ТТ и их вторичных обмоток должно обеспечивать раздельное подключение средств РЗА, АНИС КУЭ, ПА и других приборов. Для подключения АПИС КУЭ трансформаторы тока напряжением 220 кВ и выше должны иметь измерительную обмотку класса точности 0,2 S, для напряжения 150 кВ и ниже - 0,5 S.

Разные комплекты устройств РЗА должны подключаться к разным вторичным обмоткам класса «Р» с целью резервирования и обеспечения необходимой надежности.

При отсутствии встроенных в другие аппараты ТТ или несоответствии класса точности встроенных в другие аппараты ТТ требуемому классу, применяются отдельностоящие ТТ.

1.14.2 В схемах присоединения ВЛ через развилку выключателей допускается установка TT на ВЛ между линейным разъединителем ВЛ и развилкой ошиновки на разъединители выключателей.

1.14.3 При выборе типа и количества ТН следует руководствоваться следующим:

1.14.3.1 Нагрузка на обмотки ТН не должна превышать допустимую. ТН должны иметь отдельную вторичную обмотку для подключения средств АПИС КУЭ и измерительных приборов класса точности не ниже 0,2 (для ВЛ 220 и выше) и не хуже 0,5 для остальных напряжений.

Необходимо обеспечить работу ТН в требуемом классе точности при нормальных, послеаварийных и ремонтных режимах работы сети.

1.14.3.2 Следует предотвращать возможный феррорезонанс напряжений в РУ 110-500 кВ с ТН индуктивного типа и делительными конденсаторами, включенными параллельно гасительным камерам выключателей, а также при отсутствии конденсаторов и наличии большого числа присоединений. При наличии ТН разных типов применение ТН индуктивного типа определяется на основании технико-экономического сравнения, учитывающего возможные мероприятия по устранению феррорезонанса, количества и стоимости примененного оборудования. Предпочтение следует отдавать антирезонансным ТН.

Следует избегать установки на ВЛ двух ТН индуктивного типа.

1.14.3.3 В РУ 330, 500 и 750 кВ на каждой ВЛ рекомендуется устанавливать два ТН (с двух сторон от вч - заградителя) для выполнения полного дублирования цепей напряжения от каждого ТН до панелей (шкафов) защиты. При неисправности одного из ТН нагрузка неисправного ТН переключается на исправный ТН.

1.14.3.4 В РУ 110 и 220 кВ по схемам «треугольник», «четырехугольник», «мостик» рекомендуется устанавливать один ТН на каждой ВЛ. Питание нагрузки ТН одной линии резервируется от ТН другой линии.

1.14.3.5 На каждой системе (секции) шин в РУ 330-750 кВ для обеспечения работы РЗА и АИИС КУЭ рекомендуется устанавливать по два комплекта ТН с четырьмя обмотками.

В РУ 110-220кВ количество ТН на шинах определяется расчетом исходя из обеспечения условий их работы в требуемом классе точности.

1.14.3.6 В схемах n-угольников рекомендуется для осуществления АПВ с контролем наличия напряжения и синхронизма при отключениях соответствующего присоединения устанавливать ТН в каждой вершине.

1.14.3.7 В случае обоснованной необходимости установки на BJ1 двух ТН они устанавливаются с разных сторон высокочастотного заградителя. До заградителя со стороны ВЛ предпочтительна установка ТН емкостного типа. Другой ТН должен присоединяться по другую сторону от ВЧ заградителя.

1.14.3.8 В схемах "мостика" рекомендуется предусматривать ТН в узлах, к которым подключена ремонтная перемычка.

1.14.3.9 В районах холодного климата применение ТН электромагнитного типа предпочтительнее.

1.14.3.10 В схемах РУ на среднем напряжении 110 и 220кВ, на вводах автотрансформаторов при соответствующем обосновании устанавливается ТН.

1.14.3.11 ТН индуктивного типа к сборным шинам присоединяются через разъединители. ТН емкостного типа присоединяется к сборным шинам без разъединителя. ТН на отходящих линиях в соответствии с ПУЭ-7 устанавливаются без разъединителей.

1.14.3.12 При установке на ВЛ трансформаторов тока и трансформаторов напряжения рекомендуется при соответствующем обосновании применение комбинированных трансформаторов тока и напряжения.

1.15 Указания по установке ограничителей перенапряжений

При выборе ограничителей перенапряжений (ОПН) необходимо иметь в виду следующее:

1.15.1 Для защиты от перенапряжений на всех схемах показаны

ограничители перенапряжений (ОПН). Установка ОПН на приведенных схемах показана условно. Необходимость и место установки ОПН определяется при конкретном проектировании в соответствии с ПУЭ(1).

1.15.2 Для всех классов напряжений в цепях трансформаторов и

шунтирующих реакторов должны быть установлены ОПН.

1.15.3 Необходимость установки ОПН на шинах 110-220кВ и их количество определяются сравнением расстояний по ошиновке от ОПН у силовых трансформаторов до самого удаленного присоединения, с наибольшим допустимым расстоянием по ПУЭ и характеристиками ОПН.

1.15.4 Необходимость установки ОПН для защиты оборудования от коммутационных перенапряжений в ячейках ВЛ 330 кВ и выше определяется расчетом.

1.15.5 Для защиты оборудования КРУЭ от грозовых перенапряжений

ОПН устанавливается снаружи КРУЭ между вводом воздушной линии в КРУЭ и последней опорой. Установка ОПН со стороны трансформаторов

(автотрансформаторов, ШР) может осуществляться как снаружи, так и внутри КРУЭ в цепи присоединения трансформатора до коммутационного аппарата. Необходимость установки дополнительных ОПН на шинах КРУЭ определяется расчетом в зависимости от мест расположения и расстояний от остальных ОПН до защищаемого оборудования, параметров ОПН и количества отходящих от шин присоединений.

1.15.6 При устройстве кабельных вставок, соединенных с воздушными линиями, ОПН устанавливаются в местах перехода кабельных линий в ВЛ. При наличии в месте перехода коммутационного аппарата ОПН устанавливается между коммутационным аппаратом и кабельной вставкой. Необходимость установки ОПН по обоим концам вставки определяется ее длиной, параметрами ОПН и наличием других ОПН на ПС,

1.15.7 Неиспользуемые обмотки низшего и среднего напряжений силовых трансформаторов (автотрансформаторов), а также обмотки, временно отключенные от шин РУ в грозовой период, должны быть соединены в звезду или треугольник и защищены ОПН, включенными между вводами каждой фазы и землей. Защита неиспользуемых обмоток не требуется, если к ним постоянно присоединена кабельная линия длиной не менее 30 м, имеющая заземленную оболочку или броню.

содержание .. 1 2 ..

///////////////////////////////////////