База знаний

Электрические подстанции. Важные правила, интересные особенности и полезные лайфхаки при проектировании, строительстве и обслуживании

Трансформаторная подстанция (ПС) — это электроустановка, предназначенная для приёма, преобразования и распределения электрической энергии, состоящая из трансформаторов или других преобразователей электрической энергии, устройств управления, распределительных и вспомогательных устройств.

Электрическая подстанция 500 кВ

Существует ворох документации, который следует изучить, прежде чем приступать к обслуживанию существующей, проектированию или строительству новой ПС. Мы пойдём другим путём. Мы расскажем об интересных (или не очень) моментах, на которые важно обратить внимание, а ты, дорогой читатель, погрузишься в интересующий тебя аспект самостоятельно.

По сложившейся традиции самое важное отразим в начале, в конце — можно вовсе не читать.

СОДЕРЖАНИЕ:

  1. Трансформаторы мощностью до 1000 кВА можно защищать предохранителями.
  2. При увеличении мощности ПС до 1000-6300 кВА необходима ДЗТ.
  3. Для масляных трансформаторов мощностью 2500 кВА и более требуется маслоприёмник.
  4. Классическое решение по установке трансформатора.
  5. При переходе с 40 на 63 МВА значительно ужесточаются требования к их установке.
  6. Самые распространённые высоковольтные выключатели — вакуумные и элегазовые.
  7. Необходимость в вольтодобавочных трансформаторах.
  8. Виды оперативного тока на ПС.
  9. Режимы нейтрали сети.
  10. Необходимость в компенсации ёмкостных токов.
  11. Силовые трансформаторы со схемой соединения Y/Yн-0 устанавливать не рекомендуется.
  12. За трансформатором 400 кВА и более необходима трёхуровневая система защиты.
  13. Не следует забывать о дополнительной огнезащите кабелей и требованиях к невозгоранию.
  14. Стойки УСО запрещены к новому применению на ПС Россетей.
  15. Разделять электроприёмники по степени надёжности очень важно.
  16. Для наружного освещения небольшой ПС достаточно одной мачты.
  17. Заземление ПС выполняется в виде правильной сетки.
  18. Современные решения по электромагнитной совместимости.
  19. Автоматизация ПС.
  20. Выбор оборудования и ошиновки определяется мощностью трансформатора и пропускной способностью линии.
  21. При установке любого оборудования на ПС должна быть обеспечена безопасность человека.
  22. Какую изоляцию применить на ПС: фарфоровую или полимерную?
  23. Молниезащита ПС.
  24. Ставить ли ТТНП в цепях ВЛ?
  25. Правильная маркировка обмоток измерительных трансформаторов.
  26. Определение необходимого запаса материалов.
  27. И напоследок, лингвистические особенности в энергетике.

ПЕРЕЧИСЛИМ ОСОБЕННОСТИ:

1. Трансформаторы мощностью до 1000 кВА можно защищать предохранителями.

Защиту трансформаторов мощностью до 1000 кВА и напряжением 6-10 кВ вполне разумно выполнять предохранителями. Это позволяет значительно сэкономить на выключателе и релейной защите, практически не ухудшая надёжность сети. В подборе предохранителей вам могут помочь каталоги производителей: по ссылкам доступны таблицы от производителей Schneider Electric⎘ и ABB⎘, ниже — они же, в виде картинок.

Таблица выбора предохранителей
Таблица выбора предохранителей

2. При увеличении мощности ПС до 1000-6300 кВА необходима ДЗТ.

ПУЭ говорит, что дифференциальная защита трансформатора мощностью 6,3 МВА и более обязательна, но может быть установлена уже на 1 МВА. Для последнего требуются дополнительные условия или сильное желание заказчика.

3. Для масляных трансформаторов мощностью 2500 кВА и более требуется маслоприёмник.

Современные трансформаторы на стыке номиналов 1600-2500 кВА переходят рубеж в одну тонну залитого масла, а соответственно, требуют природоохранных мероприятий на случай аварии. Если масса масла в них не превышает 20 тонн, а это 40-63 МВА, то допускается не выполнять отвод масла и не ставить маслосборник. Техническое решение для данного случая можно увидеть на картинке. Подобным же образом устанавливаются трансформаторы в помещении номиналом свыше 1000 кВА (более 600 кг масла).

Чертёж установки трансформатора

4. Классическое решение по установке трансформатора.

Самым распространённым решением при размещении силовых трансформаторов является устройство маслоприёмника под ним, прокладка маслопроводов и погружение в землю маслосборника. Это решение обязательно для 20-тонных устройств, но применимо и для гораздо меньших габаритов. Всё зависит от желания заказчика и возможности размещения на плане.

Чертёж маслоприёмника, маслосборника и маслопроводов на ПС

5. При переходе с 40 на 63 МВА значительно ужесточаются требования к их установке.

При расстояниях менее 15 м между трансформаторами мощностью от 63 МВА должны предусматриваться огнестойкие перегородки (п.4.2.212 ПУЭ⎘). ПС такой мощности также требуется оснащать автоматическими установками пожаротушения (Приложение 4 Постановления Правительства № 1464 от 01.09.2021⎘) и пожарным водопроводом (см. СТО 34.01-27.3-002-2014⎘). На стороне 6-10 кВ уже не обойтись без токоограничивающих реакторов, так как расчётные токи КЗ переваливают отметку в 20 кА.

6. Самые распространённые высоковольтные выключатели — вакуумные и элегазовые.

Вакуумные выключатели более распространены на напряжении 6-35 кВ, элегазовые — 110 и выше. Вакуумные выключатели неидеальны при коммутациях, элегазовые — имеют огромные вопросы по экологии. Но на текущий момент такой расклад сил наблюдается в энергетике большинства стран мира... и он, несомненно, будет меняться в дальнейшем.

7. Необходимость в вольтодобавочных трансформаторах.

Самыми распространёнными местами, где может возникнуть потребность в ВДТ (он же — ЛРТ или ПАРН), являются сторона НН автотрансформатора и протяжённые линии среднего напряжения. Есть две разновидности данного оборудования: в трёхфазном и однофазном исполнении, которые применимы и для ПС, и для линий; но бюрократические процедуры не позволяют пока использовать однофазные — за АТ, а трёхфазный — оказывается экономически невыгодным в линиях.

Трёхфазный ЛРТ
Три однофазных ПАРН

8. Виды оперативного тока на ПС.

Существует три основных вида оперативного тока: переменный, постоянный и выпрямленный. Первый вид оправдан в случаях минимизации затрат на внедрение и обслуживание, второй — наиболее распространён на ПС, особенно в эпоху «прорыва» в аккумуляторостроении, третий — практически изжил себя и остаётся памятником прошлого в удалённых уголках страны.

9. Режимы нейтрали сети.

Самыми распространёнными в настоящий момент режимами нейтрали в отечественных сетях 0,4 и 110-750 кВ является глухозаземлённая нейтраль, в сетях 6-35 кВ — изолированная. Реже встречаются режим эффективного заземления сети 110 кВ, компенсированной и заземлённой через резистор нейтрали СН и изолированный режим НН.

И да, не устанем повторять, что изолированную нейтраль необходимо «изолировать» из нашей сети, как это сделали большинство стран, так как логика при её внедрении, конечно, была, но давно пропала.

10. Необходимость в компенсации ёмкостных токов.

Всем известно, что в сети СН могут возникать паразитные ёмкостные токи. Но везде ли они возникают и всегда ли необходимо их компенсировать индуктивным дугогасящим реактором? Расчёты показывают, что в случае разветвлённой кабельной сети необходимо устанавливать ДГР в её «голове», и, порой, устанавливать достаточно мощный ДГР. Если же все отходящие линии — воздушные, то с 99-процентной долей вероятности можно сказать, что ДГР там не нужны.

Ячейки ДГР на подстанции

11. Силовые трансформаторы со схемой соединения Y/Yн-0 устанавливать не рекомендуется.

На то, что современные нормы не рекомендуют устанавливать данный тип трансформаторов, мы уже обращали внимание⎘. Но если такой трансформатор уже установлен или всё же планируется к установке, необходимо серьёзно подойти к вопросу его защиты от однофазного КЗ на стороне НН, правильно подобрав вводной автомат и (или) грамотно разместив трансформатор тока в нулевом проводе (п.7.14 СТО 56947007-29.240.40.263-2018⎘).

12. За трансформатором 400 кВА и более необходима трёхуровневая система защиты.

Трёхуровневая система защиты на стороне НН может быть организована следующим образом: между вводными (секционным) и отходящими аппаратами защиты устанавливаются групповые автоматические выключатели. Эти выключатели, согласно расчётам, позволяют значительно снизить сечение кабелей к маломощным потребителям, соблюдая требования к их термической стойкости и невозгоранию в условиях растущих токов КЗ на шинах 0,4 кВ.

Фрагмент электрической схемы ЩСН ПС 330 кВ

13. Не следует забывать о дополнительной огнезащите кабелей и требованиях к невозгоранию.

Проверка кабелей на невозгорание достаточно подробно описана в Циркуляре №Ц-02-98 (Э)⎘, а его исполнение закреплено локальными нормативными документами электросетевых компаний. Требование о дополнительном покрытии современных кабелей, в т.ч. негорючих, огнезащитным составом кажется нелогичным, но оно также присутствует в СТО Россетей.

Огнезащита кабелей

14. Стойки УСО запрещены к новому применению на ПС Россетей.

Один из пунктов Технической политики Россетей⎘ гласит, что при реконструкции, расширении и новом строительстве не рекомендуется применять под оборудование ПС железобетонные стойки типа УСО, другой — требует применять только облегчённые предварительно-напряжённые железобетонные стойки, а в сумме они перечёркивают большинство решений, что рождались в умах советских строителей, и предписывают использовать более надёжные, но и более дорогие, современные строительные конструкции. Например, стойки типа СОН.

15. Разделять электроприёмники по степени надёжности очень важно.

Выделяют три основные категории электроприёмников по надёжности. Все три — могут присутствовать в собственных нуждах ПС. Первая категория должна получать питание от двух независимых источников с АВР, вторая — характеризуется ручным переключением на резерв, третья — может питаться от одного источника. Только распределив электроприёмники по категориям, можно понять, какое количество кабелей питания необходимо тому или иному оборудованию, оценить способ прокладки кабелей по ОРУ и выполнить схему переключения на резервный источник. Пример правильного и неправильного решения можно найти ниже, в Случае из практики.

Есть несколько нормативов, где все возможные электроприёмники ПС уже сформированы по группам. Ищи в НТД⎘.

16. Для наружного освещения небольшой ПС достаточно одной мачты.

На небольших ПС, до 35 кВ включительно, может быть установлена одна мачта с тремя прожекторами, чего вполне достаточно для освещения рабочих поверхностей оборудования и проходов (проездов) на её территории. Но внутренние документы эксплуатирующей организации могут потребовать в дополнение к рабочему наружному освещению ПС организовать ещё охранное освещение по её периметру.

Охранное освещение ПС

17. Заземление ПС выполняется в виде правильной сетки.

На ОРУ ПС сетку заземления стараются выполнять в виде ровных ячеек с продольными и поперечными составляющими в непосредственной близости от оборудования. Прокладываются горизонтальные заземлители на глубине 0,7-1,0 метра, вертикальные — погружаются на глубину 4-6 метров от уровня планировки. Площадь ячеек сетки заземления увеличивается от центра к внешним границам ПС. Вокруг зданий создаётся замкнутый контур, с отступом 1 метр от фундамента, внутри — формируется шина уравнивания потенциалов, прокладываемая по внешней стене. Все указанные элементы соединяются между собой и, в современных условиях, рекомендуется выполнять из оцинкованного металла, что позволяет в разы продлить срок их службы.

18. Современные решения по электромагнитной совместимости.

Помимо достаточно распространённых решений, применяемых на ОРУ 330 кВ и выше, где для снижения напряжённости электрического поля давно используются экраны между высоковольтными выключателями, над кабельными лотками и шкафами, сегодня, для обеспечения защиты МП аппаратуры от электромагнитных полей, всё чаще прокладываются шины уравнивания потенциалов в кабельных лотках и организуются локальные заземляющие устройства у рабочих мест оборудования.

Шина уравнивания потенциалов в кабельном лотке
Локальное заземляющее устройство у привода разъединителя

19. Автоматизация ПС.

Одной из главных задач автоматизированной системы управления технологическим процессом (АСУ ТП) является переход к эксплуатации ПС без постоянного обслуживающего персонала. Выделяют несколько степеней автоматизации современных ПС: от дистанционного управления отдельными коммутационными аппаратами с щита управления ПС до выполнения комплексных переключений на ОРУ с удалённого диспетчерского пункта. Внедрение того или иного уровня автоматизации зависит от объёма реконструкции (расширения) объекта и возможностей заказчика.

20. Выбор оборудования и ошиновки определяется мощностью трансформатора и пропускной способностью линии.

Постановление Правительства РФ № 937 от 13.08.2018⎘ чётко даёт понять, что оборудование в линейной ячейке зависит от номинальных параметров присоединённой линии, а не наоборот. Так же и оборудование в цепи трансформатора напрямую зависит от мощности трансформатора, а не нагрузки... но и здесь есть свои нюансы⎘.

21. При установке любого оборудования на ПС должна быть обеспечена безопасность человека.

Если невозможно обеспечить безопасные расстояния для обслуживания электрооборудования ПС, должны быть применены ограждающие конструкции. Токоограничивающие реакторы, установленные в реакторной, трансформаторы напряжения или собственных нужд, установленные на ОРУ, либо неправильно выполненные площадки обслуживания высоковольтных выключателей могут требовать дополнительных ограждений с размещением запрещающих табличек на них.

ТСН с ограждением на ОРУ
Реакторная

22. Какую изоляцию применить на ПС: фарфоровую или полимерную?

Фарфоровая изоляция имеет давнюю историю, полимерная — пришла к нам относительно недавно. Каждая из них имеет свои достоинства и недостатки: фарфор менее устойчив к динамическим нагрузкам — полимер склонен к необратимым загрязнениям, фарфор неприхотлив при эксплуатации — полимер прост в изготовлении. И первая, и вторая имеют право на применение в современных подстанциях: выбор напрямую зависит от пожеланий заказчика.

23. Молниезащита ПС.

Отечественные стандарты классифицируют четыре уровня защиты от прямых ударов молнии. Зданий и сооружений, относящихся к I категории молниезащиты (надёжность прорыва молнии 0,98 и более), на площадках подстанций нет. Ко II категории относятся помещения аккумуляторных и оборудования РЗА на базе МП устройств. Прочие объекты относятся к третьей категории. Защита выполняется с помощью молниеотводов на прожекторных мачтах и ячейковых порталах, реже — отдельно стоящих молниеотводов. А количество защитных единиц определяется расчётами.

24. Ставить ли ТТНП в цепях ВЛ?

Трансформаторы тока нулевой последовательности (ТТНП) в сети с изолированной нейтралью необходимы для определения места однофазного повреждения. Долгое время ТТНП устанавливались только на кабельных присоединениях, ВЛ — игнорировались. Данную особенность мы связываем с тем, что не было технического решения этой проблемы для линейной ячейки ВЛ, а отыскание места повреждения ограничивалось отключением «здоровых» присоединений. Сегодня для установки ТТНП не делают исключений.

ТТНП на кабельном присоединении
ТТНП для шинного присоединения

25. Правильная маркировка обмоток измерительных трансформаторов.

Если коэффициент трансформации ТТ может корректироваться путём изменения числа витков первичных обмоток, то при маркировке ТТ ставят «тире», например, 300-600-1200/5 А. Через дробь обозначаются ТТ, у которых коэффициент трансформации может меняться с помощью вторичных обмоток: 300/600/1200/5 А.

С ТН всё сложнее. Не ошибиться при написании напряжения вторичной обмотки (однофазного или трёхфазного ТН, ТН в сети с изолированной или заземлённой нейтралью) поможет основной стандарт на ТН (см. НТД⎘) или вырезка из него (ниже).

Таблица напряжений вторичных обмоток ТН

26. Определение необходимого запаса материалов.

Какой допустим запас на материалы при строительстве и монтаже? Сколько нужно заложить излишков, чтоб это устроило и исполнителя, и проверяющего, и заказчика? Ответ на этот вопрос кроется... в сметных сборниках.

При подсчёте длины кабеля рекомендуется округлять замеренные значения на плане в большую сторону до 8 %, для учёта неподдающегося точным замерам увеличения длины из-за прокладки «змейкой», слабины на поворотах, подъёмах, спусках и прочего. Кроме того, к подсчитанным таким путём суммарным длинам следует добавлять 2 % согласно нормам отхода кабелей (за исключением кабелей связи).

Из объёма бетона, куда погружается жёсткая арматура, следует вычитать последнюю. Объём жёсткой арматуры, в свою очередь, вычисляется делением массы металла на плотность.

Расход песка на уплотнение принимается равным 10 %, щебня — 15 %.

27. И напоследок, лингвистические особенности в энергетике.

Названия станций, подстанций и линий электропередачи по правилам пишутся без кавычек, с пробелами, по типу ПС 220 кВ Южная. Диспетчерские наименования оборудования должны присваиваться таким же образом, например 1 СШ 500 кВ. Эти требования обозначил Системный оператор ЕЭС ещё в 2014 году в ГОСТ Р 56302-2014⎘.

ВЫВОД

Замена трансформаторов в диапазонах 1-4 МВА, 6,3-40 МВА может проходить достаточно «безболезненно», но переход обозначенных рубежей может таить в себе неожиданности. Выбор той или иной схемы соединения трансформатора, того или иного оборудования должны сопровождаться обосновывающими расчётами. Но даже расчётами не всегда можно обосновать режим нейтрали сети или выбор оперативного тока ПС.

Даже кабели, не поддерживающие горение, требуют дополнительной огнезащиты, стойки УСО не спеша уходят в прошлое, а для безопасности обслуживающего персонала требуется правильное размещение оборудования и обязательное его заземление.

Выбор автоматизации современных ПС и типа изоляции оборудования целиком и полностью ложится на плечи заказчика. А запас материалов — в сфере ответственности строителя с проектировщиком. Законным образом допустимо добавлять к расчётным значениям кабеля — 10-11 %, песка — 10 %, а щебня — 15 %.

СЛУЧАЙ ИЗ ПРАКТИКИ. На ПС 500 кВ № 1 выполнена схема подключения оборудования ОРУ 500 кВ к собственным нуждам ПС по первой категории надёжности: все силовые шкафы запитаны по кольцевой схеме, переключение питания производится автоматически и может быть организовано с обеих сторон.

Схема питания оборудования 500 кВ
Оборудование в шкафу питания на ОРУ 500 кВ

Приводы оборудования ОРУ 110 кВ ПС № 2 также запитаны по кольцевой схеме. Но здесь уже вторая категория надёжности, и автоматического переключения питания не произойдёт: на вводе используются ручные рубильники.

Схема шкафа питания приводов на ОРУ 110 кВ

Обе ПС служат примером правильного исполнения НТД.

На ПС 110 кВ № 3, как и положено, выполнена кольцевая схема питания и кабели проложены по разным трассам. Но количество питающих кабелей «говорит» о возможности мгновенного переключения при повреждении, а технически, на рубильниках, этого реализовать невозможно. Налицо избыточное количество кабелей.

Схема шкафа питания приводов на ОРУ 35 кВ

Присоединяйтесь, чтобы не пропустить самое важное

РЕКОМЕНДУЕМ К ПРОЧТЕНИЮ

  • Энергетик
  • 13 января 2023

Противоречия в энергетике

Подробнее

  • Энергетик
  • 11 февраля 2023

О сложностях проектирования

Подробнее

Сверхпроводник

Моделирование подстанции

Представляем вашему вниманию видеообзор сборки нашей подстанции

Смотреть
Пройди тестирование —
проверь свои знания в сфере
энергетики
Пройти тест
Лучшее, что Вы можете сделать для нас, выразив благодарность, — это подписаться на наш телеграм-канал
Обратная связь через Адрес электронной почты защищен от спам-ботов. Для просмотра адреса в вашем браузере должен быть включен Javascript.
©2024. Энергетик.ру — все права защищены