Статьи

Помимо противоречий нормативно-технической документации⎘ на пути проектировщика часто возникают проблемы, которые сложно решить в одиночку. Озвучим некоторые из них, чтоб они стали известны не одному ему, но и другим участникам процесса строительства (реконструкции), а может быть и научному сообществу.

По аналогии с предыдущей статьёй, расположим проблемы по порядку, от наиболее актуальной — к наименее важной, поясним их и дадим им оценку.

ПЕРЕЧЕНЬ ПРОБЛЕМ, С КОТОРЫМИ ПРИХОДИТСЯ СТАЛКИВАТЬСЯ ПРИ ПРОЕКТИРОВАНИИ:

1. Скудность типовых проектов.

Типовые проекты позволяют значительно упростить и ускорить процесс проектирования, а также исключить серьёзные ошибки. В недавнем прошлом типовые проекты охватывали всю сферу отечественной промышленности, а в настоящий момент работа над их созданием и актуализацией ведётся лишь в избранных отраслях.

На наш взгляд, немаловажный вклад в процесс проектирования могла бы внести актуализация существующих типовых проектов, не говоря уж о создании новых.

2. Сложность изложения методических указаний.

О сложностях работы с методическими указаниями при выборе ОПН мы писали ранее⎘, но есть и другие примеры. Методические указания по определению времени насыщения трансформаторов тока при КЗ входят в их число.

Сложно уловить логику в этих документах даже опытному проектировщику.

3. Разделение проекта на этапы.

Самым распространённым случаем является разделение процесса проектирования на этапы П и Р, проектной и рабочей документации. Часто, к первому этапу добавляют ещё этап ОТР, основных технических решений. На первый взгляд, всё достаточно логично: там, где требуется рассмотрение различных вариантов, нужна стадия ОТР, в проектной документации закладываются основы, а в рабочей — идёт детальная проработка технических решений. Но! До сих пор не существует системного документа (или документов), который бы определял границы между этими стадиями, — найти можно только скудные указания к определённым разделам (например, разделам РЗА, АСУ ТП, АИИС КУЭ) в стандартах некоторых организаций.

Что мы имеем на выходе? Расчёт уставок выполняется на стадии ОТР, там же производится выбор оборудования. На стадии РД нельзя указывать конкретного производителя оборудования, но прорисовать все схемы уже в ПД необходимо.

4. Замкнутый цикл при проектировании.

Редко, когда работу по проектированию можно выполнить при параллельном (независимом) или последовательном участии исполнителей. Чаще всего работа носит цикличный характер: от принимаемых технических решений (в томах ИОС, ПЗ) зависит разделение на этапы (в томе ПОС), состав работ (ПОС) определяет стоимость строительства (сметная документация), а после смет сводятся общие экономические показатели (ПЗ) и составляется календарный график строительства (снова ПОС).

Только правильное и своевременное взаимодействие всех участников способно дать оптимальный результат.

5. «Слабое» составление технического задания.

Техническое задание без детальных требований приводит к сложностям при взаимодействии проектировщика с заказчиком, а также невозможности заранее оценить трудозатраты, что может значительно повлиять на стоимость проектирования и сроки.

Составлением технического задания на проектирование должен заниматься специалист, имеющий достаточный опыт проектирования.

6. Нововведения.

Само по себе совершенствование системы проектирования положительно сказывается на развитии энергетики. Но, сваливая на одного лишь проектировщика разработку новых продуктов, на выходе можно получить совсем не тот результат, что ожидаешь.

Перейдём к примерам:

• в последнее время широкое распространение получило понятие «информационная безопасность», но объём проектирования по нему до сих пор неясен;
• детально не проработаны такие устройства, как «анкерная линия», или «анкерные столбики», применяемые для безопасной эксплуатации оборудования;
• требования к сметной документации меняются из года в год;
• сюда же можно отнести и расчёт насыщения трансформаторов тока, упомянутый выше.

Необходима экспериментальная наладка всего нового перед внедрением в обширную практику.

7. Экспертиза проекта.

В рамках строительства, реконструкции или технического перевооружения объектов возникает необходимость проведения экспертизы. Экспертиза может быть государственной или негосударственной. Для опасных производственных объектов проводится экспертиза промышленной безопасности. Передаваться на экспертизу может комплект проектной документации со сметами и результатами инженерных изысканий, а может — только техническая часть или сметы. Разобраться в этих перипетиях очень непросто.

Решить вопрос позволяет опыт выполнения проектов-аналогов и внутренний регламент заказчика.

8. Компромисс между безопасностью и удобством обслуживания.

Кажется очевидным, что преимущество первого над вторым не вызывает сомнений. Но бывают случаи, когда всё складывается в пользу последнего, а обеспечить безопасность при этом оказывается непросто.

Пример можно увидеть на картинках. Производители высоковольтных выключателей размещают шкафы привода таким образом, что для обеспечения их безопасного обслуживания бывает сложно обойтись без ограждающих конструкций.

9. Расчёты.

При проектировании не избежать расчётов. Это могут быть расчёты фундаментов на несущую способность, расчёт токов КЗ и уставок защит, падения напряжения в цепях ТН и ещё много разнообразных вычислений. Кто-то пользуется руководящими указаниями и выполняет расчёты вручную, кто-то покупает лицензию и пользуется специализированными программами, кто вычисляет онлайн на тех или иных платформах. Но итог получается разным.

Необходима систематизация методов расчёта.

10. Определение необходимого запаса материалов.

Любой уважающий себя проектировщик делает поправку на расход материалов при монтаже. Но не всякий знает, какой «запас» допустим. Какое значение нужно добавлять к длине кабеля на плане, каким необходимо принимать расход песка и щебня, и насколько важны излишки бетона при погружении в них арматуры? Читайте в нашем следующем материале⎘.

11. Взаимодействие с производителями оборудования.

В силу определённых особенностей данная проблема может быть и не проблемой вовсе, для некоторых участников процесса проектирования. Но сложности возникают у каждого.

Ввиду того, что уже на этапе ОТР заказчик может потребовать сравнение стоимости оборудования, поставляемого разными производителями, а технические требования к этому моменту ещё не сформированы, у производителя появляется возможность пойти на хитрость и предоставить «light-версию» своего продукта, дабы выиграть конкуренцию в цене. На выходе получаем совсем не тот продукт или не ту цену продукта, что ожидали увидеть в начале.

Более прогрессивной могла бы стать взаимосвязь проектировщика с производителем через заказчика, как заинтересованной стороны, а значит способной оказать существенное влияние на переговоры.

12. Распределение трудоёмкости проектирования на стадиях П и Р.

Не секрет, что для оценки стоимости проектирования разработан такой механизм, как сметы на ПИР. В сметах на ПИР происходит распределение стоимости по этапам (проектная/ рабочая) в пропорции 40/60. Но в современных условиях усложнения процесса проектирования на первом этапе — с увеличением состава ПД, детальной проработкой технических решений и необходимостью дополнительных согласований — эта пропорция не отражает действительности.

При выполнении полного комплекса работ одним исполнителем данный вопрос неактуален, но при дифференциации этапов может оказаться, что первый из них — нерентабельный.

Необходимо комплексное реформирование системы определения стоимости проектирования, в противном случае энергетику ждёт неминуемое снижение уровня квалификации инженерного состава.

13. Распечатка документации.

Несмотря на активное развитие электронного документооборота, проектировщику до сих пор приходится отправлять печатную версию выполненного проекта заказчику, а также смежным организациям, требующим согласования. Количество же печатных версий может доходить до 7-ми.

Предлагаем отказаться от такого объёма макулатуры ради... 🤔 сохранения природы.

14. Субъективные факторы.

В заключение обратим внимание на то, что только при всестороннем погружении в проект можно получить хороший результат. Когда, помимо работы самого проектировщика, появится вовлечённость заказчика в процесс; когда уйдут бескомпромиссные требования, а своевременное предоставление исходной информации станет нормой; когда эксперт сможет аргументировать свои требования нормами, а не собственным мнением; когда замечания будут выдаваться сводом, а не «порциями», и с конкретикой, а не ссылаясь на какой-то необъятный документ, — только тогда можно говорить о своевременном и качественном выполнении работы.

СЛУЧАЙ ИЗ ПРАКТИКИ. С оглядкой на п.2, провели выбор и проверку ТТ во вводных ячейках 10 кВ. Исходные условия не самые простые: большие номинальные токи и токи КЗ. Расчёт времени насыщения стали в ТТ показал необходимость применения нестандартного оборудования, с разрезным магнитопроводом. Сформировали требования, связались с производителем, получили габаритный чертёж ТТ — не умещается в габарит ячейки. Скорректировали параметры, изменив вторичный номинальный ток, — подходит габарит, но такое решение не устраивает заказчика. Вывели ТТ за пределы ячейки, установив на ОРУ, — не каждый производитель готов реализовать.

Как итог, установили на стороне 10 кВ силового трансформатора трансформатор тока номиналом 35 кВ в опорном исполнении, взамен установленных в ячейке.

Применение нового, современного, и, как следствие, более прихотливого оборудования (в данном случае — МП РЗА) влечёт за собой необходимость учёта новых факторов (у нас — перенасыщение ТТ при КЗ), способных на него негативно повлиять.

Присоединяйтесь, чтобы не пропустить самое важное

В телеграм

РЕКОМЕНДУЕМ К ПРОЧТЕНИЮ

Каждому из нас не раз приходилось сталкиваться с противоречиями, как в обычной жизни, так и в профессиональной деятельности. Иногда они нас напрямую не касаются, и мы стараемся не замечать их, но иногда на кону стоит правильность принятия решений или даже жизнь, и мы не можем обойти их стороной.

В энергетике, как и в любой сфере нашей жизни, есть много нелогичных вещей, безобидных противоречий и даже опасных для жизни правил, от которых давно пора избавиться, но этого, увы, не происходит. В этой статье постараемся осветить некоторые проблемы, с чем приходится сталкиваться по роду своей деятельности. Расположим их по порядку, от наиболее актуальной — к наименее важной (по нашему мнению), и дадим им краткие пояснения.

ВОТ НАШ РЕЙТИНГ ПРОТИВОРЕЧИЙ:

1. Применение кабелей с изоляцией из сшитого полиэтилена в сетях среднего напряжения с изолированной нейтралью.

Под цифрами 3, 4, 5, 9, 11 на рисунке значится материал полиэтилен. Сами по себе, кабели из этого материала не представляют никакой угрозы и применяются повсеместно во многих странах мира, но только режим работы сети за рубежом иной. Оптимальным режимом работы данного типа кабеля (в сетях 6-35 кВ) может быть режим заземления сети через резистор, где предполагается отключение однофазных замыканий на землю, но никак не режим длительной работы оборудования при замыкании. Изоляция кабеля не способна к самовосстановлению, в отличие от бумажно-масляной, отсюда и противоречие.

Может быть, пора перенять зарубежный опыт?

2. Испытания силовых трансформаторов.

Согласно документу [1] есть несколько способов определения стойкости трансформаторов к ударным токам КЗ при производстве. В частности, все трансформаторы мощностью до 40 МВА должны проходить испытания или сравниваться с прошедшим испытание прототипом. Но производители не следуют этим правилам, так как для этого не созданы соответствующие условия в стране.

В России, как известно, правила создаются, чтобы их нарушать.

3. Расчёт молниезащиты подстанции (ПС).

В настоящий момент для расчёта молниезащиты объектов энергетики используется как минимум два документа, имеющих равный статус: [2] и [3]. Методики — разные, уровень защиты объектов принимается разный и итоговые значения, соответственно, получаются тоже разными.

Вывод один: мы ещё не научились предугадывать поведение молнии!

4. Выбор ограничителей перенапряжений.

Есть несколько хороших документов (например, [4], [5], [6], [7]), разобравшись в которых, можно правильно подобрать ОПН. Основная проблема этих документов в том, что применить их на практике достаточно непросто, так как написаны они сложным языком и имеют ошибки в расчётах.

Часто в работе приходится отказываться от некоторых излишних понятий (например, «номинальное напряжение ОПН», которое не имеет ничего общего с номинальным напряжением сети), пользоваться директивными письмами (о необходимости завышения наибольшего длительно допустимого напряжения ОПН для исключения ложных срабатываний) и обходить стороной такие расчёты, как «определение защитного уровня ОПН при коммутационных перенапряжениях».

5. Отнесение ПС к опасным производственным объектам.

Федеральный закон [8] говорит, что объекты электросетевого хозяйства к опасным производственным объектам не относятся, а Градостроительный кодекс [9] гласит, что линии электропередачи и иные объекты электросетевого хозяйства напряжением 330 киловольт и более — особо опасны. От этого, казалось бы, небольшого противоречия зависит необходимость проведения экспертизы промышленной безопасности, государственной или негосударственной экспертизы проекта.

В данном вопросе статус документа не играет решающей роли, и приходится руководствоваться — вторым.

6. Выбор оборудования и ошиновки в цепи трансформатора.

То, что выбирать оборудование на ПС необходимо, отталкиваясь от мощности трансформаторов и пропускной способности присоединённой линии (п.125 [10]), вопросов не вызывает. Возникает вопрос: нужен ли запас? Нормы Россетей [11] требует выбирать оборудование и ошиновку в цепи, а также фундамент трансформатора с расчётом на перспективу, для следующего по шкале мощности. Большинство же других документов по данной тематике об этом умалчивают.

На наш взгляд, этот вопрос крайне важен и требует серьёзной дискуссии. Так запас фундамента может значительно сэкономить время на реконструкцию ПС в дальнейшем, при резком увеличении нагрузки сети. А ошиновка и выключатель в цепи легко меняются при замене самого трансформатора, запас же, наоборот, может оказаться серьёзной головной болью. Попробуйте, например, выбрать на перспективу ошиновку и оборудование в цепи НН автотрансформатора мощностью 125 МВА. И про реакторы не забудьте!

7. Расчёт объёма маслосборника.

Маслосборник на ПС устанавливается для приёма масла, вытекающего из маслонаполненного оборудования, чаще всего трансформаторов, в случае возникновения аварии. Их установка позволяет избежать катастрофичных последствий на ПС.

Противоречие же в следующем. При замене (установке) трансформаторов большой мощности возникает необходимость расчёта ёмкости маслосборника. ПУЭ [12] требует, помимо объёма масла, учитывать 80%-й расход воды на пожаротушение, а в СТО [11] это значение гораздо меньше и составляет всего 20%.

Ввиду того, что объём стекающей воды может в разы превышать объём масла трансформатора, эти две цифры очень сильно влияют на принимаемые технические решения при проектировании. Предлагаем не следовать требованиям первого документа, как архаичного: итог, полученный по нему, предполагает сбор воды, а не масла.

8. Длина пути утечки изоляции.

Длина пути утечки — это самый главный показатель изоляторов. Это показатель фактического расстояния по поверхности детали между металлическими частями разного потенциала. Его можно определить с помощью нескольких документов (ПУЭ [12], [13], [14], [15], [16]). Удельные значения (см/кВ), обозначенные в этих документах, разнятся, а величина напряжения, используемая при расчётах, может быть как номинальной, так и наибольшей рабочей. По итогу — получаем различные значения.

Стандарты Россетей выглядят предпочтительнее и в данном случае.

9. Массовое производство и эксплуатация трансформаторов СН со схемой соединения Y/Yн-0.

Многие документы не рекомендуют применение таких трансформаторов (в частности, Техполитика Россетей [17]), а расчёты показывают⎘ слабую чувствительность защиты при однофазных замыканиях за ними. Но они продолжают выпускаться и внедряться в отечественную энергетику.

Обоснованием применения этих трансформаторов может служить лишь простота их изготовления и относительно низкая стоимость. На другой чаше весов — надёжность сети и безопасность персонала.

10. Внедрение современной системы TN-S (TN-C-S) в низковольтной сети, но отсутствие обязательных требований к организации сопутствующих мероприятий.

В частности, такими мероприятиями, в том числе на ПС, должны быть:

• повсеместная установка УЗО, за исключением мест, где их срабатывание может привести к опасным ситуациям;
• обязательный разрыв рабочего ноля в коммутационных аппаратах (с установкой двух- и четырёхполюсных автоматов);
• изменение методик расчёта токов КЗ в такой сети (например, актуализация ГОСТ [18]).

Первое и второе мероприятие имеют обширную практику за рубежом и позволяют сделать электрическую сеть более безопасной. Третий вопрос поднимался⎘ известными учёными давно, но не решён и по сей день.

11. Чувствительность аппаратов защиты в низковольтной сети.

Про неоднозначность позиции НТД к значению чувствительности защит мы упоминали в одной из предыдущих статей⎘. Если кратко, то ПТЭЭП [19] считают достаточным значение 1,1, ГОСТ [20] — 1,2.

Мы рекомендуем ориентироваться на 1,25-1,4, в зависимости от номинала аппарата защиты.

12. Присоединение внешней ограды ПС к общему контуру заземления.

Глава 1.7 ПУЭ [12] не рекомендует присоединять внешнюю ограду электроустановок к заземляющему устройству ПС, а регламентирует монтаж отдельного контура. Нормы Россетей (например, [21]), наоборот, считают предпочтительным присоединение ограды к контуру заземления ПС, и допускают не объединять контуры, если на ограде нет электроприёмников.

Последнее в современных условиях оказывается маловероятным, так как на ограждении могут присутствовать и электромагнитные замки, и осветительные приборы, и система видеонаблюдения. А разделение контуров может привести к опасному выносу потенциалов.

13. Допустимая степень расстройки компенсации ёмкостного тока в сети СН.

Действующие Правила [22] и РД [23] допускают расстройку ДГР до 5%, а нормы Россетей (в том числе [24]) ужесточают эти требования до 1%.

Приходится сопоставлять объекты как относящиеся или не относящиеся к Россетям.

14. Допустимый уровень падения (потери) напряжения.

Согласно недействующему уже ГОСТ [25] нормально допустимые и предельно допустимые значения установившегося отклонения напряжения на выводах приёмников электрической энергии равны соответственно +/-5 и +/-10% от номинального напряжения электрической сети. Согласно относительно новому ГОСТ [26] положительные и отрицательные отклонения напряжения в точке передачи электрической энергии не должны превышать 10% номинального или согласованного значения напряжения в течение 100% времени интервала в одну неделю. Противоречия могло бы и не быть, если в других действующих нормативах, таких как [27] и [28], не остались старые формулировки, а в [10] не появилось что-то среднее: «напряжение в точке технологического присоединения к электрической сети электроустановок потребителя электрической энергии может длительно изменяться в диапазоне нормально допустимых (±5 процентов) и предельно допустимых значений (±10 процентов) от номинального фазного напряжения».

Большинство продолжает считать по старинке.

15. Ограничение применения ДГР комбинированного исполнения.

ДГР комбинированного исполнения — это реактор с фильтром нулевой последовательности в едином корпусе. Их ограничение напрямую не прописано отечественными стандартами, но косвенно его можно найти в РД [23]. Там говорится о порядке вывода в ремонт оборудования, который невозможно соблюсти в данном исполнении оборудования.

Проблема сейчас не настолько и актуальна, потому что отечественные производители такое оборудование не производят.

16. Контур заземления ПС необходимо выполнять из чёрного или оцинкованного металла?

Если руководствоваться ПУЭ [12] и Циркуляром [29], то проложенные в земле заземляющие электроды могут быть выполнены из чёрной стали, оцинкованной стали и меди. В ГОСТ [30] из перечня допустимых чёрная сталь исключена.

Значит ли это, что использование неоцинкованной стали сейчас запрещено? Однозначно — нет! Но можно предположить, что идёт тенденция отказа от прокладки чёрного металла в земле, в угоду более долговечным материалам.

17. Прокладка кабелей по территории ПС.

СТО [11] говорит о том, что кабели могут быть проложены в земле (траншее), в кабельных сооружениях (туннелях, галереях, эстакадах) и трубных переходах. А Техполитика Россетей [17] запрещает прокладку КЛ в траншее по территории ПС 35 кВ и выше. Внутренние стандарты одной организации противоречат друг другу!

Приходится применять индивидуальный подход.

18. Допустимые расстояния между контрольными и силовыми кабелями.

В соответствии с табл. 2.3.1 ПУЭ [12] расстояние между этими кабелями должно быть не менее 100 мм, но п.2.3.120 также допускает прокладывать их рядом друг с другом. Документы Россетей [11] и [31] рекомендуют увеличивать эти расстояния до 0,25-0,6 м, в зависимости от вероятного тока КЗ в них.

И в данном случае игнорируем требования ПУЭ [12].

19. Цвет окраски заземляющих проводников.

Действующие ПТЭЭП [19] гласят, что открыто проложенные заземляющие проводники должны быть окрашены в чёрный цвет. А ПУЭ [12] и современные ГОСТы твердят о чередующихся продольных или поперечных полосах жёлтого и зелёного цветов.

Признаем, что чёрный цвет окраски в современных нормах — это уже атавизм, который достался нам в наследство. А жёлто-зелёный окрас — это правило, которому нужно следовать в современных реалиях.

20. Понятия «среднее напряжение» и «высокое напряжение».

Понятие среднего напряжения (СН), находящее своё отражение в большом объёме зарубежной и отечественной литературы, нашло своё определение только в 2013 году, в ГОСТ [26]. Там оно обозначено как «напряжение, номинальное среднеквадратическое значение которого превышает 1 кВ, но не превышает 35 кВ». Там же дано определение высокому напряжению (ВН), как «напряжение, номинальное среднеквадратическое значение которого превышает 35 кВ, но не превышает 220 кВ». Последнее несомненно вызывает вопросы, так как раньше высоким напряжением считалось напряжение выше 1000 В, а среднего — вообще не существовало.

В терминологии МЭК тоже не существует чёткой границы СН и ВН: она лежит в диапазоне от 30 до 100 кВ. Однако, в МЭК термин среднего напряжения обычно используется для распределительных сетей от 1 кВ до 52 кВ. Как трактовать напряжение 330 кВ и выше, догадайтесь сами!

21. Как правильно обозначать: 220/380 В или 230/400 В?

По сохранившейся традиции и в соответствии с ГОСТ [26] в электрических сетях низкого напряжения стандартное номинальное напряжение электропитания равно 220 В (между фазным и нейтральным проводниками для однофазных и четырёхпроводных трёхфазных систем) и 380 В (между фазными проводниками для трёх‑ и четырёхпроводных трёхфазных систем). Но другой переведённый отечественный стандарт, ГОСТ [32], трактует по-иному и даже даёт пояснения, что значение 230/400 В является результатом эволюции систем 220/380 В и 240/415 В, которые завершили использование в Европе и во многих других странах мира.

Остаётся верить последнему.

22. В заключение затронем ещё несколько противоречий, которые имеют место быть, но не оказывают значительного влияния на технические решения, принимаемые в проекте.

К ним можно отнести:

• Формулировки «падение» или «потери» напряжения. В ГОСТ [26] и ГОСТ [33] используется формулировка «падение напряжения», в большинстве других стандартов и методиках звучит «потери», но подразумевают они одно и то же.
• Изображение выкатных выключателей на электрической схеме. Большинство документов изображают стрелки в одну сторону, а ГОСТ [34] рисует — в другую.
• Изображение ТТ на схемах. Постаревший ГОСТ [35] чётко разделяет изображения на схемах (катушек индуктивности, дросселей, трансформаторов и пр.) по форме I и форме II, предполагая, что можно использовать либо одну, либо другую формы, но большинство документов и исполнителей умудряются совмещать их на одном чертеже, изображая силовой трансформатор в первом виде, а измерительный — во втором.
  

  

  
• Вентильные разрядники. Их установка на ПС давно запрещена, а в ПУЭ [12] целая глава о них, и при определении допустимых расстояний до сих пор приходится пользоваться ей.
• Заполнение маслоприёмника щебнем. ПУЭ [12] требует размер щебня от 30 до 70 мм, а ГОСТ [36] классифицирует щебень по фракциям 20-40 и 40-80 мм.
• Проверка кабелей на невозгорание. Документ [37] с методикой расчёта есть, обоснование его внедрения есть, но однозначных требований к его исполнению до сих пор нет.

СЛУЧАЙ ИЗ ПРАКТИКИ. В проекте выполнен расчёт объёма маслосборника в полном соответствии с методиками Россетей [11] и [38]. Значение интенсивности подачи воды принято 0,2 л/с‧м². На основе этого значения рассчитано суммарное количество воды, вылитое на трансформатор при тушении, что, в сумме с его собственным количеством масла, дало необходимый объём ёмкости.

Эксперт государственной экспертизы дал замечание к расчёту. За исходные данные к расчёту указал принять пять пожарных стволов, направленных на разные стороны бака. Зная максимальную интенсивность брандспойтов, определяем суммарное количество вылитой воды. На вопрос почему именно пять? получили ответ я так решил.

Как итог: вместо того, чтобы в качестве исходных данных взять цифру, закреплённую нормативным документом [38], пришлось брать значение, взятое из головы эксперта.

Присоединяйтесь, чтобы не пропустить самое важное

В телеграм

РЕКОМЕНДУЕМ К ПРОЧТЕНИЮ

Вот мы и подошли к флагманам в мире автоматических выключателей (АВ).
Если Вы уже разобрались с тем, как выбирается АВ⎘, поняли, что модульный автомат⎘ Вам не подходит, а блочный автомат с термомагнитным расцепителем⎘ не обеспечивает нужную чувствительность и (или) селективность, АВ с электронным расцепителем – это именно то, что Вам нужно.

АВ с электронным расцепителем – это автомат блочного типа, снабжённый микропроцессорным (электронным) блоком защиты. Представителями данного класса являются АВ в литом корпусе и воздушные АВ.

ЭТИ АВТОМАТЫ ОБЛАДАЮТ ВСЕМИ ТЕМИ ЖЕ ПРЕИМУЩЕСТВАМИ, ЧТО И АВТОМАТЫ БЛОЧНОГО ТИПА⎘. ИМ ХАРАКТЕРНЫ: 1) стойкость к большим токам короткого замыкания (КЗ);
2) способность пропускания и коммутации больших нагрузок;
3) возможность комплектации дополнительными блоками (контактами сигнализации срабатывания, вспомогательными контактами, независимым расцепителем, расцепителем минимального напряжения и пр.);
4) возможность оборудования электродвигательным приводом;
5) ремонтопригодность;
6) стационарное, втычное и выдвижное исполнение.

ПОМИМО УКАЗАННЫХ ОСОБЕННОСТЕЙ НЕСОМНЕННЫМИ ПРЕИМУЩЕСТВАМИ ДАННОГО ПРОДУКТА ТАКЖЕ ЯВЛЯЮТСЯ: 1) точность срабатывания защиты;
2) широкий диапазон регулировок;
3) универсальность.

Характеристика срабатывания уже «не пляшет» от минимального значения к максимальному – её погрешность сведена к минимуму. Это можно увидеть на заводских время-токовых характеристиках автоматов.

Широкий диапазон регулировок поможет легко соблюсти чувствительность аппарата к токам короткого замыкания, а также согласовать защиты с выше- и нижестоящими аппаратами защиты. Отсюда пошло второе его название – «селективный».

Универсальность же вытекает из предыдущего пункта и позволит установить аппарат, как у конечного потребителя, так и на вводе электроустановки.

НО ЕСТЬ И НЕДОСТАТКИ У АВТОМАТОВ С ЭЛЕКТРОННЫМ РАСЦЕПИТЕЛЕМ: 1) сложность настроек;
2) стоимость.

Необходимость настройки усложняет быстрый и правильный ввод аппарата в работу, а (зачастую) неинформативное отражение регулировок может не позволить правильно оценить значения выставленных уставок.

Стоимость некоторых представителей данного класса может оказаться в разы выше конкурентов, поэтому не помешает её сравнить.

По аналогии с предыдущими выпусками всю информацию по АВ с электронным расцепителем сведём в таблицы. Набор функций и характеристик, указанный в таблицах, представлен в каталогах производителей. Этой информации достаточно для правильного заказа автоматов у поставщиков. В скобках указаны возможные варианты для заказа. Например, если исключить параметры, заключённые в скобки, получим автомат, отвечающий минимальным требованиям. Стоимость указана в рублях, в ценах 2019 года с сайтов крупных поставщиков. Взаимозаменяемые аппараты (с идентичными или схожими характеристиками) выделены одинаковым цветом – для наглядности.

ПОЛНАЯ ИНФОРМАЦИЯ ДОСТУПНА ДЛЯ СКАЧИВАНИЯ
1.1 Отечественные АВ в литом корпусе с электронным расцепителем↩
1.2 Зарубежные АВ в литом корпусе с электронным расцепителем↩
2.1 Отечественные воздушные АВ↩
2.2 Зарубежные воздушные АВ↩

СЛУЧАЙ ИЗ ПРАКТИКИ. Очень часто на реконструированных подстанциях можно увидеть массовое внедрение АВ с электронным расцепителем. Большинство из них имеют загрублённую селективную отсечку (Isd=10xIr) и выведенную из работы отстройку по времени (tsd=0).

В таких случаях возникает вопрос целесообразности применения данных АВ, если, заменив их автоматами без регулировок, можно добиться того же эффекта, значительно сэкономив бюджет. Налицо посредственное отношение специалистов при выборе автоматов, либо глупая унификация всего электрооборудования.

Кстати, заводы-изготовители после испытаний и проверки своих аппаратов выставляют уставки на них не «абы как», а с определённой логикой. Это позволяет исключить неправильную работу автомата при подобном некомпетентном обслуживании.

РЕКОМЕНДУЕМ К ПРОЧТЕНИЮ

В предыдущей статье⎘ мы разобрали модульный автоматический выключатель (АВ). Следующим этапом представляем Вашему вниманию блочный АВ.

Блочные АВ представляют собой более громоздкие устройства (относительно модульных), из которых выделяют АВ в литом корпусе и воздушные АВ.

Порядок действий при выборе и проверке блочных АВ остаётся тем же⎘. А каковы главные особенности АВ блочного типа, где находят им применение, и насколько велик их выбор – попытаемся решить в настоящей статье.

ВЫДЕЛЯЮТ НЕСКОЛЬКО ОСОБЕННОСТЕЙ (ПРЕИМУЩЕСТВ) У АВТОМАТОВ БЛОЧНОГО ТИПА:
1) стойкость к большим токам короткого замыкания (КЗ);
2) способность пропускания и коммутации больших нагрузок;
3) возможность комплектации дополнительными блоками (контактами сигнализации срабатывания, вспомогательными контактами, независимым расцепителем, расцепителем минимального напряжения и др.);
4) возможность оборудования электродвигательным приводом;
5) ремонтопригодность;
6) помимо стационарного – применение втычного и выдвижного исполнения.

Стойкость к большим токам КЗ зачастую необходима при установке в НКУ, ГРЩ, ВРУ, ЩСН административных и жилых зданий и подстанций: там, где аварийные токи могут превышать 10 кА и подавляющее большинство модульных автоматов не пройдёт проверку на коммутационную способность.

Номинальные токи блочных выключателей начинаются от 100 А и выше, с возможностью регулировок от 40 (иногда 16) А.

Установка дополнительных блоков в АВ позволяет без изменения их габаритов создавать современный, удобный в обслуживании пункт питания низковольтного оборудования с возможностью дистанционного управления.

С помощью электродвигательного привода выключателей можно реализовывать схему АВР без включения в цепь контакторов.

Возможность ремонта устройств позволяет продлить срок их эксплуатации без замены.

ВЫДВИЖНОЕ (ВТЫЧНОЕ) ИСПОЛНЕНИЕ КАЧЕСТВЕННО ОТЛИЧАЕТСЯ СЛЕДУЮЩИМ:
1) быстрая возможность замены аппарата на резервный, того же типа, что очень важно для ответственных потребителей;
2) вывод аппарата в ремонт, добавление или замена дополнительных блоков в безопасных условиях при наличии напряжения на шинах;
3) контрольное (тестовое) положение выключателей позволяет проверить его работоспособность и правильность схемы управления без включения нагрузки (необходимо при питании потребителей, включение которых в режиме опробования недопустимо – например, насосы, станки).

ПОМИМО ПРЕИМУЩЕСТВ У БЛОЧНЫХ АВТОМАТОВ ИМЕЮТСЯ СЛЕДУЮЩИЕ НЕДОСТАТКИ:
1) габаритные размеры;
2) цена;
3) механический износ контактов (низкая износостойкость).

Так мы рассмотрели особенности автоматов блочного типа и возможности их применения, а теперь рассмотрим их разновидности.

ЭТО АВТОМАТЫ:
1) с нерегулируемой(-ми) защитой(-ми) (термомагнитным расцепителем, назовём их автоматами первого класса);
2) с регулируемой тепловой защитой Ir и нерегулируемой мгновенной токовой отсечкой (ТО) Im (термомагнитным расцепителем, автомат второго класса);
3) с регулируемыми тепловой защитой Ir и мгновенной ТО Im (термомагнитным расцепителем, автомат третьего класса);
4) с регулируемыми тепловой защитой Ir, селективной Isd и мгновенной Ii ТО (электронным расцепителем, автомат четвёртого класса).

Если защищаемая линия короткая, либо её сечение велико и ток короткого замыкания в конце оказывается достаточно большим (более 10-кратной токовой отсечки выбираемого автомата), то вполне достаточной оказывается установка АВ первого или второго класса. АВ первого класса не регулируется, а второго – допускает лишь небольшую настройку тепловой защиты (0,8..1∙In, некоторые 0,63..1∙In).

Почти все АВ первого и второго класса имеют 10-кратную отсечку, что исключает их применение в протяжённых линиях с малыми токами короткого замыкания, когда необходима отсечка, лишь в 5-8 раз превышающая ток нагрузки. В данном случае выручит автомат третьего класса, с регулируемыми защитами.

Если и третий вариант не позволяет правильно настроить защиты, то необходим АВ с электронным расцепителем (четвёртого класса). Он имеет больший диапазон регулировок и помимо соблюдения чувствительности поможет всецело согласовать защиты с выше- и нижестоящими аппаратами защиты. Отсюда пошло второе его название – «селективный». Автоматы с электронным расцепителем рассматриваются в следующей статье⎘.

По аналогии с предыдущим выпуском всю информацию по блочным АВ первого – третьего класса сведём в таблицы. Набор функций и характеристик, указанный в таблицах, представлен в каталогах производителей. Этой информации достаточно для правильного заказа автоматов у поставщиков. В скобках указаны возможные варианты для заказа. Например, если исключить параметры, заключённые в скобки, получим автомат, отвечающий минимальным требованиям. Стоимость указана в рублях, в ценах 2019 года с сайтов крупных поставщиков. Взаимозаменяемые аппараты (с идентичными или схожими характеристиками) выделены одинаковым цветом – для наглядности.

ПОЛНАЯ ИНФОРМАЦИЯ ДОСТУПНА ДЛЯ СКАЧИВАНИЯ

1.1 Отечественные АВ с нерегулируемыми защитами↩
1.2 Зарубежные АВ с нерегулируемыми защитами↩
2.1 Отечественные АВ с регулируемой тепловой защитой и нерегулируемой мгновенной ТО↩
2.2 Зарубежные АВ с регулируемой тепловой защитой и нерегулируемой мгновенной ТО↩
3.1 Отечественные АВ с регулируемыми тепловой защитой и мгновенной ТО↩
3.2 Зарубежные АВ с регулируемыми тепловой защитой и мгновенной ТО↩

РЕКОМЕНДУЕМ К ПРОЧТЕНИЮ

Как выбрать автоматический выключатель и проверить правильность его установки мы рассмотрели в предыдущей статье⎘. Далее попытаемся свести воедино всё разнообразие представленной номенклатуры на рынке, систематизировать её, тем самым показав отличия того или иного варианта.

Представляем вашему вниманию модульный автоматический выключатель (АВ).

Модульный АВ – это наипростейший неразборный нерегулируемый АВ, предназначенный чаще всего для бытового использовании, устанавливаемый на DIN-рейку в щитках или шкафах. Этот прибор может дополнительно комплектоваться устройствами, способными улучшить его функциональность (дополнительные блок-контакты, реле напряжения, независимый расцепитель и пр.), но только за счёт увеличения своих габаритов, занимая дополнительные места в шкафу.

Пойдём от простого к сложному: от модульных АВ к блочным АВ с электронным расцепителем, потому что именно так, по нашему мнению, должен поступать потребитель, выбирая себе нужный продукт. Если при сравнении и проверке какая-то из особенностей или функций аппарата не удовлетворяет запросы потребителя, необходимо переходить к следующему аппарату, стоящему на ступень выше. Только так можно подобрать необходимое, значительно сэкономив бюджет. Вопрос надёжности того или иного АВ в настоящих статьях не рассматривается, так как это очень субъективный фактор, на оценку которого требуется длительное время. Про возможный контрафакт продукции есть много информации в интернете – также не касаемся этого вопроса в наших статьях.

Итак, всю информацию сведём в таблицы. Набор функций и характеристик, указанный в таблицах, представлен в каталогах производителей. Он наиболее полно отражает оценочную картину, а также достаточен для правильного заказа автоматов у поставщиков. В скобках указаны возможные варианты для заказа. Например, если исключить параметры, заключённые в скобки, получим автомат, отвечающий минимальным требованиям. Стоимость указана в рублях, в ценах 2019 года с сайтов крупных поставщиков. Взаимозаменяемые аппараты (с идентичными или схожими характеристиками) выделены одинаковым цветом – для наглядности.

ПОЛНАЯ ИНФОРМАЦИЯ ДОСТУПНА ДЛЯ СКАЧИВАНИЯ

РЕКОМЕНДУЕМ К ПРОЧТЕНИЮ

Зачастую потребитель, не зная многообразие выбора низковольтной отечественной и зарубежной аппаратуры, выбирает наиболее распространённый, разрекламированный продукт с доступной информацией. Другие же производители, не имеющие ярких буклетов, но обладающие тем же набором функций и не уступающие им по качеству, остаются в стороне.

Одним из таких продуктов является автоматический выключатель (АВ). Как выбрать АВ, каковы их главные особенности, где находят им применение и насколько велик их выбор – эти и другие вопросы попытаемся решить в ближайшей серии статей.

Автоматический выключатель – это контактный коммутационный аппарат, способный включать, проводить и отключать токи при нормальных условиях в цепи, а также включать, проводить в течение заданного времени и отключать токи при оговоренных аномальных условиях в цепи, например короткого замыкания (КЗ).

Существует несколько разновидностей АВ. Если идти от простого к сложному, то выделяют: модульные АВ, АВ в литом корпусе, воздушные АВ. Последние два типа можно объединить в одну группу, АВ блочного типа, так как они оба могут комплектоваться дополнительными блоками и имеют схожий функционал, но об этом подробнее в других статьях. Здесь же мы постараемся осветить главные критерии выбора АВ любого из представленных типов со ссылками на нормативно-технические документы.

ПОРЯДОК ВЫБОРА И ПРОВЕРКИ АВТОМАТА:

1) Определение нагрузки потребителей.

Определение суммарной нагрузки потребителей (S_потр, Вт), питаемых через АВ.

2) Определение расчётного тока.

Определение расчётного тока с учётом поправочных коэффициентов (одновременности Ко, использования Ки и спроса Кс)

Как определить значения этих коэффициентов, подробно описано, в частности, в СП-31-110 «Проектирование и монтаж электроустановок жилых и общественных зданий»⎘, техническом циркуляре ВНИГМ Тяжпромэлектропроект №359-92 «Указания по расчёту электрических нагрузок»⎘ и «Руководстве по устройству электроустановок. Шнейдер Электрик. 2019»⎘. Максимальное значение этих коэффициентов равно единице.

3) Отстройка тепловой защиты.

Отстройка тепловой защиты (номинала АВ I_ном.АВ, А) от расчетного тока I_расч – путем увеличения полученного значения на 10-30%.
Конечный «процент» зависит от характера нагрузки и обозначается коэффициентом надёжности К_н. Его значение можно определить по табл. 8.6 Кабышев, Обухов «Расчет и проектирование систем электроснабжения объектов и установок. 2006»⎘.
Например, для ламп накаливания можно принять К_н = 1, для группы потребителей – 1,1, а для светильников с лампами ДЛР – 1,3

4) Координация АВ с отходящим кабелем.

Координация АВ с отходящим (защищаемым) кабелем (шинами)

где I_доп – длительно допустимый ток кабеля (шин).

5) Проверка на отключающую способность.

Согласно требованиям норм аппарат защиты должен выдержать отключение сквозного тока короткого замыкания, пройденного через него, и остаться в работоспособном состоянии.

Проверка осуществляется по максимальному току КЗ за аппаратом. У большинства АВ отключающая способность маркируется значением в Амперах или буквой на фасадной стороне устройства.

Если в характеристиках защитного устройства указывается два параметра (номинальная рабочая I_cs и номинальная предельная I_cu отключающие способности), то выбирать защитное устройство необходимо по минимальному значению (рабочей отключающей способности I_cs). Допускается выбор по предельной отключающей способности, если аппарат не является вводным (ГОСТ Р 50571.5.53-2013 п.533.3⎘)

6) Проверка на чувствительность.

При проверке рассматривается минимальный ток КЗ (чаще всего однофазный) в конце защищаемого участка. Минимальное значение коэффициента чувствительности К_ч регламентировано Правилами технической эксплуатации электроустановок потребителей, Приложение 3 п.28.4⎘ и не должно быть меньше 1,1

где I_то – ток срабатывания токовой отсечки (ТО) АВ. У модульных АВ, с наиболее распространённой характеристикой «С», I_то лежит в диапазоне 5..10∙I_ном.АВ, у блочных – может регулироваться.

Но согласно п.7.2.1.2.4⎘ и п.8.3.3.1.2 ГОСТ Р 50030.2-2010⎘, задающего требования к АВ, расцепитель токов КЗ должен вызывать размыкание выключателя с максимальной погрешностью 20% и срабатывание расцепителей токов КЗ проверяется при 120 % уставки. То есть при К_ч < 1,2 срабатывание автоматов не гарантируется. В соответствии с этим разные источники рекомендуют принимать значение К_ч от 1,4 до 1,5 или даже до 1,7. Мы же рекомендуем принимать коэффициент чувствительности, равный или больший 1,4, для автоматов с номинальным током до 100 А и 1,25 – для прочих АВ (как в типовом проекте 12640тм т.1 1985г.⎘)

7) Проверка на селективность.

Селективность – это координация рабочих характеристик двух или нескольких устройств для защиты от сверхтоков с таким расчетом, чтобы в случае возникновения сверхтоков в пределах указанного диапазона срабатывало только устройство, предназначенное для оперирования в данном диапазоне, а прочие не срабатывали.

Для соблюдения селективности с токовыми отсечками выше- и нижестоящих аппаратов защиты вводят коэффициент согласования К_согл, равный 1,3..1,5

либо выбирают автоматы одного производителя на основе заводских таблиц координации устройств. Такие таблицы рекомендуют последовательно устанавливать аппараты, отличающиеся не менее чем на две ступени по шкале номинальных токов (например, 40 и 25 А, а не 32 и 25 А).

Для согласования по времени можно «замедлить» срабатывание ТО вышестоящего аппарата на ступень селективности ∆t. Чаще всего такая поправка вводится в секционных (СВ) и вводных (ВВ) выключателях, её значение принимается равным 0,1..0,2 с

Итоговое значение времени срабатывания АВ не должно превышать предела в 0,5 с, налагаемого требованиями ПУЭ⎘ и ГОСТ Р 50571.3⎘ к распределительной линии. Хотя этими же НТД допускается увеличение времени отключения до 5 с в цепях, питающих распределительные, групповые, этажные и др. щиты и щитки.

Введение данного коэффициента К_согл и ступени ∆t конечно способствует селективному срабатыванию аппаратов при КЗ, но достоверную картину правильного выбора автоматов может показать только карта селективности. Поэтому Заказчики часто требуют её отражения в проекте.

Очень подробно про селективность написано в методичке АББ «Селективность АВ АББ в сетях низкого напряжения» 2007 года⎘, где авторы выделяют также токовую, временную, энергетическую и зонную селективности.

Соблюдая все указанные выше пункты при выборе и проверке АВ, нужно помнить также незначительную их особенность. А именно то, что минимальный ток срабатывания АВ при перегрузке равен 1,15..1,35-кратному номинальному току, то есть при переходе номинального порога автомата током нагрузки ещё не гарантируется его срабатывание.

В этой статье мы не коснулись вопроса количества полюсов АВ (нужно ли устанавливать двух- и четырёхполюсные АВ в однофазной и трёхфазной сети соответственно), не рассмотрели так называемые быстродействующие (токоограничивающие) выключатели, дифавтоматы и многое другое. Планируем коснуться этого позже. Разнообразие автоматов представлено в следующих статьях серии.

СЛУЧАЙ ИЗ ПРАКТИКИ. Поставщики высоковольтного электрооборудования, особенно иностранного, зачастую грешат установкой автоматических выключателей с заниженными параметрами. Это (возможно) удешевляет оборудование, не влияя на его работоспособность, но противоречит стандартам.

Один такой случай произошёл при монтаже высоковольтного разъединителя 110 кВ. В цепи питания привода разъединителя с рабочим током 2 А установлен АВ номиналом в 1 А. Время срабатывания автомата при двукратном превышении номинала, согласно время-токовой характеристике, от 20 до 100 с, время работы привода – не более 10 с. То есть двигатель привода хоть и работает в зоне перегрузки автомата, но за время его работы тепловая защита не успевает отработать.

Согласно ГОСТ Р 50571.4.43-2012 такой режим недопустим. Пункт 433.1 гласит: номинальный ток защитного устройства должен быть больше расчётного тока цепи и меньше длительно допустимого тока кабеля

Кстати, указанный ГОСТ 2012 года – это перевод европейского же стандарта МЭК 2008 года.

РЕКОМЕНДУЕМ К ПРОЧТЕНИЮ

В советские времена было нормой строить громоздкие сооружения на обширной территории. Это касалось и электрических подстанций. Отдавая дань прошлому, можно с уверенностью сказать, что строилось это надёжно, как говориться, на века. Но в современных условиях при строительстве и реконструкции подстанций нельзя не учитывать факторы, которые порой становятся важнее фактора надёжности. Такими аспектами могут быть и экономическая составляющая, и срок реализации, и недолговременное использование. Экономическая составляющая, в свою очередь, может идти флагманом, так как стоимость возведения, аренда излишней земли, убытки от простоя оборудования выходят на первый план при анализе затрат.

Какие они – подстанции сегодняшнего дня и ближайшего будущего, что можно улучшить с их помощью и какие задачи побуждают их создание? Ответы на эти вопросы – в продолжение темы блочных подстанций (начало см. в статье Блочно-модульные подстанции⎘).

Трансформаторная подстанция – это электроустановка, предназначенная для приема, преобразования и распределения электрической энергии, состоящая из трансформаторов или других преобразователей электрической энергии, устройств управления, распределительных и вспомогательных устройств.

Современные подстанции можно разделить на три типа: открытые блочные, закрытые блочно-модульные и мобильные. Всех их объёдиняет компактность и сжатые сроки строительства, что зачастую позволяет сэкономить на капитальных затратах без снижения качества продукции. Они могут создаваться как независимо друг от друга, так и в различных взаимных сочетаниях. Большинство технологических процессов при создании этих подстанций происходит на заводе-изготовителе, а на площадке строительства фактически происходит их досборка.

Итак, третий и наименее распространённый тип современных (быстровозводимых) подстанций: мобильные подстанции.

Мобильная подстанция – это трансформаторная подстанция, установленная на шасси.
Номиналы используемых мобильных подстанций: ПС 110/6(10), 35/6(10), 110/35, 10/6 кВ.

Мобильная подстанция (МПС) может применяться при ремонте и реконструкции стационарных подстанций – взамен выведенной части подстанции, временно – при увеличении нагрузок, а также при новом строительстве – с учётом соответствующего экономического обоснования.

Экономически применение МПС оправдывается минимальной занимаемой площадью. Для сравнения: мобильная подстанция 35/10 кВ устанавливается на площадке 20х7 метров, такая же стационарная – от 36х25 метров. Также для неё не нужно проводить экспертизу проекта – она поставляется как готовое изделие, а нужно лишь получить акт от Ростехнадзора. Преимуществом служит и небольшое время так называемого «разворота» (времени, затраченного от момента приезда подстанции на площадку до готовности к её включению): от паспортных двух дней до реальных двух-трёх недель.

Ниже рассмотрим некоторые уникальные особенности мобильной подстанции.
Возможна параллельная работа нескольких подстанций для получения необходимой мощности и степени надёжности.

Мобильную подстанцию необходимо устанавливать на подготовленную площадку, организовывать контур заземления по периметру, ограждать, предусматривать молниезащиту.

Подстанции с высшим напряжением 110 кВ располагаются на двух шасси, 35 и 10/6 кВ – на одном. В первом варианте КРУЭ-110 и силовой трансформатор занимают первый трал, ЗРУ-6(10) с ОПУ – второй. Во втором варианте ОРУ-35 может размещаться на седле трала, а трансформатор и ЗРУ-6(10) – на платформе.

В ЗРУ 6 (10) кВ располагаются:
- ячейки КРУ (КСО) 6 (10) кВ одностороннего обслуживания;
- шкафы релейной защиты и автоматики;
- шкафы системы постоянного оперативного тока с аккумуляторной батареей;
- трансформатор собственных нужд (ТСН) (в ячейке КРУ или КСО, либо выносится за пределы ЗРУ в специальном защитном кожухе);
- шкаф собственных нужд;
- шкаф системы телемеханики.

Используемые силовые трансформаторы: специального типа, уменьшенных габаритов.

Мощность подстанций 110 кВ: от 16 до 25 МВА включительно; 35 кВ: 4 –10 МВА.

Высоковольтные соединения выполняются кабелем, комплектными токопроводами (КРУЭ 110 кВ), а также неизолированными проводами или шинами. Неизолированные провода и шины применяются для оборудования до 35 кВ включительно и требуют установки дополнительных ограждений для соблюдения электробезопасности.

РУ низшего напряжения может быть универсальным, применимым как на напряжение 6, так и 10 кВ. В этом случае оборудование выбирается на номинал 10 кВ, в силовом трансформаторе предусматривается специальный привод для перевода с 6 на 10 кВ, а в ТСНе производится перевод схемы соединения обмотки ВН с треугольника на звезду.

Мощности ТСН, как правило, достаточно 40 кВА, что обеспечивает компактное его размещение.

Отходящие линии могут быть как кабельными, так и воздушными.
Для подключения питания ПС может понадобиться дополнительная установка стационарного линейного разъединителя 110 кВ либо монтаж линейного портала 35 кВ.

При размещении подстанции необходимо задуматься об организации связи: зоне покрытия сотовой сети или возможности подключения по другим каналам.

Как указывалось выше, МПС создаются в том числе для трансформации напряжения 110/35 кВ, что применимо в случае резервирования трансформаторов такого же класса напряжений. Устанавливаться они могут за пределами подстанций, на подходе к ним, в разрез существующих воздушных линий.

ЗРУ 35 кВ стандартного транспортного габарита не позволяет обеспечить необходимый коридор обслуживания из-за больших размеров ячеек, поэтому используется вариант увеличения внутреннего пространства с помощью лёгких конструкций по месту.

Компоновка оборудования должна учитывать нагрузочную способность трала, допустимую нагрузку на ось и транспортный габарит для передвижения по дорогам общего пользования. Для этого применяются низкорамные тралы грузоподъёмностью до 60 тонн.

Недостатками мобильных подстанций являются: ограниченное кол-во присоединений (от 3-х до 5-ти), ещё достаточно малый опыт эксплуатации, отсутствие отечественных производителей оборудования (в частности, силовых трансформаторов), сложность проезда в труднодоступные места.

СЛУЧАЙ ИЗ ПРАКТИКИ. Приезжаем к месту установки МПС. Она в работе: подключена к ВЛ 110 кВ, установлен линейный разъединитель для создания видимого разрыва, выполнено заземление и ограждение, трансформатор гудит. Всё выполнено качественно, с применением зарубежного оборудования. Смущает одно – исполнение маслоприёмника под трансформатором. На фото можно увидеть его качество. Выполнен он из листовой стали, сваренной между собой, образуя замкнутый борт под тралом поверх железобетонной площадки. Окрашен частично и имеет неэстетичный вид. Но не это главное!

Во-первых, герметичность такого сооружения в случае разлива трансформаторного масла не выдерживает никакой критики. Во-вторых, маслоприёмники под трансформаторы с объёмом масла до 20 т (в нашем случае – 12 т) допускается выполнять без отвода масла в соответствии с п.4.2.69 ПУЭ⎘, но для этого должны быть созданы определённые условия, чего выполнено не было. В-третьих, возникает вопрос: настолько ли важным является требование инспектирующих данный объект органов к установке оборудования для создания видимого разрыва со стороны питания (в соответствии с п.4.2.21 ПУЭ⎘ это является необязательным), в то время как не приняты меры по предотвращению развития аварии и охраны окружающей среды?

Ниже на фото представлены варианты решения данной проблемы.

Присоединяйтесь, чтобы не пропустить самое важное

В телеграм

РЕКОМЕНДУЕМ К ПРОЧТЕНИЮ

В условиях постоянного развития, стремительного изменения внешних условий человеку приходится приспосабливаться, совершенствоваться и подбирать новые ключи к дверям, открывающим путь в будущее. В данной статье хотелось бы поговорить об одном из таких ключей в энергетике: современных блочно-модульных подстанциях. Какие они – подстанции сегодняшнего дня и ближайшего будущего, что можно улучшить с их помощью и какие задачи побуждают их создание? Эти и другие вопросы осветим ниже.

Трансформаторная подстанция – это электроустановка, предназначенная для приема, преобразования и распределения электрической энергии, состоящая из трансформаторов или других преобразователей электрической энергии, устройств управления, распределительных и вспомогательных устройств.

Так выглядит большинство подстанций 35 кВ и выше, построенных ещё в советское время.

Современные (быстровозводимые) подстанции с высшим напряжением 35-110 кВ можно разделить на три типа: открытые блочные, закрытые блочно-модульные и мобильные. Всех их объединяет компактность и сжатые сроки строительства, что зачастую позволяет сэкономить на капитальных затратах без снижения качества продукции. Они могут создаваться как независимо друг от друга, так и в различных взаимных сочетаниях. Большинство технологических процессов при создании этих подстанций происходит на заводе-изготовителе, а на площадке строительства фактически происходит их досборка.

В этой статье рассмотрим первые два типа.

Итак, ОТКРЫТЫЕ БЛОЧНЫЕ ПОДСТАНЦИИ.

В состав этих подстанций входят трансформаторы и блочные распределительные устройства открытого типа.

Открытое блочное распределительное устройство (блочное ОРУ) – это электротехническое устройство, расположенное на открытом воздухе, служащее для приема и распределения электроэнергии трехфазного переменного тока, содержащее коммутационные аппараты, сборные и соединительные шины и поставляемое в собранном или подготовленном для сборки виде.

Номинальные напряжения представленных распределительных устройств (РУ): 35 – 110 кВ.

Блоки ОРУ могут комплектоваться типовым оборудованием (выключатели, трансформаторы тока и напряжения) и реклоузерами (с использованием датчиков тока и напряжения).

Ошиновка между блоками чаще всего жёсткая, из алюминиевого сплава. Она позволяет уменьшить габариты, соблюдая изоляционные расстояния (по ПУЭ⎘). Для жёсткой ошиновки нет необходимости в проверке на допустимое сближение во время короткого замыкания и расчета стрелы провеса. Но, как и для гибких проводов, необходима проверка на электродинамическую и термическую стойкость. Электродинамический расчет необходим для определения максимального механического воздействия на опорную изоляцию при ударном токе КЗ, термический – для определения нагрева проводника при КЗ и сравнения с предельно допустимым значением. Подробные расчеты приведены в ГОСТ Р 52736⎘.

Ошиновка должна обладать высокой прочностью, стойкостью к коррозии и хорошей свариваемостью. Для исключения деформаций опорных изоляторов и вводов оборудования ошиновка комплектуется температурными компенсаторами. Присоединение линий и трансформаторов гибкое (проводом типа АС, АСО в изоляции или без неё, СИП) – для сохранения целостности при вибрациях.

На ОРУ блочного исполнения, в отличие от ОРУ классического типа, помимо нескольких индивидуальных площадок обслуживания (у каждого шкафа управления и коммутации оборудования) может применяться единая площадка, связывающая все блоки и обеспечивающая проход вдоль всего оборудования без спуска на землю. Возможен также вариант без площадок обслуживания, что позволяет снизить затраты на строительство, но в таком случае возникает вопрос безопасности при обслуживании подстанции в зимний период при условии высокого снегового покрова.

Компоновка блочных ОРУ зачастую требует установки дополнительных внутренних ограждений. Они нужны для электробезопасности персонала в местах наземной установки трансформаторов напряжения, а также над шкафами и под шинами, где в целях уменьшения габаритов не соблюдаются изоляционные расстояния.

Вариантов электроснабжения собственных нужд тоже может быть несколько. Трансформаторы собственных нужд (ТСН) могут подключаться к шинам РУ низшего напряжения через выключатель, располагаться между силовым трансформатором и РУ низшего напряжения или стоять на вводе подстанции с защитой предохранителями. Первый способ наиболее характерен сетевым компаниям, так как наличие постоянного оперативного тока и присутствие обслуживающего персонала не вызовет сложности в случае аварии возобновить электроснабжение подстанции, а выключатель обеспечит надёжную релейную защиту ТСН. В нефтегазовой сфере при наличии удалённых необслуживаемых подстанций более остро встаёт вопрос дистанционного (через систему АСУ ТП) восстановления напряжения в послеаварийном режиме. Поэтому преобладают второй и третий способ подключения ТСН, так называемый ТСН до ввода.

Низковольтные кабельные сооружения на подстанции возможны в следующих вариантах:

1) наземные:
- железобетонные лотки поверх железобетонных брусков;

2) надземные:
- металлические лотки по сваям или металлическим стойкам;
- металлические кабельные эстакады.

Данные решения напрямую зависят от свойств грунта и климатических характеристик района. В любом случае от заглубленных кабельных лотков стараются отходить.

Компоновка подстанции должна обеспечивать подъезд машин и механизмов к оборудованию во время ремонта. Для этого при количестве ячеек больше двух предусматриваются сквозные проезды.

Одним из проблемных мест при проектировании и заказе подстанций является выбор изоляции между полимерной и фарфоровой. Опыт эксплуатации объектов сетевых компаний склоняет к возвращению фарфоровой изоляции, тенденция же заводов – наращивание производства оборудования с полимерной изоляцией. У каждого вида есть свои достоинства и недостатки. Чаша весов на сегодняшний день не может склониться в сторону однозначного выбора среди представленных вариантов.

Предпочтительным вариантом заземления подстанции является организация замкнутого контура из горизонтальных и вертикальных заземлителей, выполненных из оцинкованной стали.

Второй тип современных подстанций: ЗАКРЫТЫЕ БЛОЧНО-МОДУЛЬНЫЕ ПОДСТАНЦИИ.

В состав этих подстанций входят блочно-модульные распределительные устройства закрытого типа.

Блочно-модульное здание закрытого распределительного устройства (БМЗ ЗРУ) представляет собой здание из набора нескольких блоков транспортных габаритов со всем установленным и подключенным в заводских условиях основным и вспомогательным энергетическим оборудованием (приборами освещения, охранной и пожарной сигнализации, обогрева, вентиляции, кабельной продукцией и т.д.), за исключением отдельного оборудования, которое предназначено для установки в местах стыковки блоков или не допускает транспортировку в составе блоков по условиям транспортных вибраций, что обеспечивает минимальный объем работ по досборке.

В БМЗ может располагаться оборудование напряжением 0,4 – 35 кВ. Для РУ более высоких классов напряжения, в том числе элегазовых 110, 220 кВ и др., используются более габаритные, быстровозводимые каркасные здания. В этой статье их касаться не будем.

Использование закрытых РУ позволяет оградить оборудование от воздействия внешних факторов (низкой температуры, загрязнения и пр.). При этом можно применить изоляцию с меньшей длиной пути утечки – например, оборудование ЗРУ с изоляцией 2 см/кВ, что соответствует II степени загрязнения. На ОРУ же наиболее применимы значения 2,25 см/кВ для II степени загрязнения и даже 3,1 см/кВ – IV степени загрязнения.

Блочно-модульные здания позволяют разместить РУ внутреннего исполнения с выкатными (КРУ) или стационарными (КСО) элементами. КРУ, в свою очередь, может быть одностороннего или двустороннего обслуживания.

Согласно требованию п.4.2.83 ПУЭ⎘ «закрытые РУ разных классов напряжений, как правило, следует размещать в отдельных помещениях». Для этого монтаж здания производится двухрядным набором модулей с продольным и поперечным соединениями. Но ПУЭ⎘ также допускает установку всего оборудования РУ в одном помещении, если эксплуатироваться оно будет одной организацией. В данном случае «собрать» здание можно одним рядом из модулей только с поперечными связями, а низковольтное оборудование расположить в шкафах вдоль стен, напротив высоковольтного оборудования. Последний вариант является более распространённым, необходимо лишь учитывать все требования ПУЭ⎘ к коридору обслуживания оборудования.

При необходимости в ЗРУ можно выделить следующие помещения:
- высоковольтный отсек;
- отсек низковольтного оборудования;
- отсек ТСН.

ТСН в ЗРУ устанавливается герметичного исполнения, подключается кабелями, отсек оборудуется пандусом без отвода масла в маслосборник согласно требованиям п.4.2.102 ПУЭ⎘.

Помещение аккумуляторной допускается не предусматривать. При этом должны применяться герметичные аккумуляторные батареи с расположением в шкафу и установкой над ними вентиляционного зонта.

Варианты фундаментов БМЗ: свайный с ростверком или ленточный. Ленточный, в свою очередь, может быть монолитным или сборным из фундаментных блоков типа ФБС. Высота установки здания: до 1200 мм, со входной(-ными) площадкой(-ками). Количество входов, как и площадок, определяется длиной здания (см. п. 4.2.94 ПУЭ⎘).

Прокладка высоковольтных кабелей под зданием в земле недопустима, и осуществляется кратчайшим путём по опорным конструкциям с заходом в ячейку через отверстия в раме основания. Низковольтная разводка внутри помещений осуществляется по подвесным лоткам (коробам), вывод наружу через отверстия вверху стены (при наличии кабельных эстакад) либо в полу крайнего(-них) блока(-ков) (при применении на ОРУ лотков).

В блочно-модульном здании, как и в случае с блочным ОРУ, существуют свои «тонкие места», которые нельзя не учитывать. Например, это необходимость создания модулей допустимых габаритов для транспортировки и высоковольтный воздушный ввод через крышу.

Строгое соблюдение требований п.4.2.91 ПУЭ⎘: «при наличии коридора с задней стороны КРУ и КТП для их осмотра ширина его должна быть не менее 0,8 м» и «высота помещения должна быть не менее высоты КРУ, считая от шинных вводов, перемычек или выступающих частей шкафов, плюс 0,8 м до потолка или 0,3 м до балок» способствует возникновению негабарита. Поэтому очень часто при проектировании приходится использовать допущения ПУЭ⎘: «допускаются отдельные местные сужения не более чем на 0,2 м» и «допускается меньшая высота помещения, если при этом обеспечиваются удобство и безопасность замены, ремонта и наладки оборудования КРУ, КТП, шинных вводов и перемычек». Но наиболее распространённый выход из этой ситуации – использование оборудования с односторонним обслуживанием.

Высоковольтный воздушный ввод в блочно-модульное здание можно выполнить через проходные изоляторы, установленные в стене или на крыше. Ввод через крышу исключает необходимость использования шинных мостов внутри помещения, следовательно, снижается высота здания, но это влечет за собой проблемы в эксплуатации из-за возможных протечек при атмосферных осадках. Поэтому рождаются решения с высоковольтным вводом через стену.

Степень огнестойкости здания регламентируется в соответствии с местом его установки: для месторождений – может быть второй, для отдельностоящих подстанций – достаточно четвёртой.

Наружный слой стен и кровли изготавливается из металлического листа толщиной от 0,5 мм, материал утеплителя – со степенью горючести не менее Г1, В2, Д2, Т2, что в совокупности позволяет обеспечивать ЗРУ защиту от прямых ударов молнии, без использования дополнительных средств (таких, как молниеприёмники).

СЛУЧАЙ ИЗ ПРАКТИКИ. При проектировании БМЗ ЗРУ 6 кВ Заказчик предъявляет жёсткие требования к габаритам ячеек, но не ограничивая их в размерах, а наоборот:
- Ячейки должны быть стационарные, шириной 900 мм, глубиной не менее 1100 мм.

На вопрос:
- Зачем такие габариты? Большинство современных заводов выпускают более компактные ячейки. На том же пространстве можно разместить резервные.
Последовал ответ руководителя:
- А я их обслуживать как должен? У меня электромонтёры все габаритные, - показывая на живот, - не меньше меня. Один есть маленький, так я его даже уволить не могу – он напьётся, а я терплю. В ячейку, к трансформаторам тока, никто кроме него не залезет!

Присоединяйтесь, чтобы не пропустить самое важное

В телеграм

РЕКОМЕНДУЕМ К ПРОЧТЕНИЮ