К основному оборудованию подстанции относятся силовые и измерительные трансформаторы, выключатели, разъединители и прочие устройства, выполняющие функции производства, передачи, трансформации или распределения электрической энергии, а также преобразования её в другой вид энергии.

Создание любого нового объекта энергетики начинается с выбора оборудования. Без определения основных характеристик технических устройств не обходится и реконструкция объектов. Ниже представлен минимальный набор параметров, необходимый для выбора основного оборудования подстанции, который сведён в отдельные раскрывающиеся таблицы.

1. Исходные данные для выбора оборудования

При выборе оборудования, в первую очередь, необходимо найти правильную точку отсчёта. Нужно понять, что является первостепенным исходным параметром, от которого зависит выбор остальных. Для подстанций такой отправной точкой можно с уверенностью назвать трансформаторы , а точнее — трансформаторную мощность. Второй «точкой» — являются присоединения подстанции.

Согласно п.125⎘ Постановления Правительства [1] технические характеристики оборудования и ошиновки не должны ограничивать допустимые токовые нагрузки трансформаторов, линейное же оборудование не должно ограничивать пропускную способность линий.

Существует номинальный ток I_ном, длительно допустимый I_дд и кратковременный (аварийный) I_ад ток перегрузки. Какое значение использовать при расчётах? По этому вопросу нет единого мнения, но попытаемся в нём разобраться.

2. Выбор оборудования в цепи трансформатора

Для трансформаторов, согласно п.474⎘ действующих Правил [2] допускается длительная перегрузка по току на 5%. А приказ Минэнерго [3] для крупных трансформаторов (110 кВ и выше) допускает завышение коэффициента допустимой длительной перегрузки (таблица 1⎘) до 1,25 (на 25% от номинала), в зависимости от температуры окружающего воздуха.

В любом случае при выборе оборудования в цепи трансформатора необходимо ориентироваться на длительно допустимый, а не аварийный, режим.

3. Выбор оборудования в цепи линии

Если оборудование устанавливается в цепи линии, нужно помнить о следующих особенностях при расчёте.

Кабельная линия характеризуется допустимой токовой нагрузкой I_ддКЛ (для некоторых кабелей данные можно найти в ГОСТ [4]) и коэффициентом кратковременной перегрузки (К_пер=1,13..1,17 согласно п.10.9⎘ ГОСТ). У проводов воздушной линии есть длительно допустимый I_ддВЛ и аварийно допустимый ток I_адВЛ (см. Приложение З⎘ СТО [5]).

При выборе оборудования, как правило, рассматривается длительно допустимый режим, то есть выбирается минимальное из указанных выше токовых значений. Но бывают исключения их этих правил, когда требуют выбрать линейный выключатель по I_адВЛ. Связано это, прежде всего с тем, что именно этот ток перегрузки для линии является максимально допустимым, хоть и ограниченное количество времени, — у выключателей же, согласно нормам, перегрузка не допускается. Подобным образом может быть выбран и разъединитель.

4. Какую температуру принять в расчётах?

Для определения некоторых значений допустимой перегрузки необходимо знать температуру окружающего воздуха. Согласно п.5.3⎘ ГОСТ [6] расчёты должны быть выполнены для нескольких режимов. Но принято считать, что летний режим максимальных нагрузок наиболее подходит для выбора оборудования. В этом режиме температура принимается для тёплого периода года с обеспеченностью 0,98, с округлением в большую сторону до значения, кратного 5 °С. Нужную температуру можно найти в таблице 4.1⎘ СП [7] или другом актуальном источнике по региону. Например, для Краснодара t=31°С, округляем её до 35°С; в Ханты-Мансийске t=25°С.

5. Раздел по выбору оборудования в составе проекта

После определения всех исходных параметров и проведения необходимых расчётов, в проекте (см. статью Электротехнические решения⎘) отображают основные характеристики проектируемого оборудования. Эти параметры представляются в табличном виде. Их набор должен быть минимален, но достаточен для заказа.

Для удобства весь объём информации сведён в отдельные раскрывающиеся таблицы.

6. Выбор и проверка основного электротехнического оборудования

Присоединяйтесь, чтобы не пропустить самое важное

В телеграм

РЕКОМЕНДУЕМ К ПРОЧТЕНИЮ

Резистивное заземление нейтрали сети — это преднамеренное электрическое соединение нейтрали генератора или специального заземляющего трансформатора с заземляющим устройством через активное сопротивление с целью подавления дуговых перенапряжений и феррорезонансных явлений при однофазном замыкании на землю.

Резистивное заземление является самым распространённым режимом в сетях СН за рубежом. С годами этот режим получает всё большее распространение и у нас. С чего начать, если принято решение о реализации такого режима в вашей сети? Попытаемся разобраться с этим вопросом, детально показав не только методику расчёта, но и отработав её на примере.

1. Особенности резистивного заземления

В предыдущем материале⎘ мы выделили основные факторы, от которых зависит выбор режима заземления нейтрали сети среднего напряжения. Как показывает опыт проектирования, на федеральном уровне не существует систематизированного способа решения данного вопроса, а сетевые и нефтегазовые компании используют индивидуальный подход по выбору нужного режима. И самые передовые из них идут по пути резистивного заземления нейтрали!

1. отсутствие дуговых перенапряжений;
2. исключение повреждений измерительных ТН из-за феррорезонансных явлений;
3. простая реализация релейной защиты;
4. отсутствие необходимости в немедленном отключении ОЗЗ (при высокоомном заземлении нейтрали);
5. относительная электробезопасность (при низкоомном заземлении нейтрали с отключением места повреждения).

1. необходимость отключения ОЗЗ (при низкоомном заземлении);
2. увеличение тока в месте повреждения (при низкоомном заземлении).

Как уже становится понятно, резисторы подразделяют на высокоомные и низкоомные. Хотя это разделение достаточно условно. Важно понимать основные аспекты: при высокоомном заземлении искусственно создаётся малый ток замыкания на землю, при низкоомном — большой; высокоомное заземление не требует немедленного отключения повреждения, низкоомное — предполагает это; высокоомное заземление может выполняться только при ΣI_с≤10А⎘, низкоомное — рекомендуется при больших значениях суммарных ёмкостных токов сети.

2. Как выбрать резистор для высокоомного заземления нейтрали

Высокоомное резистивное заземление нейтрали сети — это такое соединение нейтрали с заземляющим устройством, при котором создаётся активный ток, обеспечивающий длительную работу сети с ОЗЗ (на время поиска и отключения повреждённого участка) без перенапряжений и феррорезонанса.

Резистор можно подключить к трансформатору со схемой соединения Y_н/Δ: в нейтраль обмотки ВН (а) или во вторичную обмотку разомкнутого треугольника (б). Во втором случае магнитопровод трансформатора должен быть броневой конструкции.

Основные параметры резисторов: номинальное сопротивление R_ном, номинальная мощность P_ном, номинальное напряжение сети U_ВН, климатическое исполнение и категория размещения.

Обязательные условия при расчёте

где I_C — суммарный ёмкостный ток на секцию, расчёт см. здесь⎘.

Расчёт сопротивления резистора

для схемы а)

для схемы б)

где

Расчетная мощность трансформатора заземления нейтрали и резистора

Значение тока, протекающего через резистор в режиме ОЗЗ,

Итоговый ток однофазного замыкания на землю

Характеристики некоторых резисторов можно найти в Руководящих указаниях [2]

Таблицу можно редактировать. В результатах таблицы по умолчанию сделаны ошибки. Дважды нажмите «Выполнить расчёт» и ошибки будут исправлены. Для возвращения к исходному документу просто обновите страницу

3. Как выбрать резистор для низкоомного заземления нейтрали

Низкоомное резистивное заземление нейтрали сети — это такое соединение нейтрали с заземляющим устройством, при котором создаётся активный ток, ограничивающий дуговые перенапряжения, а также обеспечивающий быстрое и селективное отключение ОЗЗ и максимальный охват обмоток трансформаторов защитой от ОЗЗ.

Резистор подключается к нейтрали обмотки ВН трансформатора со схемой соединения Y_н/Δ или к нулевой точке специального фильтра нулевой последовательности ФНП. В сетях 6-10 кВ предпочтительным является второй вариант подключения.

Обязательное условие

Необязательное условие

Расчёт сопротивления резистора

C учётом того, что

где

К_Ч — коэффициент чувствительности защит,

К_Н — коэффициент надёжности,

К_БР — коэффициент броска ёмкостного тока в момент возникновения ОЗЗ,

выражение по определению сопротивления можно упростить

Значение тока, протекающего через резистор в режиме ОЗЗ

Итоговый ток однофазного замыкания на землю

Расчетная мощность трансформатора заземления нейтрали и резистора

Полученное значение мощности трасформатора (фильтра) можно определить, как импульсное (максимальное в течение 10 с), т.к. условие работы данного оборудования — кратковременное.

Если время ОЗЗ ограниченно, то мощность трансформатора может быть принята меньшей, с учетом его перегрузки, но выбор мощности в этом случае будет зависеть от перегрузочной способности конкретного типа трансформатора.

Например, если определено, что время протекания тока через обмотку трасформатора не превысит 4 с, то значение тока через резистор можно определить по выражению

где учтено, что по фазам обмотки ВН трансформатора в режиме ОЗЗ протекают одинаковые по величине токи, равные одной трети тока через нейтраль.

Мощность трансформатора тогда будет

Таблицу можно редактировать. В результатах таблицы по умолчанию сделаны ошибки. Дважды нажмите «Выполнить расчёт» и ошибки будут исправлены. Для возвращения к исходному документу просто обновите страницу

4. На что нужно обратить внимание при расчёте

Голубым цветом залиты изменяемые ячейки. Значения токов выводятся с зелёной или красной заливкой — при соответствии или несоответствии исходным условиям (2), (9), (10), (16).

Сопротивление резистора следует выбирать из предлагаемого номенклатурного ряда номиналом меньше полученного расчётного значения, номинальную мощность трансформатора — больше расчётной.

Дробные числа нужно писать через точку.

РЕКОМЕНДУЕМ К ПРОЧТЕНИЮ

Режим нейтрали сети — это способ эксплуатации сети, при котором в нейтраль трансформатора или генератора может быть включено оборудование, изменяющее величину тока однофазного замыкания на землю (ОЗЗ).

Изолированная нейтраль относится к тому режиму, когда она не имеет непосредственной связи с заземляющим устройством, присоединённые к ней приборы сигнализации, измерения и защиты имеют большое сопротивление, а величина тока ОЗЗ зависит только от конфигурации сети или климатических параметров.

Почему когда-то давно у внедрения изолированной нейтрали в стране было своё обоснование, а сейчас она обречена на исчезновение, объясняем в нашей статье.

1. Исторические факты

В начале прошлого столетия при строительстве новых ЛЭП предпочтение отдавали именно изолированной нейтрали сети. В 30-х годах ХХ века в дополнение к этому было принято решение о внедрении в сетях 6-35 кВ компенсации ёмкостного тока и обозначены предельные токи ОЗЗ (см. Расчёт ёмкостных токов замыкания на землю и выбор ДГР⎘). Распространению такого подхода были вполне логичные объяснения:

• возможность длительной работы сети при замыкании на землю в условиях недостаточного резервирования;
• хорошее состояние изоляции, способной выдержать кратное увеличение напряжения при ОЗЗ;
• малые токи замыкания на землю, способствующие электробезопасности

До сих пор большинство сетей СН в нашей стране (по разным источникам — от 70 до 80%) работают в режиме изолированной нейтрали. Хотя исходные параметры значительно изменились.

2. Особенности изолированной нейтрали

Существует много способов заземления нейтрали сети: от достаточно простых, глахозаземлённой или изолированной, до принципиально сложных, в виде комбинированного заземления через реактор с резистором или резистора, включённого во вторичную цепь специального заземляющего трансформатора.

1. возможность сохранения их в работе при ОЗЗ;
2. большая вероятность самоликвидации замыкания на землю;
3. возможность внедрения в регионах с большим удельным сопротивлением грунта.

Первое достоинство связано с тем, что ОЗЗ при такой схеме фактически не считается аварийным режимом.

Применение кабелей с бумажно-масляной изоляцией, как известно, способной к самовосстановлению, увеличивает вероятность удачного повторного включения линии после ОЗЗ в сети с изолированной нейтралью.

О внедрении в регионах с большим удельным сопротивлением грунта — чуть ниже.

1. дуговые перенапряжения и, как следствие, пробои в неповреждённых фазах при ОЗЗ;
2. возникновение резонанса в сети и, как следствие, выход из строя ТН при ОЗЗ;
3. большая вероятность развития многоместных замыканий при ОЗЗ в смежных кабелях;
4. сложность работы РЗ от ОЗЗ и отыскания места повреждения;
5. вероятность поражения людей и животных при ОЗЗ;
6. неспособность изоляции современных кабелей к самовосстановлению, что исключает повторное их включение после ОЗЗ.

Первые два недостатка взаимосвязаны. ОЗЗ — это самый распространённый вид повреждений в сетях с изолированной нейтралью, более 70% всех аварий связано с ним [2]. Возникающие в результате резонансных явлений при ОЗЗ дуговые перенапряжения кратностью до 3÷4U_ф становятся опасны в первую очередь для высоковольтных электродвигателей, генераторов, кабелей и ТН.

Замыкание разных фаз на землю у соседних кабелей исключает их длительную работу без отключения. Что перечёркивает первое (главное) достоинство этих сетей.

Сложность работы современных РЗ связана в первую очередь с её неселективностью.

Даже небольшой ток ОЗЗ, протекая через сопротивление ЗУ, создаёт на нём падение напряжения, которое может представлять опасность для людей и животных.

А последний недостаток в современных условиях «разбивает в пух и прах» второе достоинство этих сетей. Новые кабели из сшитого полиэтилена и этилен-пропиленовой резины не способны к самовосстановлению после пробоя, как уходящие на покой кабели с бумажно-масляной изоляцией, поэтому повторное включение заведомо обречено.

3. Международная практика

По последним данным в мире осталось только две страны, практикующие изолированную нейтраль в сетях среднего напряжения. Эти страны — Финляндия и Россия.

В Финляндии такой режим [3] применяется исключительно в воздушных сетях 20 кВ и связан, в первую очередь, с большим удельным сопротивлением грунта, которое там в 20÷50 раз выше среднеевропейских значений. Такое решение является исключительной мерой, позволяющей повысить чувствительность защит от ОЗЗ и обеспечить электробезопасность.

В России более миллиона километров ЛЭП продолжают работать в режиме изолированной нейтрали, и этому нет логичного объяснения.

Одной из последних стран, ушедших от изолированной нейтрали, уже в ХХI веке оказалась Италия. В 2000-х годах работа сетей СН в этой стране перешла на компенсированную нейтраль⎘.

В ряде европейских стран (Германии, Чехии, Австрии и др.) в сетях с резонансным заземлением нейтрали через ДГР параллельно устанавливается и резистор (выполняется комбинированное заземление).

Существует практика глухого заземления в сетях СН, но большинство стран заземляют нейтраль через низкоомный или высокоомный резистор⎘.

4. Выбор режима заземления нейтрали

Выбор режима заземления нейтрали сети зависит от многих факторов:

1. наличия вращающихся электрических машин;
2. величины однофазного тока замыкания на землю;
3. схемы построения РЗ от замыканий на землю;
4. электрической прочности изоляции электрооборудования;
5. возможности резервирования нагрузки;
6. электробезопасности;
7. наличия явновыведенной нейтрали сети;
8. типа сети — связанной с энергосистемой или работающей автономно.

Наличие высоковольтных электрических машин — самый главный фактор, на который нужно обратить внимание при выборе режима. Для предотвращения выгорания активной стали статора при ОЗЗ должно быть обеспечено быстрое отключение электродвигателя (или генератора) релейной защитой. Может быть поэтому именно нефтяные и газовые компании России, эксплуатирующие большое количество такого оборудования, сейчас являются флагманами ухода от изолированной нейтрали. В методических указаниях ОАО Газпром [2] имеется таблица с подробными вариантами выбора того или иного режима. Согласно ней можно заземлить нейтраль через высокоомный или низкоомный резистор, выполнить комбинирование заземление... но изолированной нейтрали там нет!

Величина суммарного ёмкостного тока ОЗЗ I_CΣ — второй по значимости фактор, от которого зависит выбор нужного направления. Об этом нашими соотечественниками написано много материалов. Если попытаться сформулировать кратко, то при I_CΣ≤10А рекомендуется высокоомное заземление, при I_CΣ>10А — низкоомное, компенсированное или комбинированное.

Действие защиты от ОЗЗ на сигнал или отключение может зависеть от исходных условий, таких как сохранение бесперебойности, вид обслуживания и пр.

По данным МУ [2] даже при небольших токах ОЗЗ (≤10А) значение амплитуды перенапряжений может достигать 3,5÷3,8-фазного напряжения U_ф. При токах от 10 до 20 А перенапряжения не превышают U_ф, но от 20 до 50 А перенапряжения могут быть до 2,7U_ф, а при расстройке компенсации на 15-30% перенапряжения равны (2,8÷3,0)U_ф. Обо всём этом нужно помнить, если известно, какое оборудование будет эксплуатироваться в сети, новое или старое, двигатели или трансформаторы.

Возможность резервирования, в свою очередь, не определяется лишь наличием или отсутствием АВР. Известны случаи [1], когда добиться сохранения сложного технологического процесса при автоматическом переключении питания с одного источника на другой не удаётся.

Об электробезопасности не нужно забывать при искусственном (даже кратковременном) увеличении тока ОЗЗ в сети с низкоомным заземлением, где токи могут достигать 1000А.

В сети 35 кВ реализовать заземление проще всего — на многих трансформаторах имеется явновыведенная нейтраль. В подавляющем большинстве сетей 6-20 кВ для этих целей понадобится отдельный специальный трансформатор (фильтр).

В случае объединения подстанций с различными схемами заземления нейтрали, релейная защита может работать некорректно, поэтому таких режимов следует избегать. В исключительных случаях допускается установка разделительного трансформатора для создания гальванической развязки.

Присоединяйтесь, чтобы не пропустить самое важное

В телеграм

РЕКОМЕНДУЕМ К ПРОЧТЕНИЮ

Электрические сети среднего напряжения (СН) России работают, как правило, с изолированной или компенсированной нейтралью. Они характеризуются низкими токами однофазного замыкания на землю (ОЗЗ), но большой ёмкостью фаз относительно земли, что представляет большую опасность для оборудования, людей и животных в аварийных ситуациях.

Чтобы избежать негативных последствий, при проектировании новой сети СН или реконструкции существующей требуется расчёт ёмкостных токов ОЗЗ и (при необходимости) выбор компенсирующего устройства в виде дугогасящего реактора (ДГР).

Один из способов расчёта суммарного ёмкостного тока ОЗЗ на шинах подстанции и определения основных параметров ДГР представим в табличном виде в настоящей статье.

1. Общие требования

Согласно правилам [1] и типовой инструкции [2] компенсация ёмкостного тока с применением ДГР должна выполняться при токах, превышающих следующие значения:

• 30 А — в сети 6 кВ;
• 20 А — в сети 10 кВ;
• 15 А — в сети 15-20 кВ;
• 10 А — в сети 35 кВ.

При этом ДГР должен быть подобран таким образом, чтобы степень расстройки его компенсации не превышала 5% — согласно правилам [1] и советской инструкции [2], либо 1% — согласно относительно свежим документам Россетей [3] и [4]. Современное оборудование способно автоматически подстроиться под любой из указанных диапазонов, поэтому не будем подробно останавливаться на этом.

2. Как определить ёмкостный ток замыкания на землю

Все линии, помимо активной составляющей, имеют реактивное сопротивление. Для сетей с изолированной нейтралью, особенно кабельных, наиболее характерна ёмкостная составляющая С реактивного сопротивления. И при возникновении короткого замыкания на землю в месте повреждения такой сети будет протекать суммарный ёмкостный ток I_CΣ присоединения.

Опустив все промежуточные выкладки, приведём основную формулу для расчёта ёмкостного тока ОЗЗ

где U_н — номинальное напряжение сети;

ω = 2 π f = 314 Гц — круговая частота сети;

C₀ — собственная ёмкость трансформаторных подстанций (высоковольтных двигателей);

C_лин — ёмкость линий электропередачи.

Как видно из формулы, получив все исходные параметры, рассчитать итоговое значение не составит труда.

3. Как выбрать ДГР

Зная теоретические основы электротехники, несложно догадаться, что для компенсации ёмкостного сопротивления сети необходимо лишь добавить в неё — индуктивное L. Для этого и предназначен ДГР. Он подключается в нейтраль «в голове» сети и настраивается в резонанс с её ёмкостью. Идеальный вариант с резонансной настройкой показан на рисунке ниже. Если невозможно добиться резонанса, то предпочтительным является режим с перекомпенсацией, согласно всё тем же нормам.

Расчётная мощность реактора Q_к, кВАр определяется по формуле:

При отсутствии данных о развитии сети мощность реактора следует увеличивать на 25%.

4. Расчёт

Допустим, мы имеем разветвлённую кабельную сеть (с воздушными участками), питаемую от одной из секций шин 10 кВ городской ПС 110 кВ, по пяти фидерам (Ф101-105). Известны тип и длина всех участков ЛЭП от ПС до конечной ТП, а также количество и номинальная мощность трансформаторов S_н во всех ТП.

Какой величины будет суммарный ёмкостный ток ОЗЗ в непосредственной близости от ПС? И какой ДГР установить на ПС для исключения негативного развития аварийной ситуации? Ответы на эти вопросы можно найти в таблицах.

Таблицы можно редактировать. Для добавления дополнительных параметров сети в таблицу 1 нажмите «добавить строку». В результатах таблицы 2 по умолчанию сделаны ошибки. Нажмите «Выполнить расчёт» и ошибки будут исправлены. Для возвращения к исходному документу просто обновите страницу

5. На что нужно обратить внимание при расчёте

Голубым цветом залиты изменяемые ячейки. Расчётные итоги, на которые необходимо обратить внимание, выводятся с зелёной и (или) красной заливкой. Если итоговое текущее значение I_озз находится в красной зоне, то ДГР необходим, для зелёной — его установка необязательна.

Расчёт выполнен для одной секции шин. Для двух-, четырёх- или многосекционных РУ необходимо выполнять расчёт на каждую из секций.

Рассмотренная в примере сеть взята из реального проекта и расположена в растущем городе-миллионнике России, поэтому итоги указаны с перспективой увеличения на 45%.

Таблицы наглядно показывают, что наибольшую ёмкость имеют кабельные линии, у трансформаторов и воздушных линий — она минимальна.

6. Полный список нормативных документов

Полный список документов, отражающих рассмотренные и не только — вопросы, с указанием конкретных пунктов, можно найти в разделах НТД и ТИПОВЫЕ по ссылке 1⎘ и ссылке 2⎘.

Там также есть:

• требования к дугогасящим реакторам;
• подключение дугогасящего реактора к ТСН;
• расчёт истинного значения тока дугогасящего реактора;
• установка дугогасящего реактора.

РЕКОМЕНДУЕМ К ПРОЧТЕНИЮ

База знаний — это библиотека, содержащая информацию, собранную по результатам решения предыдущих задач для устранения текущих проблем, помощи менее опытным сотрудникам и обучения искусственного интеллекта.

Настоящее руководство описывает весь функционал базы знаний на портале Энергетик.ру для возможности полноценного её использования.

1. Состав Базы знаний

В настоящий момент в Базу знаний включены:

• статьи по электротехнической тематике;
• нормативно-технические документы;
• типовые проекты.

В перспективе появятся:

• шаблоны и модели в формате разработки.

2. Статьи

В статьях отражены проблемы энергетической отрасли в целом и направления проектирования в частности, новшества, на которые следует обратить внимание, и способы оптимального решения текущих задач на основе опыта ранее выполненных работ.

3. НТД и типовые проекты

Здесь собран объёмный перечень документации, регламентирующий сферу электроэнергетики. Этот перечень может пригодиться при проектировании, строительстве или эксплуатации объекта. А документы скомпонованы таким образом, чтобы найти в одном месте все требования или решения по тому или иному вопросу: важно лишь правильно отфильтровать лишнее.

4. Сортировка

На документы, представленные во вкладке «НТД», можно привести ссылки в своём проекте, обосновав то или иное решение, «Типовые» — помогут выполнить работу подобным образом.

Сортировка по «разделам» выполнена в алфавитном порядке. Названия разделов включают важные вопросы, главы или тома, отражаемые в проекте.

«Подразделы» служат в качестве дополнения информации, не представленной в названиях разделов.

Перемещение групп по приоритету выполняется в пределах своего «раздела».

Документы в колонке «НТД» расставлены в порядке, рекомендуемом при изучении вопроса, отражённого в предыдущей колонке.

Ссылка в колонке «НТД (значение)» ведёт на документ (или пункт документа), расположенный на настоящем портале, сайте-правообладателе или ином авторитетном источнике.

5. Фильтрация

Отфильтровав по «разделу», «подразделу» или «НТД», можно понять качественный состав собранных вопросов.

С помощью этой функции по введённой поисковой фразе, слову или части слова можно найти необходимое «требование». Положение ключевого слова в «требовании» (в начале, конце или середине) не влияет на эффективность поиска. «Запуск» функции поиска выполняется вручную, клавишей «Enter», либо автоматически, спустя несколько секунд после ввода первой буквы в графе «Требование».

Требования могут дублироваться — это сделано для удобства поиска документа при фильтрации «раздела». В ближайшем будущем мы научим Базу знаний скрывать все неуникальные позиции при фильтрации, для исключения задвоения.

Переход по вкладкам может быть удобен для комплексного изучения того или иного вопроса.

Возможность «поделиться» доступна только зарегистрированным пользователям — отфильтрованный список документов можно передать ссылкой из командной строки браузера. Пример — здесь⎘.

Для сброса фильтрации недостаточно обновления страницы, необходимо нажать «Сбросить фильтр» — обновление произойдёт через 1-2 секунды (при условии достаточной скорости подключения к сети).

6. Дополнительная информация

Стрелка влево (или вправо) в колонке «НТД (значение)» означает, что в решении этого вопроса Вам может помочь документ в соседней вкладке, «НТД»⎘ или «Типовые»⎘ соответственно.

Присоединяйтесь, чтобы не пропустить самое важное

В телеграм

РЕКОМЕНДУЕМ К ПРОЧТЕНИЮ

Трансформатор собственных нужд (ТСН) — это силовой трансформатор, предназначенный для питания вспомогательных устройств переменного тока, обеспечивающих работу подстанции.

Как рассчитать мощность ТСН для всего многообразия подстанций, существует ли универсальный способ для этого, а также на что необходимо обратить внимание при выборе ТСН, читайте в этой статье.

1. Общие требования

Питание потребителей собственных нужд ПС должно осуществляться от двух независимых источников (для ПС 330 кВ и выше — от трёх источников). В качестве основных источников, как правило, выступают ТСН, в качестве дополнительного — дизель-генератор или внешняя сеть.

ТСН могут подключаться к шинам РУ низшего напряжения (чаще всего — РУ 10 кВ) через выключатель, располагаться между силовым трансформатором и этим РУ или стоять на вводе подстанции с защитой предохранителями (например, ТСН 35/0,4 кВ на ПС 35 кВ). Схема работы в паре организуется по принципу неявного резерва, то есть раздельно, с АВР.

2. Как рассчитывается мощность ТСН

Мощность ТСН определяется суммарной мощностью всех потребителей

Для ПС без обслуживающего персонала в нормальном режиме допускается загружать ТСН не более чем на 50% согласно СТО Россетей [1] и [2]

Для обслуживаемых ПС этот показатель не нормируется, но при определении оптимальной загрузки трансформатора следует ориентироваться на рекомендации производителей и возможную перегрузку в послеаварийном режиме. В данном случае мы рекомендуем принимать 65%

Активная нагрузка отдельного потребителя определяется выражением

Его реактивная нагрузка

Коэффициент спроса K_с для разного рода нагрузки ПС можно найти в Приложении А⎘ СТО [3].

3. Расчёт мощности ТСН

Допустим, мы имеем современную подстанцию 110/10 кВ без постоянного обслуживающего персонала. Схема ОРУ № 110-9, с 4 транзитными линиями. Высоковольтные выключатели — элегазовые баковые.

В результатах таблицы 3 по умолчанию сделаны ошибки. Нажмите «Выполнить расчёт» и ошибки будут исправлены. Для возвращения к исходному документу просто обновите страницу.

4. На что нужно обратить внимание при расчёте

Голубым цветом залиты изменяемые ячейки. Расчётные итоги выводятся с зелёной или красной заливкой.

Расчёт выполнен для установки двух ТСН. В случае однотрансформаторных ПС полученный коэффициент загрузки в нормальном режиме необходимо увеличить в 2 раза.

В нормальном режиме суммарная мощность потребителей (из таблицы 1) равномерно нагружает оба трансформатора. В ремонтном режиме в работе только один ТСН, а к основным потребителям добавлена ремонтная нагрузка (из таблицы 2).

Итоги расчётов показали, что ТСН выбран правильно. Наибольшая загрузка в нормальном режиме составила 42% (что меньше 50%), ремонтная — не превысила длительно допустимую (1,05S_ном — согласно п.474⎘ ПТЭЭС [4]).

Суммарный коэффициент реактивной мощности tgφ может быть интересен для определения необходимости её компенсации. В данном материале этот параметр приведён для информации и не вносит поправки в расчёты. Достаточно помнить, что его значение (в случае подключения к внешней сети) ограничено требованиями Минэнерго [5] и для 0,4 кВ не должно превышать 0,35.

5. Дополнительная информация по выбору ТСН

Дополнительная информация по вопросу установки ТСН на подстанциях собрана в разделе НТД и доступна по ссылке 1⎘ и ссылке 2⎘.

Там, в частности, можно найти:

• общие требования к собственным нуждам ПС;
• допустимые схемы соединения трансформаторов;
• правила включения трансформатора тока в нейтраль ТСН;
• категории электроприёмников по надёжности.

Пусконаладочные работы (ПНР) — это комплекс работ, выполняемых на завершающей стадии строительства, реконструкции или капитального ремонта объекта для качественной оценки вводимого оборудования.

Запуск любого объекта энергетики, как правило, осуществляется после пусконаладки, комплексного опробования и приёмки в эксплуатацию. Первое — находится в зоне ответственности подрядной организации, второе и третье — непосредственного заказчика (застройщика). Последующий ввод электроустановки в эксплуатацию по проектной схеме производится после получения разрешения от органов Ростехнадзора и органа исполнительной власти, выдавшего разрешение на строительство (последнее — по необходимости).

Настоящая статья не ставит своей целью рассказать о правилах ввода в работу оборудования — на это составляются отдельные программы ПНР, она призвана лишь сформировать укрупнённый состав этих работ, обычно отражаемый в ведомости ПНР.

1. Кому может быть полезна эта статья

Кажется очевидным, что данная работа в первую очередь призвана на помощь наладчикам, выполняющим свои должностные обязанности. Но наиболее остро этот вопрос встаёт ещё на этапе проектирования. Дело в том, что раньше стоимость этих работ на этапе ПД учитывалась укрупнённо, процентным отношением от стоимости оборудования, и необходимости в детальном описании этих работ у проектировщика не возникало. После введения Методики [1] многое изменилось, и теперь без составления ведомости ПНР не обходится ни один проект.

Главные лица, кому призвана помочь данная статья: специалист сметной части проекта и инженер (инженеры), участвующий в составлении ведомости объёмов работ.

2. Источники информации

В качестве основных источников информации использовано несколько документов. Часть исходной информации содержится в главе 1.8 ПУЭ [2], более детальный состав работ можно найти в СТО Россетей [3], наименования и шифр расценок — в сборниках [4], [5]. Срок действия старой редакции Правил технической эксплуатации [6] уже истёк, но именно этот документ, по нашему мнению, наиболее удобен в работе — приложение с нормами испытаний авторы не включили в последнюю версию документа.

3. Пояснения к ведомостям ПНР

Для удобства весь объём ПНР по оборудованию сведён в отдельные раскрывающиеся таблицы. Таблицы скомпонованы по разделам согласно составу ПД. Порядок таблиц внутри разделов определён на основании запросов пользователей в сети Интернет, от наиболее актуального — к наименее.

Значения в графе «количество» приняты в соответствии с типовыми программами ПНР. Например, измерение сопротивления изоляции должно производиться мегаомметром у кабелей, объединённых вместе по принципу функционального назначения (цепи переменного тока, постоянного тока, выходные, отключения, сигнализации и пр.), то есть пучками. Испытания всех элементов тоже требуются не всегда. Непоследнюю роль в количественном определении той или иной позиции играют затраты человеческого труда (чел*ч), указанные в последнем столбце сборников. Согласно ним количество измерений и испытаний обмоток ТН и ТТ принято по количеству оборудования, а не обмоток.

4. Ведомость ПНР основного оборудования

ПНР выключателя

ПНР кабеля

ПНР трансформатора

ПНР шкафа

ПНР заземления

ПНР генератора

ПНР трансформатора тока

ПНР разъединителя

ПНР изоляции

ПНР трансформатора напряжения

ПНР комплектного распределительного устройства (КРУ)

ПНР реактора

ПНР ограничителя перенапряжений (ОПН)

ПНР конденсатора

ПНР системы оперативного постоянного тока (СОПТ)

ПНР ВЧ заградителя

5. Ведомость ПНР оборудования РЗА

ПНР шкафа зажимов

ПНР шкафа противоаварийной автоматики (ПА)

ПНР шкафа защиты трансформатора

ПНР шкафа оперативной блокировки разъединителей (ОБР)

ПНР центральной сигнализации (ЦС)

ПНР шкафа основных защит линии

ПНР регистратора аварийных событий (РАС)

ПНР шкафа резервных защит и автоматики управления выключателем (АУВ)

ПНР релейной защиты комплектного распределительного устройства (РЗ КРУ)

ПНР шкафа дифференциальной защиты шин (ДЗШ)

ПНР шкафа высокочастотной защиты линии (ВЧ защит)

Комплексное опробование

6. Ведомость ПНР оборудования АСУ ТП (ССПИ, телемеханики).

ПНР ССПИ (телемеханики)

ПНР АСУ ТП

7. Ведомость ПНР оборудования связи.

ПНР шкафа связи

СЛУЧАИ ИЗ ПРАКТИКИ. Самой распространённой ошибкой в сметах на ПНР является задвоение объёмов. Например, принимается расценка на наладку силового трансформатора, а после неё идут расценки на испытание вводов и фазировка, работы в которых уже учтены первой расценкой.

Частой ошибкой также является неправильный подсчёт «количества». В частности, при измерениях изоляции кабелей или испытаниях автоматических выключателей ошибочно ведут подсчёт по количеству рассматриваемых единиц.

Обращаем внимание, что в общих положениях и вводных указаниях сборников [4], [5] можно найти информацию о том, что включают в себя те или иные расценки. Только проанализировав эту информацию, можно исключить задвоения по определённым видам работ.

Согласно большинству рекомендаций от производителей оборудования измерения и испытания целесообразно проводить для групп кабелей, но не по отдельности. А в соответствии с  п.1.8.37 ПУЭ [2] в электроустановках проверяются все вводные и секционные выключатели, выключатели цепей аварийного освещения, пожарной сигнализации и автоматического пожаротушения, а также не менее 2% выключателей распределительных и групповых сетей.

РЕКОМЕНДУЕМ К ПРОЧТЕНИЮ

При получении технико-коммерческого предложения на выполнение того или иного проекта потенциальный заказчик часто задаётся следующим вопросом. Как сформировалась указанная сумма? Тем самым, просит обосновать стоимость проектирования.

На этот главный вопрос попытаемся ответить в нашем новом материале, осветив существующие методики экономической оценки проекта. Помимо этого определим, насколько справедливы эти методики по отношению к проектировщику энергетической отрасли. И предложим своё решение проблемных вопросов.

1. Смета на ПИР

Ввиду того, что любой проект — это, в большинстве своём, результат интеллектуального труда, то стоимость проектно-изыскательских работ (ПИР) принято оценивать трудозатратами, а обосновать её можно только сметой.

Существует несколько способов составления сметы на ПИР. Она может:

• состоять из набора расценок на тот или иной вид проектных работ;
• выводиться в процентном отношении от прогнозируемой укрупнённой стоимости строительства;
• выводиться в процентном отношении от стоимости строительства объекта-аналога;
• определяться на основе известной стоимости строительства;
• содержать расчёт на основе трудозатрат.

У всех этих способов есть свои достоинства и недостатки. В нашей работе подробнее остановимся только на одном из них. Выполним расчёт проектирования на основе уже известной стоимости строительства.

• он недостаточно объективен;
• он не работает до окончания проектирования, а служит обоснованием стоимости ПИР при закрытии работ.

• он справедлив по отношению ко всем участникам рабочего процесса.

Давайте рассмотрим пример.

Выполнен проект замены воздушных высоковольтных выключателей 110 кВ — на элегазовые. Такие проекты наиболее распространены в текущих реалиях обновления старого фонда подстанций, а их основной объём при проектировании можно найти в нашем прошлом материале⎘.

При составлении сметы на разработку ПД (для упрощения) учтён только сам процесс проектирования, без предпроектного обследования, инженерных изысканий и разработки закупочной документации, — для них предусматриваются отдельные сметы.

Итоговая стоимость в смете приведена ко 2-му кварталу текущего года.

Стоимость составила 3,62 млн. рублей без НДС

2. Трудозатраты ПД

Как уже было сказано, объективно оценить работу проектировщика можно только трудозатратами.

Продолжим пользоваться примером.

В таблице 2 в отдельные этапы выделены разработка и согласование ПД, а также сопровождение экспертизы. Здесь участвуют непосредственные исполнители работ, кроме этого сотрудники, выполняющие проверку и нормоконтроль. 20 рабочих дней в таблице составляют календарный месяц (принято условно); соответственно, 60 дней — это 3 календарных месяца.

Прочие расходы обычно отражают затраты на выпуск документации, внеплановый выезд на объект и непредвиденные затраты. Накладные включают в себя административно-хозяйственные расходы (оплата труда административно-хозяйственного персонала, работников аппарата управления, расходы на установку программных средств, эксплуатацию и сервисное обслуживание компьютерной техники и т.д.), расходы на обслуживание работников, платежи по кредитам и прочее. Рентабельность подразумевает получение выгоды от процесса проектирования.

Объём проектирования определён, в первую очередь, Положением [1], во вторую — техническим заданием заказчика, в третью — опытом. Продолжительность проектирования отражает реальное время выполнения работ, но не превышает нормируемого СТО Россетей [2].

Что можно здесь увидеть? Количество позиций в таблице наглядно показывает — насколько трудоёмким является проектирование на этапе ПД. Зарплаты сотрудников не выдерживают никакой конкуренции на рынке труда. Анализ последних строк таблиц 1 и 2 демонстрирует, что организация на этом проекте ничего не заработала. А загрузку персонала при работе над проектом пришлось оптимизировать, сокращая время участия специалистов в пользу других проектов.

3. Оценка стадии РД

При внимательном изучении сметы на ПИР можно обратить внимание на стадийный коэффициент Кст. Для ПД он принимается равным 0,4 (то есть 40% от итоговой стоимости), для РД — 0,6. Эти значения закреплены многими справочниками и методическими указаниями (не будем их приводить в нашем материале) и подразумевают, что трудоёмкость на стадии ПД в 1,5 раза меньше трудоёмкости на стадии РД.

Выясним: так ли это в нашем примере.

Начнём со сметы.

Как и предполагалось, стоимость проектирования выросла в 1,5 раза и уже составляет 5,43 млн. рублей без НДС. Напомним — это без учёта ПД.