Как подключиться к энергосистеме и запитать предприятие?

Принятие технических решений по электроснабжению начинается с утвержденного технологического задания на строительство завода (объекта) определенного состава; организацию производства; строительство цеха, отделения, участка.

По этим данным оценивают параметры электропотребления, опираясь, в частности, на комплексный метод расчета электрических нагрузок, и готовят материалы для получения технических условий на технологическое присоединение.

Сведения для выбора способа подключения

1. особенности энергосистемы и вероятных мест технологического присоединения к сетям электроснабжающей организации (соображения о 6УР);
2. данные по объектаманалогам и месту строительства. 

Определяющими на начальном этапе являются значение расчетного максимума нагрузки Рр = Ртах и число часов использования максимума, связанных с электропотреблением А = Ртах*Ттах.

Материалы для окончательного выбора схемы электроснабжения

1. генеральный план завода с размещением основных и вспомогательных производственных зданий и сооружений, основных подземных и наземных коммуникаций;
2. данные по электроемкости, удельным расходам электроэнергии, составу и характеру электрических нагрузок и электроприемников как технологических механизмов, так и вспомогательных устройств цехов и сооружений завода с выделением энергоемких агрегатов;
3. перечень объектов основного производственного, обслуживающего и подсобного назначения, энергетического хозяйства, включая сети и сооружения водоснабжения и канализации с указанием производственных показателей и объемнопланировочных архитектурных решений, сменности работы, структуры управления;
4. данные по характеру производства, условиям пожаро и взрывоопасное™, включая температуру, влажность, запыленность, агрессивность выделяемых веществ, загрязнение атмосферы и фунта;
5. требования к надежности электроснабжения отдельных производств, цехов, агрегатов и механизмов с выделением электроприемников особой группы первой категории по надежности электроснабжения;
6. данные по нагрузкам сторонних потребителей (субабонентов), подключаемых к заводским сетям;
7. геологические и климатические данные, включающие в себя: характер фунта в различных районах площадки завода, его состав, состояние, температуру, удельное тепловое и электрическое сопротивления; глубину промерзания фунта, уровень фунтовых вод, расчетную температуру почвы в зонах прокладки электрических коммуникаций, высоту площадки завода над уровнем моря, сейсмичность;
8. метеорологические условия, включающие в себя количество грозовых дней в году; скорость ветра; влажность; гололедность; максимальную, минимальную и среднюю температуры воздуха; наличие и характер загрязненности воздуха пылью, химически активными газами и парами, естественную освещенность;
9. основные чертежи (планы и разрезы) цехов и сооружений завода с установкой технологического и вспомогательного оборудования;
10. основные архитектурностроительные чертежи зданий и сооружений завода;
11. данные по силовому электрооборудованию (паспорта основных афегатов, в том числе электрические расчеты привода) и электроосвещению объектов завода;
12. сведения по организации электроремонта, возможности кооперации и специализации (в том числе по трансформаторномасляному хозяйству);
13. схема примыкающего района энергосистемы с характеристиками источников питания и сетей (внешнего электроснабжения);
14. данные по токам и мощности короткого замыкания на шинах источников питания; характеристика места присоединения (трансформатор и выключатель; магистральное, радиальное или концевое присоединение и параметры ЛЭП); требования к компенсации реактивной мощности со стороны энергосистемы, к устройствам релейной защиты, автоматики, связи и телемеханики.

Реальное принятие решений требует учета этих данных и самых различных технических, организационных, экономических, социальных и иных факторов. Но ценологические ограничения не дают возможности на стадиях формирования инвестиционного замысла, разработки обоснования инвестиций, тендера и бейсикпроекта получить все указанные материалы.

Квалификация специалиста электроснабженца определяется опытом и способностью принять лучшее решение, опираясь на имеющиеся сведения и оценивая значимость недостающих данных с точки зрения возможного изменения схемы и условий поставки оборудования в будущем.

Предварительные параметры электропотребления дают основание идентифицировать предприятие по электрической нагрузке и сформулировать предложения по 6УР. Для мини предприятий 2П6УР, электроснабжение которых осуществляется на напряжении до 1 кВ, выбор напряжения производится в исключительных случаях, как и для мелких предприятий ЗП6УР, для электроснабжения которых необходима установка одного или нескольких трансформаторов на напряжении 6, 10, 20 кВ.

Напряжение 2УР для мини потребителей принимается, как и для всех других близлежащих потребителей: оно может быть наиболее распространенным (380/220 В), устаревшим и ликвидируемым (220/127 В), считающимся перспективным (660/380 В), редким (500 В) или каким-либо вообще нестандартным.

Это же относится к электроснабжению мелких предприятий, для которых выбор высокого напряжения трансформатора определяется напряжением 6, 10, 20 кВ ближайшим (питающим) РП. При сдаче «под ключ» мелких и минипредприятий, в частности инофирмами (это же относится к отделениям и участкам средних и крупных предприятий), возможно установка оборудования с различным напряжением. Это требует установки переходных трансформаторов для обеспечения питания отдельных приемников или их групп, порождает трудности организации электроремонта.

Предложения (проектные проработки) по 6УР для средних, где необходимо формирование 4УР и возможен выход на оптовый рынок, и крупных 5П6УР предприятий связаны с особенностями субъектов электроэнергетики, к сетям или к генерирующим мощностям которых подключено предприятие напряжением 660 В целесообразно для предприятий с большой удельной плотностью электрических нагрузок, необходимостью по технологическим условиям отдалять подстанции ЗУР, наличием большого количества двигателей (более 100 до 630 кВт).

Основными параметрами, определяющими конструктивное выполнение элементов и построение высоковольтной сети 35 — 220 кВ, для линий электропередачи являются:

1. номинальное напряжение,
2. направление (откуда и куда осуществляется транзит электроэнергии)
3. протяженность,
4. количество цепей,
5. сечение провода;

Для подстанций:

1. сочетание номинальных напряжений,
2. количество и мощность трансформаторов,
3. схема присоединения к сети высшего уровня и компенсация реактивной мощности.

Из принятого ряда номинальных напряжений электрических систем (табл. 3.1) в нашей стране сложились две системы напряжений электрических сетей 110 кВ и выше: 110 — 220—500 кВ, достаточная для основных сетей нашей страны вплоть до середины 1980х гг.; 110 (154) —330—750 кВ, не получившая своего развития и вызывающая нарекания.

В свое время выбор рационального напряжения системы внешнего электроснабжения выполнялся в каждом проекте промышленного предприятия. Использовались обычно эмпирические формулы, применявшиеся:

Полученное расчетное значение напряжения округляют в большую сторону, ориентируясь на увеличение загрузки во времени.Сети напряжением ПО кВ являются основными распределительными сетями энергосистем, питающими крупные предприятия особо крупные имеют ввод на 220 и 330 кВ). По мере развития и роста напряжений электрических сетей, роста нагрузок потребителя растет и напряжение сети, предназначенной для распределения электроэнергии. Для потребителя на практике уже встречаются случаи, когда напряжение 110 и 220 (330) кВ выступает распределительным, замещающим 10 кВ. Развитие электрических сетей напряжением ПО кВ и выше характеризуется сетевым коэффициентом, составлявшим в бывшем СССР 1,74 км/МВт, и плотностью (отношение протяженности сетей и площади территории) электрических сетей 0,064 км/км2 (в США — соответственно 0,77 и 0,052).

Решение вопросов электроснабжения предприятия, связанных с присоединением их к сетям напряжением 110 кВ и выше, должно учитывать общие технические принципы построения сети на далекую перспективу, учитывать результаты развития электроэнергетики.

Долгосрочные исследования содержат большую неопределенность исходной информации, экстраполяционные методы прогноза становятся неприемлемыми. В большей степени возникает необходимость в профессиональнологическом анализе, оценивающем изменение технологии, уровни и размещение электрических нагрузок, изменение техникоэкономических критериев. На предприятиях следует резервировать коридоры для прохождения воздушных или кабельных ЛЭП, места для сооружения подстанций и подъезды для транспортирования трансформаторов.

Выбор проводников производится по нагреву, экономической плотности тока и условиям короны. При оценке различных вариантов электроснабжения нужно нагрев и плотность рассматривать в связи с величиной напряжения, которое необходимо для передачи ожидаемой расчетной мощности. Но все это, опирающееся (в пределе) на первую научную картину мира, фактически вероятностно (не строго) меняется вместе с изменением соотношения стоимости цветного металла, тарифа на электроэнергию, затрат на строительство и эксплуатацию.

Годовое число часов использования максимума активной нагрузки, принимаемого при выборе S, меньше и составляет 0,77S, характеризующего РТАХ каждой из подстанций 5УР и 4УР. Ориентировочно может быть принята плотность тока /эк = 1,1 А/мм2 для алюминиевых и сталеалюминиевых проводов при числе часов использования максимума нагрузки в год 3 000… 5 000 и coscp = 0,9.

Предельная длина линий, определенная техникоэкономическими расчетами при потере напряжения 10 %, составляет, например, 32 км при передаче мощности 10 МВт на напряжении 36,7 кВ; 75 км при передаче мощности 50 МВт на напряжении 115 кВ.

При оценке перспективы следует ориентироваться на уменьшение нормированного значения плотности тока с 1,0… 1,2 до 0,8 А/мм2, что уменьшит потери (тарифы на электроэнергию на обозримое время будут расти). При решении вопросов электроснабжения крупного предприятия следует избегать сближения смежных напряжений. Это увеличивает обобщенный коэффициент трансформации (ОКТ) и ведет к усложнению режимов и увеличению потерь электроэнергии. Значение ОКТ в сетях напряжением 110 кВ и выше достигло 2,5 кВ/А на 1 кВт установленной мощности электростанций. Если для промышленности принять ОКТ как отношение мощности трансформаторов, установленных на предприятии, к заявленной мощности, то он составит 4… 7, что не может быть признано нормальным. Следует избегать трансформаций с коэффициентом 1,5…2,0 (например, 220/110 кВ, 330/220 кВ). Для энергоемких производств целесообразнее сооружение ГПП 220/10 кВ.

Примерно 25 % воздушных линий (ВЛ) по протяженности выполняются двухцепными в сетях напряжением 110 кВ, 17 % — в сетях напряжением 220 кВ; ВЛ в сетях 330 кВ выполняются одноцепными.

При радиальной конфигурации электроснабжения ГПП предприятий двухцепные линии применимы, если потребителей 1й категорией можно обеспечить электроэнергией по линиям напряжением 10 кВ (в отдельных случаях — по 0,4 кВ) от ГПП и РП, подключенных к другой двухцеп ной линии. С точки зрения надежности две одноцепные ЛЭП предпочтительнее, но они требуют большего коридора. Средневзвешенное сечение проводов для ВЛ напряжением 110 кВ составляет около 150 мм2 и может быть рекомендовано 120… 185 мм2, для ВЛ напряжением 220 кВ — соответственно 240 и 300 мм2.

В предварительных расчетах следует ориентироваться на оптимальный уровень короткого замыкания, который не должен превышать для сети напряжением 110 кВ 31 кА, для сети напряжением 220 (330) кВ — 40 кА.

Способы подключения предприятий к энергосистеме

Следует различать два принципиальных случая подключения предприятия к энергосистеме: к подстанции (или главному распределительному устройству ТЭЦ на генераторное напряжение) и к линии электропередачи (ЛЭП). Присоединение к подстанции осуществляется через выключатель Q по одной из схем, представленных на рис. 3.1.

Наиболее распространены схемы 7 и 2. При трех и более системах (секциях) шин возможно более надежное электроснабжение потребителя: выключатель Q после его оперативного отключения через разъединитель присоединяется к нужной секции. При наличии обходной системы шин (схема 5) потребитель при отключении Q может питаться через обходной выключатель Qly предназначенный для внутристанционных переключений.

Присоединение предприятия к ЛЭП определяется конфигурацией (топологией) электрической сети, зависящей от географических условий, плотности и распределения электрических нагрузок. Возможные основные варианты схем присоединения представлены на рис. 3.2. Радиальная одинарная или двойная линия может, сделав кольцо, подключиться к тому же источнику питания (ИП). Возможны узловые схемы, при которых ИП больше чем два и линий больше чем три, и многоконтурные схемы, в которые входят несколько узловых точек.

Схема, представленная на рис. 3.2, а, применяется редко и встречается для питания потребителей III категории, предприятий в районах с небольшой нагрузкой, удаленных или в начале строительства. По этой схеме возможно питание потребителя от другого ИП, что фактически означает переход к схемам, представленным на рис. 3.2, д, е. Схема, представленная на рис. 3.2, б, наиболее распространена, количество присоединений (отпаек) к одной линии не должно быть больше трех. Если подстанция питается радиально по одной или двум линиям без отпаек, то ее называют тупиковой.

Подстанции, изображенные на рис. 3.2, а…г, называют ответвительными, а на рис. 3.2, д, е — проходными. Если через шины высокого напряжения (ВН) осуществляются перетоки мощности между отдельными точками сети, то подстанцию называют транзитной.

При решении вопроса о сооружении одной двухцепной ВЛ или двух ВЛ на разных опорах увеличение надежности сопровождается большими капитальными затратами (вложениями) и отчуждением земель. Надежность питания от линий на разных опорах, но по одной трассе увеличивается незначительно, а крупные аварии, вызванные климатическими условиями, повреждают линии независимо от их конструкции. Поэтому сооружение одноцепных ЛЭП требует обоснования, за исключением электроснабжения магистральных трубопроводов, электрифицированных железных дорог. В схеме равномерно загружаются обе линии, что минимизирует потери, не увеличиваются уровни токов короткого замыкания (КЗ), возможно присоединение подстанций 5УР по простейшей схеме.

Схемы, представленные на рис. 3.2, в…е, применяется в сетях напряжением 220— 110 кВ энергосистем при малых и средних мощностях нагрузок, на промышленных предприятиях при наличии нескольких источников питания и необходимости обеспечения высокой надежности схемы электроснабжения.

Средняя подстанция РП2, представленная на рис. 3.2, лс, обеспечивается как потребитель особой группы I категории. Для этой схемы следует учитывать неэкономичное потокораспределение, больший уровень токов КЗ, большую сложность оперативных переключений.

Способы подключения трансформаторов на подстанциях потребителя

Нормами технологического проектирования подстанций рекомендуются для РУ понижающих подстанций энергосистем схемы соединений, немного отличающиеся от аналогичных по напряжениям и числу присоединений схем, принятых для электростанций. Число трансформаторов понижающей подстанции обычно не более двух, тогда как на теплоэлектростанциях (ТЭС) оно обычно больше. Трансформаторы могут присоединяться по одному к сборным шинам только с помощью разъединителей, что объясняется редкими переключениями. На РУ электростанций каждый из блоков отключают (включают) по 10 — 20 раз в год, что требует наличия выключателя в цепи повышающего трансформатора. Для понижающих подстанций с мощными потребителями I категории одновременное отключение обоих понижающих трансформаторов (или AT) или питающих линий приводит к перерыву электроснабжения предприятий и большому ущербу. Наличие в системе резервной мощности никак не поможет потребителям данной подстанции.

На рис 3.3 приведены аналогичные подстанциям промышленных предприятий 5УР, 4УР типовые схемы соединения РУ 6 — 750 кВ понижающих подстанций энергосистем. Трансформаторы условно показаны двухобмоточными (они могут быть трехобмоточными и автотрансформаторами на напряжениях 220—750 кВ); все трансформаторы и автотрансформаторы устанавливаются с регулировкой (напряжения) под нагрузкой (РПН). Разъединители для упрощения, как правило, не показаны.

Схема линия—трансформатор (Л—Т) без коммутационной аппаратуры на ВН (рис. 3.3, а) применяется, если релейная защита линии на стороне питания охватывает понижающий трансформатор или если на выключатель линии со стороны питания передается телеотключающий сигнал при отказе трансформатора.

Схема Л—Т с предохранителем у трансформатора на высокое напряжение (рис. 3.3, б) применяется, если обеспечивается селективность работы предохранителя с защитой линий, присоединенных к стороне низкого напряжения (НН) трансформатора, и с защитой питающей линии, если от нее питаются еще и другие подстанции.

Схема Л—Т с отделителем на ВН (рис. 3.3, в) применяется для автоматического отключения отказавшего трансформатора от линия, питающей несколько подстанций, при невозможности применения схемы, представленной на рис. 3.3, б.

Схема с перемычкой (мостиком) между двумя Т применяется при двух питающих линиях, при необходимости перехода на питание от одной линии обоих трансформаторов — ручного (рис. 3.3, г) или автоматического с помощью выключателя в перемычке (рис. 3.3, д).

Выбор варианта производится с учетом местных условий сети и потребителей подстанции. Схема, представленная на рис. 3.3, д, применяется также при двустороннем питании или транзите мощности; при соответствующем обосновании в этой схеме вместо отделителей могут устанавливаться выключатели. При применении схемы, представленной на рис. 3.3, д9 при отказе выключателя в перемычке теряются все РУ В промышленности выключатель чаще всего устанавливают между разъединителями (в этом случае остается один мостик), что исключает автоматические переключения, но сохраняет возможность оперативной работы под нагрузкой.

В схемах, представленных на рис. 3.3, г, д, один из двух разъединителей перемычки нормально отключен.

Схема двойного мостика (рис. 3.3, е) применяется при двустороннем питании или транзите, допускающем разрыв связи между крайними линиями при отключении средней линии, а также при ревизии любого из двух выключателей. Эта схема не выполняет общее требование обеспечения возможности ремонта любого выключателя без перерыва питания присоединения. Поэтому для РУ НО кВ с тремя линиями и двумя трансформаторами, являющегося сетевым узлом, который может развиваться дальше, следует применить схему двойного мостика с обходным выключателем с пятью выключателями (рис. 3.3, ж).

Схема квадрата для РУ с двумя линиями и двумя трансформаторами (рис. 3.3, з) рекомендуется при напряжениях от 220 до 750 кВ. При этом на линиях не устанавливаются линейные разъединители. При увеличении числа линий до четырех при напряжениях 220—330 кВ следует перейти на схему, представленную на рис. 3.3, и, с установкой на всех линиях линейных разъединителей, т.е. на схему расширенного квадрата.

Схема расширенного квадрата предусматривает присоединение еще двух линий 220 — 330 кВ к тем двум углам квадрата, к которым присоединены трансформаторы по схеме, представленной на рис. 3.3, з; при этом на всех четырех линиях устанавливаются линейные разъединители.

В этой схеме отказ любой из двух линий, присоединенных к углам с трансформаторами» будет приводить к отключению вместе с линией и связанного с ней трансформатора; плановые отключения линии на ремонт также потребуют отключения трансформатора. В период ремонта одного из выключателей квадрата отказ среднего выключателя из трех оставшихся в работе приведет к потере трех линий и одного трансформатора.

Схема, представленная на рис. 3.3, /с, выполняется в РУ 110 кВ с числом присоединений до шести включительно, в том числе четырех линий и двух трансформаторов (AT).

Эта схема предусматривает выполнение одной рабочей и одной обходной систем шин; рабочая система шин секционируется на две части, связанные с помощью выключателя, который может быть использован также как обходной для поочередной замены выключателей линий при ремонте. В нор* мальном режиме этот выключатель соединяет секцию 1 рабочей системы шин с обходной системой шин, а затем с помощью шинной перемычки с двумя разъединителями по ее концам присоединяет этот выключатель к секции II рабочей системы шин. При необходимости использования этого выключателя в качестве обходного он предварительно отключается, после чего отключаются оба разъединителя в шинной перемычке между обходной системой шин и секцией II шин; при этом прекращается параллельная работа двух секций рабочей системы шин. Трансформаторы (AT) присоединяются к секциям шин только с помощью разъединителей.

Схема, представленная на рис. 3.3, по числу присоединений к РУ 110 — 220 кВ аналогична схеме, представленной на рис. 3.3, к, только в цепях трансформаторов установлены выключатели и они присоединяются к рабочей и обходной системам шин. Для связи секций и питания обходной системы шин установлен выключатель.