АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО ОТКРЫТОГО ТИПА

ОРДЕНА ТРУДОВОГО КРАСНОГО ЗНАМЕНИ

ВСЕРОССИЙСКИЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ,

ПРОЕКТНО-КОНСТРУКТОРСКИЙ ИНСТИТУТ

ТЯЖПРОМЭЛЕКТРОПРОЕКТ имени Ф.Б.Якубовского

 

 

ПРОЕКТИРОВАНИЕ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ

 

Нормы технологического проектирования

 

1-я редакция

 

НТП ЭПП-94

 

 

Главный инженер института  А.Г. Смирнов Начальник технического отдела  А.А. Шалыгин Ответственный исполнитель  Л.Б. Годгельф

 

 

1. Область применения

 

1.1. Настоящие нормы технологическогопроектирования (НТП) содержат основные указания по проектированию системэлектроснабжения напряжением свыше и до 1 кВ вновь строящихся иреконструируемых промышленных предприятий и приравненных к ним потребителей.

1.2. Настоящие НТП следует рассматриватьсовместно с требованиями гл. 1.2 ПУЭ "Электроснабжение и электрическиесети" [1].

1.3. Требованиями НТП следуетруководствоваться при проектировании систем электроснабжения и подстанцийпромышленных предприятий всех министерств и ведомств, получающих электроэнергиюот сетей энергосистем и от собственных электростанций.

К системам электроснабжения подземных,тяговых и других специальных установок могут быть предъявлены дополнительныетребования.

1.4. НТП заменяют собой строительныенормы Госстроя СССР СН 174-75 "Инструкция по проектированиюэлектроснабжения промышленных предприятий".

 

2. Общие требования

 

2.1. Основными определяющими факторамипри проектировании электроснабжения должны быть характеристики источниковпитания и потребителей электроэнергии, в первую очередь требование, кбесперебойности электроснабжения с учетом возможности обеспечениярезервирования в технологической части проекта, требования электробезопасности.

2.2. Подключение систем электроснабженияпромышленных предприятий к сетям энергосистем производится согласно техническимусловиям на присоединение, выдаваемым энергоснабжающей организацией всоответствии с Правилами пользования электрической энергией [2].

2.3. Схемы электроснабжения промышленныхпредприятий должны разрабатываться с учетом следующих основных принципов:

2.3.1. Источники питания должны бытьмаксимально приближены к потребителям электрической энергии.

2.3.2. Число ступеней трансформации ираспределения электроэнергии на каждом напряжении должно быть минимальновозможным. 

2.3.3. Распределение электроэнергиирекомендуется осуществлять по магистральным схемам. В обоснованных случаяхмогут применяться радиальные схемы.

2.3.4. Схемы электроснабжения иэлектрических соединений подстанций должны быть выполнены таким образом, чтобытребуемый уровень надежности и резервирования был обеспечен при минимальномколичестве электрооборудования и проводников.

2.3.5. Схемы электроснабжения должны бытьвыполнены по блочному принципу с учетом технологической схемы предприятия.Питание электроприемников параллельных технологических линий следуетосуществлять от разных секций шин подстанций, взаимосвязанные технологическиеагрегаты должны питаться от одной секции шин.

Питание вторичных цепей не должнонарушаться при любых переключениях питания силовых цепей параллельныхтехнологических потоков.

2.3.6. При построении схемыэлектроснабжения предприятия, электроприемники которого требуют резервированияпитания, должно проводиться секционирование шин во всех звеньях системыраспределения электроэнергии, включая шины низшего напряжения цеховыхдвухтрансформаторных подстанций.

2.3.7. Все элементы электрической сетидолжны, как правило, находиться под нагрузкой. Наличие резервных неработающихэлементов сети должно быть обосновано.

2.3.8. Следует применять, как правило,раздельную работу линий, трансформаторов. В обоснованных случаях, посогласованию с энергоснабжающей организацией, может быть допущена параллельнаяработа элементов системы электроснабжения (см. п. 6.33).

2.3.9. Выбор мощности трансформаторов исечений проводников следует производить с учетом устанавливаемых средствкомпенсации реактивной мощности.

2.4. При проектировании системыэлектроснабжения промышленного предприятия совпадение планового ремонта иаварии или наложение аварии на аварию следует учитывать только дляэлектроприемников особой группы Iкатегории и при технико-экономическом обосновании для электроприемников I категории производств со сложнымнепрерывным длительно восстанавливаемым технологическим процессом.

2.5. На каждом промышленном предприятиидолжна предусматриваться возможность централизованного отключения в часымаксимума нагрузки энергосистемы или в периоды режимных ограничений в подачеэлектроэнергии (послеаварийные или ремонтные режимы) электроприемников,отнесенных к III категории по бесперебойностиэлектроснабжения.

2.6. При проектировании энергоемкихпромышленных предприятий должны быть рассмотрены совместно с заказчиком:

2.6.1. Возможность отключения иличастичной разгрузки крупных электроприемников в целях снижения электрическойнагрузки предприятия в часы максимума нагрузки энергосистемы.

2.6.2. Экономическая целесообразностьдополнительной установки крупных технологических агрегатов в целях ихотключения или разгрузки в часы максимума нагрузки энергосистемы.

2.7. Выбор типа, мощности и другихпараметров подстанций, а также их расположение должны обусловливаться значениеми характером электрических нагрузок и размещением их на генеральном планепредприятия. При этом должны учитываться также архитектурно-строительные иэксплуатационные требования, расположение технологического оборудования,условия окружающей среды, требования взрывопожарной и экологическойбезопасности.

2.8. Схемы электрических соединенийподстанций и распределительных устройств должны выбираться исходя из общейсхемы электроснабжения предприятия и удовлетворять следующим требованиям:

обеспечивать надежность электроснабженияпотребителей и переток мощности по магистральным связям в нормальном и впослеаварийном режимах;

учитывать перспективу развития;

допускать возможность поэтапногорасширения;

учитывать широкое применение элементовавтоматизации и требования противоаварийной автоматики;

обеспечивать возможность проведенияремонтных и эксплуатационных работ на отдельных элементах схемы без отключениясоседних присоединений.

2.9. При выборе числа и мощноститрансформаторов подстанций промышленных предприятий следует учитывать следующиеположения:

2.9.1. Число трансформаторов принимается,как правило, не более двух. Установка более двух трансформаторов может быть приняталишь при соответствующем обосновании в проекте.

В первый период эксплуатации припостепенном росте нагрузки допускается установка одного трансформатора приусловии обеспечения резервирования питания потребителей по сетям низшегонапряжения.

2.9.2. Мощность трансформатороввыбирается так, чтобы при отключении любого из них оставшиеся в работеобеспечили с учетом допустимых перегрузок трансформаторов питаниеэлектроприемников, необходимых для продолжения работы производства.

2.9.3. На подстанции рекомендуетсяустанавливать трансформаторы одинаковой мощности.

2.9.4. Однотрансформаторные подстанцииследует применять для питания электроприемников IIIкатегории. Однотрансформаторные подстанции могут быть также применены дляпитания электроприемников II категории, если обеспечивается требуемаястепень резервирования питания по стороне низшего напряжения при отключениитрансформатора.

2.9.5. При росте электрической нагрузкисверх расчетного значения увеличение мощности подстанции рекомендуетсяпроизводить путем замены трансформаторов более мощными, что должно бытьпредусмотрено при проектировании строительной части подстанции. Установкадополнительных трансформаторов на действующей подстанции должна бытьтехнико-экономически обоснована.

2.9.6. Выбор мощности трансформаторов,питающих резкопеременную нагрузку, следует производить по среднеквадратичнойнагрузке, частоте и значениям пиков тока, как правило, по согласованию сзаводом - изготовителем трансформатора.

2.9.7. Указания по выбору числа имощности трансформаторов цеховых ТП приведены в пп. 6.4.3 - 6.4.10.

2.10. Допустимые перегрузки впослеаварийном режиме для масляных трансформаторов следует определять согласнотребованиям ГОСТ 14209-85 [3], при этом для подстанций промышленных предприятийследует учитывать следующие условия [4]:

2.10.1. Расчетную суточнуюпродолжительность аварийной перегрузки принимать при односменной работе 4 ч,при двух сменной 8 ч, при трехсменной 12-24 ч.

2.10.2. Допустимые аварийные перегрузкитрансформаторов определять по табл. 2 приложения 3 указанного стандарта сучетом вида их установки:

2.10.2.1. Для трансформаторов,установленных на открытом воздухе, - в зависимости от эквивалентной годовойтемпературы охлаждающего воздуха района размещения подстанции, определяемойсогласно п. 6 приложения 2;

2.10.2.2. Для трансформаторов,установленных в закрытых камерах или в неотапливаемых помещениях (цехах), - приэквивалентной годовой температуре 10 ЦЕЛ;

2.10.2.3. Для внутрицеховых подстанций,установленных в отапливаемых цехах, - при эквивалентной годовой температуре 20ЦЕЛ.

2.11. Для наружной установки должныприменяться масляные трансформаторы, для внутренней установки - масляные исухие трансформаторы. Применение совтоловых трансформаторов не допускается поэкологическим соображениям.

2.12. Системы электроснабженияэнергоемких промышленных предприятий должны, как правило, выбираться на основетехнико-экономического сравнения сопоставимых вариантов по минимуму приведенныхзатрат. При выполнении технико-экономических сравнений рекомендуется пользоватьсяукрупненными показателями стоимости строительства, элементов электроснабженияпромышленных предприятий [5] и методическим пособием по выполнениютехнико-экономических расчетов [6].

2.13. Схема электроснабжения должна, принеобходимости, обеспечить самозапуск электродвигателей ответственныхмеханизмов.

2.14. В проектной практике имеет местоделение системы электроснабжения энергоемкого промышленного предприятия навнешнее электроснабжение (электрические сети энергосистемы до приемных пунктовэлектроэнергии на предприятии) и внутреннее электроснабжение (от приемныхпунктов до потребителя предприятия). Так как разработка проектов внешнего ивнутреннего электроснабжения ведется, как правило, различными организациями и вразные сроки, при разработке проекта электроснабжения промышленного предприятиядолжно проводиться взаимное согласование в части определения независимыхисточников питания, продолжительности перерывов питания при различныхнарушениях в сетях энергосистем, времен действия РЗиА и т. п.

2.15. Система электроснабженияпромышленного предприятия должна учитывать очередность его сооружения.Сооружение последующих очередей строительства не должно приводить к нарушениюили снижению надежности электроснабжения действующих производств.

Система электроснабжения должнаобеспечивать возможность роста потребления электроэнергии предприятием безкоренной реконструкции системы электроснабжения.

2.16. Месторасположения подстанций,выделение зон для рационального размещения линий электропередачи, токопроводов,кабельных сооружений следует определять совместно с генеральной проектнойорганизацией на разных стадиях проектирования цехов и генерального плана.Следует учитывать, что реализация систем глубокого ввода, как правило,невозможна без предварительной совместной проработки генплана предприятия.

2.17. При проектировании системыэлектроснабжения промышленного предприятия следует учитывать потребность вэлектроэнергии сторонних близлежащих потребителей во избежание нерациональныхзатрат на их локальное электроснабжение.

2.18. Во всех случаях, где это возможнопо исполнению электрооборудования, климатическим условиям, пожарнойбезопасности, загрязненности окружающей среды, рекомендуется предусматриватьустановку распределительных устройств, трансформаторов, реакторов,конденсаторных установок и т. п.

2.19. Применение новогоэлектрооборудования, не освоенного серийным производством, следует производитьс согласия заказчика и завода-изготовителя.

2.20. В объектах электроснабжения должны,как правило, применяться комплектные крупноблочные электротехническиеустройства. Схемные и конструктивные решения следует в максимальной степениунифицировать.

2.21. При проектировании надлежитпредусматривать мероприятия, обеспечивающие возможность веденияэлектромонтажных работ индустриальными методами.

2.22. Подстанции, как правило, должныпроектироваться с учетом эксплуатации их без постоянного дежурного персонала сприменением простейших устройств автоматики, сигнализации и т.п.

2.23. Если подстанция будет обслуживатьсяперсоналом разных организаций, то необходимо предусматривать мероприятия,обеспечивающие доступ персонала каждой организации только в обслуживаемые импомещения и к обслуживаемому им оборудованию.

2.24. Определения понятий и терминов,содержащихся в настоящих НТП, полностью соответствуют приведенным в главах ПУЭ[1].

2.25. Выбор изоляции ВЛ, внешней изоляцииэлектрооборудования распределительных устройств и трансформаторов классовнапряжения 6 - 330 кВ, расположенных в районах с чистой и загрязненнойатмосферой, следует производить согласно указаниям по проектированию изоляции врайонах с чистой и загрязненной атмосферой [7].

2.26. Подстанции, сооружаемые в районахвечной мерзлоты, должны отвечать требованиям указаний по проектированиюподстанций в северных районах [8].

2.27. При проектировании молниезащитызакрытых и открытых распределительных устройств, подстанций и воздушных линийэлектропередачи следует руководствоваться требованиями ПУЭ.

Молниезащита объектов электроснабжения,расположенных в производственных зданиях и сооружениях, должна выполнятьсясогласно указаниям по устройству молниезащиты зданий, сооружений [9].

2.28. Эксплуатация объектовэлектроснабжения промышленного предприятия должна производиться согласноправилам технической эксплуатации электроустановок потребителей [10] и правиламтехнической безопасности [11], утвержденным Госэнергонадзором.

2.29. При выполнении проектаэлектроснабжения промышленного предприятия следует предусматривать помещения иоборудование цеха (участка) сетей и подстанций для обслуживания подстанций, втом числе преобразовательных, воздушных линий 6 кВ и выше, межцеховых кабельныхсетей напряжением до и выше 1 кВ, установок и сетей наружного освещения,трансформаторно-масляного хозяйства и др.

Штаты отделов и служб цеха сетей иподстанций определяются отраслевыми нормами.

2.30. Отступления от требований ирекомендаций НТП должны быть обоснованы в проекте, при несоблюдении требованийбезопасности (электробезопасности, пожарной, экологической и др.) должны бытьпроведены согласования в установленном порядке.

2.31. Оформление рабочей документации иее состав при разработке системы электроснабжения промышленного предприятиядолжны соответствовать требованиям государственного стандарта "СПДС.Правила выполнения рабочей документации электроснабжения предприятий, зданий,сооружений".

 

 

 

3. Надежность. Резервирование

 

3.1. Категорирование электроприемников(ЭП) по надежности электроснабжения должно производиться согласно требованиямгл. 1.2 ПУЭ. При этом не следует допускать необоснованного отнесения ЭП к болеевысокой категории, а именно:

3.1.1. ЭП, работающие на склады,промежуточные накопители, выполняющие вспомогательные технологические операции,часть оборудования инженерного обеспечения здания, следует относить к III категории. Отнесение указанныхэлектроприемников ко II категории приводит к необоснованномузавышению не только мощностей устанавливаемых трансформаторов, но и требованийк энергоснабжающей организации по обеспечению резервирования питанияпотребителей.

Ко IIкатегории следует относить только такое технологическое и другое оборудование,без которого невозможно продолжение работы основного производства на времяпослеаварийного режима.

3.1.2. ЭП, отключение которых приводит кмассовому недоотпуску продукции, нередко относят не ко IIкатегории, а к I категории, мотивируя это решение тем,что наносится "значительный ущерб народному хозяйству". Некотораянечеткость формулировок гл. 1.2 ПУЭ не может быть основанием для перевода ЭПкрупного производства из II в Iкатегорию.

Понятие "значительный ущербнародному хозяйству" следует относить к группе производств, региону,отрасли, но не к одному предприятию.

3.1.3. При проектированииэлектроустановок имеют место случаи отнесения систем управления некоторыхпроизводств к электроприемникам особой группы Iкатегории, хотя электроприемники самого производства относятся к I категории. Некоторые информационныесистемы, не работающие в реальном масштабе времени, также относятся к ЭП особойгруппы I категории. Необоснованное отнесение ЭП I категории к особой группе значительноудорожает затраты на систему электроснабжения.

3.2. Понятие "категория ЭП" понадежности электроснабжения" не следует относить к потребителю в целом, втом числе к цехам, участкам, корпусам и т. д. Это понятие правомерно только вотношении индивидуального ЭП. Для потребителя характерно лишь сочетание вразличных пропорциях ЭП категорий I, II и III.

3.3. Надежность электроснабженияпотребителя обеспечивается выполнением требуемой степени резервирования. Дляпродолжения работы основного производства в послеаварийном режиме необходимаработа всех ЭП, отнесенных к I и IIкатегориям, следовательно питание этих ЭП должно резервироваться. Резервироватьпитание ЭП III категории не требуется. Припроектировании следует для каждого потребителя определять требуемую степеньрезервирования, равную отношению электрической нагрузки ЭП, работа которыхнеобходима для продолжения работы (ЭП I и II категорий), к суммарной электрическойнагрузки потребителя.

3.4. Значение требуемой степенирезервирования для промышленных предприятий может меняться от 1 (отсутствуют ЭПIII категории, и должно быть обеспечено100%-ное резервирование питания электрической нагрузки при нарушениях в системеэлектроснабжения) до 0 (отсутствуют ЭП Iи II категорий, и резервирование питаниянагрузки не требуется). Выбор элементов схемы электроснабжения, производимый,как правило, по данным после-аварийного режима, следует выполнять во всехслучаях согласно требуемой степени резервирования с учетом перегрузочной способностиустанавливаемого электрооборудования.

3.5. Надежность электроснабженияпромышленного предприятия со сложным непрерывным технологическим процессом(НТП), требующим длительного времени на восстановление рабочего режима принарушении системы электроснабжения, определяется помимо требуемой степенирезервирования длительностью перерыва питания при нарушениях в системеэлектроснабжения и ее сопоставлением с предельно допустимым временем перерываэлектроснабжения, при котором возможно сохранение НТП данного производства. Приневозможности обеспечения НТП необходимо осуществлять технологическоерезервирование. Разработка проекта электроснабжения предприятия с НТП должнапроизводиться совместно с энергоснабжающей организацией и организацией,выполняющей проектирование технологии и технологической автоматики.

 

4. Источники питания

 

4.1. Основными источниками питанияпромышленных предприятий, как правило, являются электроустановки энергосистем(электростанции, подстанции, линии электропередачи).

При сооружении предприятия в районе, неимеющем связи с энергосистемой, источником питания является собственнаяавтономная электростанция (ТЭЦ, ГТЭС и др.).

4.2. При централизованномэлектроснабжении на крупных промышленных предприятиях может предусматриватьсясооружение собственного источника питания:

- при значительной потребности в паре игорячей воде для производственных целей;

- при наличии на предприятии отходноготоплива (газа и т. п.) и целесообразности его использования для электростанции;

- при недостаточной мощностиэнергосистемы;

- при наличии повышенных требований кбесперебойности питания, когда собственный источник необходим длярезервирования электроснабжения.

4.3. Электростанции, используемые вкачестве собственных источников питания, должны быть электрически связаны сближайшими электрическими сетями энергосистемы. Связь может осуществляться либонепосредственно на генеральном напряжении, либо на повышенном напряжении черезтрансформаторы связи. Пропускная способность линий и трансформаторов связиопределяется исходя из следующего:

4.3.1. Если вся нагрузка предприятияпокрывается собственной электростанцией, пропускная способность линий итрансформаторов связи с энергосистемой должна обеспечивать:

получение недостающей мощности при выходеиз работы наиболее мощного генератора;

передачу избыточной мощностиэлектростанции в энергосистему при всех возможных режимах.

4.3.2. Если мощность собственнойэлектростанции недостаточна для покрытия всей нагрузки предприятия, то кромесоблюдения условий п. 4.3.1 необходимо, чтобы при выходе из работы одноготрансформатора связи оставшаяся мощность трансформаторов связи и генераторовсобственной электростанции обеспечивала питание электроприемников I и IIкатегорий.

4.4. Промышленное предприятие сэлектроприемниками I и II категорийдолжно обеспечиваться электроэнергией от двух независимых взаимно резервируемыхисточников питания. Выбор независимых источников питания осуществляетэнергоснабжающая организация, которая в технических условиях на присоединениеуказывает характеристики внешних источников питания.

Из указанных характеристик разработчикупроекта электроснабжения предприятия рекомендуется обратить особое внимание наряд факторов, определяющих бесперебойность питания электроприемников приаварийном отключении одного из независимых источников питания.

4.4.1. Установившееся значение напряженияна оставшемся источнике питания в послеаварийном режиме должно быть не менее0,9Uн.

4.4.2. При аварийном отключении одного изисточников питания и действии релейной защиты и автоматики на оставшемсяисточнике питания может иметь место кратковременное снижение напряжения. Еслизначение провала напряжения и его длительность таковы, что вызывают отключениеэлектроприемников на оставшемся источнике питания, то эти источники питания немогут считаться независимыми. Значение остаточного напряжения на резервирующемисточнике питания при КЗ на резервируемом источнике питания должно быть неменее 0,7Uн.

4.4.3. Мощности независимых источниковпитания в послеаварийном режиме определяются исходя из требуемой степенирезервирования системы электроснабжения предприятия.

4.5. Число независимых источниковпитания, обеспечивающих электроснабжение предприятия с электроприемниками I и IIкатегорий, может быть принято в обоснованных случаях больше двух (например, припротяженных линиях, прокладываемых в неблагоприятных условиях, принедостаточной надежности одного из независимых источников питания).

4.6. Для электроснабженияэлектроприемников особой группы Iкатегории должно предусматриваться дополнительное питание от третьегонезависимого источника питания. В качестве таких источников питания могут бытьиспользованы собственные электростанции и электростанции энергосистем (вчастности, шины генераторного напряжения), агрегаты бесперебойного питания, аккумуляторныебатареи и т. п.

Назначение третьего независимогоисточника питания обеспечить безаварийный останов производства. Завышениемощности третьего источника в целях его использования для продолжения работыпроизводства при отключении двух основных независимых источников питания можетбыть допущено только при выполнении в проекте обосновывающего расчета.

4.7. Использование электростанции или ееотдельных генераторов в качестве третьего независимого источника питания дляэлектроприемников особой группы Iкатегории возможно приусловии принятия специальных мер, обеспечивающих сохранность этого источникапри тяжелых системных авариях. К таким мерам относится применение устройстваделительной автоматики на связях данного источника питания с энергосистемой и быстродействующихсистем регулирования.

4.8. Схема электроснабженияэлектроприемников особой группы Iкатегории должна обеспечивать:

постоянную готовность третьегонезависимого источника и автоматическое его включение при исчезновениинапряжения на обоих основных источниках питания;

перевод независимого источника в режимгорячего резерва при выходе из работы одного из двух основных источниковпитания.

В обоснованных случаях может бытьдопущено ручное включение третьего независимого источника питания.

 

5. Выбор напряжения

 

5.1. Питание энергоемких предприятий отсетей энергосистемы следует осуществлять на напряжении 110, 220 или 380 кВ.Выбор напряжения питающей сети зависит от потребляемой предприятием мощности иот напряжения сетей энергосистемы в данном районе. При неоднозначности выборанапряжение питающей сети должно быть принято на основе технико-экономическогосравнения сопоставимых вариантов.

5.2. Питание предприятий с незначительнойнагрузкой следует осуществлять от сетей энергосистемы на напряжении 6, 10, реже35 кВ. Выбор напряжения питающей сети осуществляет, как правило,энергоснабжающая организация в зависимости от потребляемой предприятиеммощности. Питание предприятий с малой нагрузкой может осуществляться нанапряжении 0,4 кВ либо от сетей энергосистемы, либо от сетей 0,4 кВ соседнегопредприятия.

5.3. Распределительную сеть промышленныхпредприятий (от пункта приема электроэнергии до распределительных итрансформаторных подстанций) рекомендуется выполнять на напряжении 10 кВ.

Применение напряжения 6 кВ в качествераспределительного следует ограничивать. Использование напряжения 6 кВрационально для предприятий, где устанавливается значительное количестводвигателей 6 кВ небольшой мощности (до 500 кВт), а также в случае реконструкцииили расширения действующего производства, ранее запроектированного нанапряжение 6 кВ.

5.4. Распределительную сеть энергоемкогопроизводства при сооружении нескольких ПГВ рекомендуется выполнять нанапряжении 110 кВ.

5.5. Применение напряжения 35 кВ вкачестве распределительного может быть принято для предприятия при следующихусловиях: ближайшие сети энергосистемы имеют напряжение 35 кВ, на предприятииотсутствуют электродвигатели высокого напряжения и невелико количество цеховыхТП 35/0,4 кВ.

5.6. При применении напряжения 660 Ввзамен 380 В следует учитывать нижеизложенное.

5.6.1. На напряжение 660 В не могут бытьпереведены люминесцентные светильники, лампы накаливания, тиристорныепреобразователи электроприводов, питаемые напряжением 380 В, установки КИП и А,средства автоматизации, исполнительные механизмы, электродвигатели до 0,4 кВт идр. Необходимость устройства для одного объекта сетей напряжением 660 и 380 Вделает применение напряжения 660 В малоэффективным.

5.6.2. В первую очередь напряжение 660 Врекомендуется применять для вновь строящихся объектов, характеризуемыхследующими признаками:

- применение напряжения 660 В позволяетотказаться от сооружения разветвленной сети   380 В;

- основную часть ЭП составляютнизковольтные нерегулируемые электродвигатели переменного тока мощностью свыше10 кВт;

- длины кабелей питающей ираспределительной сетей низкого напряжения отличаются протяженностью;

- поставщики технологическогооборудования (станков, автоматических линий, прессов, термического и сварочногооборудования, кранов и т. п.) обеспечивают поставку комплектуемогоэлектрооборудования и систем управления на напряжение 660 В.

5.6.3. Перевод электродвигателеймощностью 250-500 кВт с напряжения 6 кВ на напряжение 660 В экономическинецелесообразно. Питание таких электродвигателей следует выполнять нанапряжении 10 кВ или от трансформаторов (индивидуальных или групповых) 10/6 кВ.При значительном количестве двигателей 6 кВ следует рассматривать возможностьих питания от трансформаторов с расщепленными обмотками напряжением110-220/6/10 кВ.

5.6.4. Установки 660 В следует применятьс заземленной нейтралью.

5.6.5. Цепи управления электродвигателями660 В рекомендуется принимать на напряжение 220 В с питанием от индивидуальныхпонижающих трансформаторов 660/220 В.

 

6. Схемы распределения электроэнергии.Подстанции

 

6.1. Сети 110 - 330 кВ

6.1.1. Количество и вид приемного пункта(пункт приема электрической энергии от сети энергосистемы) определяются взависимости от значения и территориального расположения электрической нагрузкипредприятия, требований надежности электроснабжения, очередности строительствапредприятия, условий подключения к сети энергосистемы.

Не рекомендуется сооружение напредприятии более двух приемных пунктов.

6.1.2. Системы электроснабжения с двумяприемными пунктами электроэнергии следует применять:

- при повышенных требованиях к надежностипитания электроприемников I категории;

- при двух обособленных группахпотребителей на площадке предприятия;

- при поэтапном развитии предприятия втех случаях, когда для питания нагрузок второй очереди целесообразно сооружениеотдельного приемного пункта электроэнергии;

- во всех случаях, когда применение двухприемных пунктов экономически целесообразно.

В указанных случаях приемные пунктыдолжны быть территориально разобщены и размещаться, как правило, по разныестороны предприятия. Должна быть исключена возможность одновременного попаданияприемных пунктов в факел загрязнения.

6.1.3. При построении системыэлектроснабжения предприятия во всех случаях, где это возможно, следуетприменять схемы глубоких вводов 110-330 кВ как наиболее экономичной и надежнойсистемы распределения электроэнергии.

6.1.4. Для предприятий с электрическойнагрузкой, составляющей десятки мегаватт, приемными пунктами могут быть главныепонижающие подстанции (ГПП), подстанции глубокого ввода (ПГВ).

Для крупных энергоемких предприятий сэлектрической нагрузкой порядка 100-150 МВт и выше в качестве приемных пунктовмогут быть использованы узловые распределительные подстанции (УРП) с первичнымнапряжением 220-500 кВ. Краткая характеристика указанных приемных пунктовприведена в пп. 6.1.5 - 6.1.9.

6.1.5. ГПП осуществляет приемэлектроэнергии из энергосистемы на напряжениях 110-330 кВ, ее трансформацию ираспределение на напряжениях 6-35 кВ. На ГПП устанавливаются, как правило,понижающие трансформаторы мощностью от 10 до 80 МВА.

По требованию энергоснабжающейорганизации на ГПП может осуществляться и распределение электроэнергии напервичном напряжении 110-330 кВ.

ГПП обычно размещается на границе предприятиясо стороны подвода воздушных питающих линий, если этому не препятствуют условиязагрязнения изоляции.

6.1.6. ПГВ осуществляет приемэлектроэнергии из энергосистемы на напряжениях 110-220 кВ и являетсяразновидностью ГПП, отличается от нее расположением (в непосредственнойблизости от энергоемкого цеха, корпуса) и простейшей схемой на стороне 110-220кВ (блок "линия-трансформатор"). При проектировании электроснабженияэнергоемких производств должна быть во всех случаях рассмотрена возможностьвыполнения разукрупненных глубоких вводов 110-220 кВ.

6.1.7. Целесообразность сооружения иместорасположение УРП рассматриваются совместно с энергоснабжающей организациейпри строительстве крупного энергоемкого производства, где намечается сооружениенескольких ГПП или ПГВ. При этом должна также учитываться возможность питанияот УРП других промышленных предприятий и прочих объектов, размещаемых в данномрайоне. В зависимости от схемы районной сети, предполагаемых электрическихнагрузок, других местных условий определяется схема соединений УРП.

В большинстве случаев УРП осуществляютприем и распределение электроэнергии при питающих напряжениях 220-500 кВ,частичную трансформацию мощности на напряжения 110-220 кВ и ее распределение потерритории предприятия и к другим потребителям.

При напряжении питающей сети,энергосистемы 110-220 кВ и целесообразности сооружения УРП для питаниянескольких ГПП или ПГВ функции УРП состоят в приеме и распределении мощности нанапряжении 110-220 кВ без ее трансформации.

УРП по своей сути являются районнымиподстанциями и при разработке проекта электроснабжения должно быть приняторешение о передаче УРП в ведение энергоснабжающей организации. В этих случаяхУРП размещается поблизости от строящегося предприятия, но вне его промплощадки.

6.1.8. В тех случаях, когда УРПпредназначается для питания нескольких ПГВ одного предприятия, следуетрассмотреть возможность и целесообразность размещения УРП на территориипредприятия как распределительной подстанции 110-220 кВ глубокого ввода. При высокойплотности застройки предприятия рекомендуется сооружение ЗРУ 110-220 кВ или, вцелях уменьшения объема строительных работ, сокращения занимаемых площадей,повышения надежности электроснабжения, принять электрооборудованиераспределительной подстанции 110-220 кВ с элегазовой изоляцией.

Питание подобной УРП может бытьосуществлено как воздушными, так и кабельными линиями. Эксплуатация УРП,размещенной на промплощадке, должна осуществляться персоналом промышленногопредприятия.

6.1.9. При питании промышленныхпредприятий от сетей энергосистемы напряжением 110 кВ следует рассматриватьцелесообразность применения в качестве приемных пунктов комплектных подстанций110 кВ заводского изготовления блочной конструкции серии КТПБ.

6.1.10. Питание ГПП, ПГВ, УРП от сетейэнергосистемы должно выполняться не менее чем по двум линиям, подключенным кнезависимым источникам питания.

При выходе из строя одной из питающихлиний оставшиеся в работе линии должны обеспечить всю нагрузку предприятия. Привыходе из строя одного независимого источника питания оставшиеся в работеисточники питания должны обеспечить питание всех электроприемников I и IIкатегории, которые необходимы для функционирования основных производств.

Выбор схем питающей сети (магистральныеили радиальные) и их конструктивного исполнения (воздушные или кабельные)питающих линий 110-220 кВ определяется технико-экономическими сопоставлениями сучетом генплана и особенностей данного предприятия, взаимного расположениярайонных подстанций и пунктов ввода, ожидаемой перспективы развитиясуществующей схемы электроснабжения, степени загрязнения атмосферы.

При этом рекомендуются следующие решения:

- питание УРП, ГПП, ПГВ от сетейэнергосистемы выполнять ВЛ;

- питание ГПП, ПГВ от УРП также выполнятьВЛ. При высокой плотности застройки следует применять кабельные линии 110-220кВ;

- при значительном удалении УРП отпромплощадки на границе последней могут быть сооружены переходные пункты110-220 кВ для перехода на кабельные линии;

- при применении ВЛ могут быть примененыкак радиальные, так и магистральные схемы питания;

- при значительной доле электроприемниковI категории питание приемных пунктовследует выполнять двумя одноцепными ВЛ или шлейфовым заходом секционированнойдвухцепной ВЛ с двухсторонним питанием.

6.1.11. Выбор схемы электрическихсоединений на стороне высокого напряжения 110-330 кВ подстанций рекомендуетсяпроизводить в следующей последовательности, начиная с простейших схем:

- блок "линия-трансформатор" сразъединителем, отделителем, выключателем;

- два блока с неавтоматической перемычкойсо стороны линий;

- мостики разных видов с выключателями;

- четырехугольники;

- одна рабочая секционированная иобходная система шин;

- две рабочие и обходная системы шин;

- две рабочие секционированные и обходнаясистемы шин.

При выборе схем электрических соединенийподстанций промышленных предприятий следует руководствоваться типовымиматериалами для проектирования подстанций, разработанными институтомЭнергосетьпроект [13].

Выбор конкретной схемы электрическихсоединений на стороне высокого напряжения 110-330 кВ подстанции должен бытьобоснован в проекте.

6.1.12. Отделители на стороне высокогонапряжения подстанций могут применяться как с короткозамыкателями, так и спередачей отключающего импульса на выключатель головного участка питающейлинии. Выбор способа передачи отключающего импульса определяется в зависимостиот удаленности питающей подстанции, мощности трансформатора, характерапотребителя, требований по надежности отключения.

Применение короткозамыкателей на подстанцияхпромышленных потребителей не должно вызывать нарушений электроснабженияответственных потребителей из-за появления недопустимых по значению и времениотклонений и провалов напряжения в распределительной сети.

6.1.3. ГПП, ПГВ рекомендуется выполнять двухтрансформаторными.В следующих случаях может быть рассмотрена целесообразность установки трехтрансформаторов:

- при наличии крупных сосредоточенныхэлектрических нагрузок;

- при необходимости выделения питаниякрупных резкопеременных нагрузок на отдельные трансформаторы;

- для цехов и предприятий со значительнымколичеством электроприемников особой группы Iкатегории и электроприемников I категории, к питанию которыхпредъявляются повышенные требования в отношении надежности.

В обоснованных случаях на ГПП могут бытьустановлены автотрансформаторы.

6.1.14. Приемные пункты электроэнергиипромышленных предприятий, имеющих в своем составе мощные электроприемники срезкопеременными графиками нагрузки, рекомендуется подключать к сетямэнергосистем 110-330 кВ с возможно большими токами КЗ. При выделении этихэлектроприемников на отдельные трансформаторы последние следует подключать ксети общего назначения 110-330 кВ с наибольшими значениями токов КЗ.

6.1.15. Предохранители на стороне высшегонапряжения подстанций 110 кВ с двухобмоточными трансформаторами могутприменяться при условии обеспечения селективности предохранителей и релейнойзащиты линий высшего и низшего напряжений. Установка предохранителей недопускается для трансформаторов напряжением 110 кВ, нейтраль которых в процессеэксплуатации может быть разземлена.

6.1.16. Закрытые распределительныеустройства напряжением 110-220 кВ могут быть применены в следующих случаях:

- в районах с загрязненной атмосферой;

- в районах с минимальными расчетнымитемпературами окружающего воздуха ниже допустимых для электрооборудования;

- размещение открытого распредустройстваневозможно по условиям застройки площадки.

Решение о сооружении закрытого РУ 110-220кВ должно быть обосновано в проекте.

6.1.17. Проектирование генерального планаподстанции 110-330 кВ, дорог на территории подстанции, объектов масляного,пневматического хозяйства следует производить согласно требованиям гл. 4.2 ПУЭ"Распределительные устройства и подстанции напряжением выше 1 кВ" [1]и норм технологического проектирования подстанций 35-750 кВ [12].

На подстанциях напряжением до 330 кВ неследует предусматривать стационарные грузоподъемные устройства для ревизиитрансформаторов. Для этой цели может использоваться портал ошиновкитрансформатора или инвентарное грузоподъемное устройство (передвижной кран).

6.2 Сети 35 кВ

6.2.1. Решение о питании промышленногопредприятия от сетей энергосистемы 35 кВ следует принимать при отсутствии врайоне строительства предприятия сетей энергосистемы 6-10 и 110 кВ.

6.2.2. В зависимости от потребляемоймощности и состава электроприемников в качестве приемного пункта электроэнергиина предприятии могут быть применены:

6.2.2.1. Трансформаторная подстанция35/6-10 кВ с трансформаторами мощностью 1,6-10 МВА, с типовой схемой РУ-35 кВсогласно разработке института Энергосетьпроект "Схемы принципиальныеэлектрические распределительных устройств напряжением 6-750 кВподстанции". Для двухтрансформаторной подстанции РУ 6-10 кВ следуетвыполнять с одной одиночной, секционированной выключателем системой шин.

6.2.2.2. Комплектная подстанция 35/6-10кВ заводского изготовления блочной конструкции серии КТПБ.

6.2.2.3. Трансформаторная подстанция35/0,4 кВ с трансформаторами "мощностью до 2,5 МВА. При этом надоучитывать, что на предприятии должны отсутствовать высоковольтныеэлектроприемники, а предельная нагрузка предприятия может быть ограниченамощностью устанавливаемых трансформаторов.

6.2.3. Питание указанных приемных пунктоврекомендуется выполнять воздушными линиями электропередачи 35 кВ.

6.2.4. Количество устанавливаемых наподстанциях трансформаторов и число цепей ВЛ-35 кВ определяются в зависимостиот категории подключенных электроприемников по бесперебойностиэлектроснабжения.

При необходимости компенсации емкостныхтоков на подстанции должны устанавливаться заземляющие реакторы.

6.2.5. На отдельных энергоемкихпредприятиях для питания мощных специфических электроприемников (электропечей,преобразовательных установок и др.) должна быть создана локальная сеть 35 кВ,не являющаяся сетью общего назначения. Источниками питания этой сети являютсясетевые или специальные трансформаторы 110-330/35 кВ, мощные трехобмоточныеавтотрансформаторы с обмоткой среднего напряжения 35 кВ. Питаниеэлектроприемников осуществляется от РУ-35 кВ радиальными кабельными линиями 35кВ. Передача мощности от источников питания до РУ-35 кВ выполняется либомагистральными токопроводами 35 кВ, либо кабельными линиями 35 кВ.

6.2.6. При построении системыэлектроснабжения на напряжении 35 кВ для мощных ДСП с печными трансформаторами35 кВ следует руководствоваться следующими положениями:

6.2.6.1. Питание ДСП должноосуществляться от РУ-35 кВ печной подстанции, к которой не следует подключатьсторонних потребителей.

6.2.6.2. К одной секции сборных шин 35 кВможет быть подключено несколько ДСП-25 и ДСП-50. Каждая ДСП-100И6 с печнымтрансформатором 80 МВА подключается к отдельной секции сборных шин 35 кВ,питаемой от сетевого трансформатора общего назначения 160 МВА, 220-330/35 кВлибо от двух, включенных параллельно, сетевых трансформаторов общего назначения63 - 80 МВА, 110-220/35 кВ.

6.2.6.3. По мере освоенияэлектропромышленностью специальных динамически стойких сетевых трансформаторов100 МВА последние следует устанавливать взамен трансформаторов общегоназначения.

6.2.6.4. Учитывая недостаточнуюнадежность сетевых трансформаторов общего назначения 160 МВА, допускаетсяосуществлять их резервирование путем установки третьего трансформатора 160 МВАпри двух печных агрегатах. При наличии одной ДСП резервирование сетевоготрансформатора 160 МВА не выполняется. Также не следует резервироватьспециальные динамически стойкие сетевые трансформаторы.

6.2.6.5. При двух ДСП с печнымитрансформаторами мощностью до 80 МВА должны рассматриваться возможность ицелесообразность параллельной работы сетевых трансформаторов на стороне 35 кВ.

6.2.6.6. На шинах РУ-35 кВ печнойподстанции должно поддерживаться выбором соответствующей отпайки сетевоготрансформатора напряжение холостого хода, равное максимально допустимомунапряжению печного трансформатора. При работе ДСП напряжение на сборных шинах35 кВ должно быть в пределах 38,5-35 кВ.

6.2.6.7. Сетевые трансформаторы110-330/35 кВ следует подключать к сетям 110-330 кВ энергосистемы в точках снаибольшими значениями токов КЗ.

6.3. Сети 6-10 кВ

6.3.1. Электроснабжение предприятий снезначительной электрической нагрузкой осуществляется, как правило, от сетейэнергосистемы 6-10 кВ. В качестве приемных пунктов могут быть применены:

центральная распределительная подстанция(ЦРП) или распределительная подстанция (РП) при нагрузке порядка 5-15 МВт;

распределительно-трансформаторнаяподстанция (РТП) при нагрузке предприятия, составляющей несколько мегаватт.

Питание указанных подстанций от сетейэнергосистемы может производится кабельными или воздушными линиями 6-10 кВ какпо радиальной, так и по магистральной схеме распределения электроэнергии.Подстанции сооружаются отдельно стоящими или сблокированными с другимизданиями.

6.3.2. Распределительные устройства 6-10кВ ГПП и ПГВ являются по существу основными распределительными подстанциями6-10 кВ предприятия. От РУ 6-10 кВ ГПП питаются вторичные РП 6-10 кВ,электроприемники 6-10 кВ и ТП 6-10/0,4 кВ. РУ 6-10 кВ ПГВ является, какправило, единственной распределительной подстанцией крупного цеха, корпуса илипредприятия и от нее получают питание электроприемники и ТП 6-10/0,4 кВ.Помещение РУ 6-10 кВ ПГВ рекомендуется пристраивать или встраивать впроизводственное здание.

6.3.3. РУ 6-10 кВ двухтрансформаторныхГПП, ПГВ рекомендуется выполнять с двумя одиночными секционированнымивыключателями системами шин, подключаемых к расщепленным обмоткам понижающихтрансформаторов или к ветвям сдвоенного реактора с общей точкой, установленногона выводе трансформатора без расщепленной обмотки.

При установке трансформаторов снерасщепленной обмоткой (16 МВА и менее) на двухтрансформаторных ГПП и ПГВрекомендуется выполнение РУ 6-10 кВ с одной одиночной секционированнойвыключателем системой шин.

Секционированные системы сборных шин 6-10кВ работают, как правило, раздельно. В случаях, когда при раздельном режимеработы систем сборных шин действие АВР (даже быстродействующего) приводит красстройству сложного технологического процесса, следует рассматриватьвозможность и целесообразность параллельной работы систем сборных шин 6-10 кВ.

6.3.4. В случае установки надвухтрансформаторных ГПП, ПГВ трансформаторов с расщепленными обмотками наразличные напряжения (6 и 10 кВ) распределительное устройство для каждого изнапряжений следует выполнять с одной одиночной секционированной выключателемсистемой шин.

6.3.5. РУ 6-10 кВ однотрансформаторныхГПП, ПГВ следует выполнять, как правило, с одной одиночной несекционированнойсистемой шин для трансформаторов с нерасщепленной обмоткой и с одной одиночнойсекционированной системой шин для трансформаторов с расщепленной обмоткой.

6.3.6. Вторичные распределительныеподстанции РП 6-10 кВ, питающиеся от ГПП, ЦРП, рекомендуется сооружать дляудаленных от ГПП, ЦРП потребителей (компрессорных и насосных станций,производственного корпуса с несколькими ТП 6-10/0,4 кВ). При числе отходящихлиний 6-10 кВ менее 8 целесообразность сооружения РП должна быть обоснована.Предельная, подключаемая к РП, нагрузка определяется исходя из пропускнойспособности выключателя линии, питающей РП. РП 6-10 кВ следует выполнять содной одиночной секционированной выключателем системой шин.

6.3.7. Число ступеней распределенияэлектроэнергии на напряжении 6-10 кВ не должно для промышленных предприятийбыть, как правило, более двух. Рекомендуемые ступени распределения приведены втабл.

 

Источник питания	I ступень	II ступень
РУ 6-10 кВ ГПП	ТП, ЭП
РУ 6-10 кВ ГПП	РП	ТП, ЭП
РУ 6-10 кВ ПГВ	ТП, ЭП
ЦРП 6-10 кВ	РП	ТП, ЭП
ЦРП 6-10 кВ	ТП, ЭП
РП 6-10 кВ	ТП, ЭП

 

Электроприемниками 6-10 кВ (ЭП) являютсяэлектродвигатели, термические установки, преобразовательные подстанции иустановки.

6.3.8. Распределение электроэнергии отГПП, ЦРП до РП 6-10 кВ может выполняться по радиальным, магистральным исмешанным схемам в зависимости от территориального расположения нагрузок, потребляемоймощности, требований надежности, условий окружающей среды. Магистральным схемамследует, как правило, отдавать предпочтение как более экономичным.

Кольцевые магистрали на предприятияхдопускается применять для питания потребителей IIIи частично II категории при соответствующемрасположении питаемых ими групп подстанций и при единичной мощноститрансформаторов не более 630 кВА.

6.3.9. Магистральные схемы распределенияэлектроэнергии при напряжении 6-10 кВ рекомендуется осуществлять токопроводами,отличающимися большей надежностью по сравнению с линиями, выполненными избольшого числа параллельных кабелей. Для энергоемких предприятий могут бытьрекомендованы следующие магистральные схемы, выполненные токопроводами 6-10 кВ:

- от трансформаторов ГПП по магистралямполучают питание несколько РП 6-10 кВ;

- от шин генераторного напряжения ТЭЦ,собственной электростанции прокладываются магистрали до РП 6-10 кВ,расположенных по промплощадке предприятия. Трасса токопровода в этом случае, восновном, проходит вне площадки.

Для указанных схем распределения следуетприменять, как правило, двухцепные токопроводы. Применение двух одноцепныхтокопроводов взамен двухцепного токопровода должно быть обосновано в проекте.

Питание двух РП 6-10 кВ может бытьвыполнено по магистральной кабельной линии, если этому не препятствуетрасположение РП и значение электрической нагрузки.

6.3.10. Радиальные схемы распределенияэлектроэнергии при напряжении 6-10 кВ следует применять при нагрузках,расположенных в различных направлениях от источника питания. Эти сети, какправило, следует выполнять кабельными линиями.

Радиальным схемам питания секций 6-10 кВследует отдавать предпочтение по сравнению с магистральными схемами приповышенных требованиях к надежности электроснабжения электроприемников,подключенных к этим секциям (при питании от РП, в основном, электроприемников I категории).

6.3.11. Питание индивидуальныхэлектроприемников 6-10 кВ (двигателей, печей, преобразовательных подстанций иустановок и т.п.) следует выполнять радиальными кабельными линиями от секций6-10 кВ подстанции. Питание ТП 6-10/0,4 кВ может выполняться кабельными линиямикак по радиальной, так и по магистральной (к одной магистрали могут бытьподключены до трех трансформаторов мощностью 1000 кВА или два трансформаторамощностью 1600 кВА) схеме. Отказ от магистральных схем питания ТП должен бытьобоснован в проекте.

6.3.12. Для промышленных предприятиймогут быть допущены схемы с присоединением под один выключатель 6-10 кВ двухкабельных линий, идущих к разным двухсекционным РП 6-10 кВ или разнымдвухтрансформаторным ТП. В этом случае питание указанных РП и ТП должнопредусматриваться не менее чем по двум линиям, отходящим от разных секцийисточника питания.

6.3.13. При питании специфических(нелинейных, резкопеременных и несимметричных) нагрузок 6-10 кВ следуетруководствоваться следующими положениями:

6.3.13.1. Питание специфических нагрузокв нормальном режиме рекомендуется производить от отдельной секции сборных шин6-10 кВ, если этому не препятствует значение электрической нагрузки.

6.3.13.2. Трансформаторные подстанции6-10/0,4 кВ, от которых получают питание осветительные приборы с лампаминакаливания и чувствительные к изменениям ПКЭ электроприемники, следуетподключать к секции сборных шин 6-10 кВ, не питающей специфические нагрузки.

6.3.13.3. Указанные в пп. 6.3.13.1,6.3.13.2 секции сборных шин 6-10 кВ рекомендуется подключать к разным ветвямрасщепленной обмотки низкого напряжения сетевого трансформатора 110-330/6-10 кВмощностью 25 МВА и более. В случае установки сетевых трансформаторов снерасщепленными обмотками низкого напряжения (16 МВА и менее) указанные секциисборных шин рекомендуется подключать к разным ветвям сдвоенного реактора 6-10кВ, установленного на выводе сетевого трансформатора.

6.3.13.4. Трансформаторные подстанции6-10/0,4 кВ, не питающие указанную в п. 6.3.13.2 нагрузку, и электродвигатели6-10 кВ могут подключаться к любой ветви расщепленной обмотки сетевоготрансформатора или сдвоенного реактора. При наличии синхронных двигателей предпочтительнымявляется их подключение к секции шин, от которой питаются специфичныеэлектроприемники.

6.3.13.5. Специфические нагрузкирекомендуется подключать к точкам сети 6-10 кВ с наибольшими значениями токовКЗ.

6.3.14. При установке сдвоенного реакторана вводе следует предусматривать равномерное распределение нагрузки междусекциями подстанции. Следует принимать значение тока каждой ветви сдвоенногореактора не менее 0,675 номинального тока обмотки трансформатора либосуммарного тока нагрузки, учитывая возможность неравномерности нагрузок, атакже изменения нагрузок по секциям в процессе эксплуатации.

6.3.15. Распределительные подстанцииследует, как правило, размещать на границе питаемых ими участков сети такимобразом, чтобы не было обратных протоков энергии.

6.3.16. При построении схемы подстанциина стороне напряжения 6-10 кВ следует по возможности избегать применениягромоздких и дорогих выключателей. С этой целью токопроводы напряжением 6-10 кВследует подключать непосредственно к трансформатору через отдельныевыключатели.

При отсутствии отбора энергии нанапряжении 6-10 кВ помимо токопровода следует применять схему блока"трансформатор-токопровод".

6.3.17. Для промышленных предприятиймогут применяться при напряжении 6-10 кВ выключатели нагрузки в комплекте спредохранителями во всех случаях, когда параметры этих аппаратов достаточны порабочему и послеаварийному режимам, а также по токам короткого замыкания.

На отходящих линиях напряжением 6-10 кВсиловые предохранители следует устанавливать после разъединителя иливыключателя нагрузки, считая по направлению мощности.

6.3.18. При выборе выключателей 6-10 кВдля электроприемников с периодическим циклом работы необходимо учитыватьзаводские данные по коммутационному ресурсу выключателей.

6.3.19. При необходимости компенсацииемкостных токов в сетях 6-10 кВ на подстанциях ГПП, ПГВ должны устанавливатьсязаземляющие реакторы. При напряжении 6-10 кВ заземляющие реакторы подключаютсяк сборным шинам через выключатели и отдельные трансформаторы. Не допускаетсяподключение заземляющих реакторов к трансформаторам собственных нужд,присоединенным к основным трансформаторам до ввода на шины 6-10 кВ, а также ктрансформаторам, защищенным плавкими вставками. При проектировании установоккомпенсации емкостных токов следует учитывать требования действующих указаний[14].

6.4. Цеховые трансформаторные подстанции

6.4.1. Цеховые ТП, питающие силовые и,как правило, осветительные электроприемники промышленных предприятий, являютсяосновными электроустановками систем распределения электроэнергии напряжением до1 кВ.

6.4.2. Цеховые ТП подразделяются поколичеству, единичной мощности, схеме соединения обмоток, способу охлаждениятрансформаторов, схеме распределительного устройства низшего напряжения,комплектности поставки. Выбор цеховых ТП, особенно для энергоемких предприятийсо значительной низковольтной нагрузкой, должен быть в проекте обоснован.

6.4.3. Количество трансформаторов цеховойТП определяется, в основном, требованиями надежности питания потребителей.

6.4.3.1. Питание электроприемников I категории следует предусматривать отдвухтрансформаторных и трехтрансформаторных подстанций. Трехтрансформаторныеподстанции рекомендуется применять в тех случаях, когда имеется возможностьпримерно равномерно распределить подключаемую нагрузку по секциямраспределительного устройства до 1 кВ подстанции.

6.4.3.2.. Двухтрансформаторные итрехтрансформаторные подстанции рекомендуется также применять для питанияэлектроприемников II категории.

6.4.3.3. Двухтрансформаторные и трехтрансформаторныеподстанции могут применяться как при сосредоточенной, так и при распределеннойнагрузке, питаемой по магистральным сетям. При сосредоточенной нагрузкепредпочтение следует отдавать трехтрансформаторным подстанциям.

6.4.3.4. Питание отдельно стоящихобъектов общезаводского назначения (насосных, компрессорных станций и т. п.)рекомендуется выполнять от двухтрансформаторных подстанций.

6.4.3.5. Однотрансформаторные подстанциирекомендуется применять для питания электроприемников IIIкатегории, если перерыв электроснабжения, необходимый для замены поврежденноготрансформатора, не превышает 1 суток.

6.4.3.6. Однотрансформаторные подстанциитакже могут быть применены для питания электроприемников II категории, если требуемая степеньрезервирования потребителей обеспечивается кабельными линиями низкогонапряжения от другого трансформатора и время замены вышедшего из строятрансформатора не превышает 1 суток.

6.4.3.7. При значительной сосредоточеннойнагрузке электроприемников III категории взамен двуходнотрансформаторных ТП может быть установлена одна двухтрансформаторная ТП безустройства АВР, с полной нагрузкой трансформаторов в нормальном режиме.

6.4.3.8. При сосредоточенной нагрузкеэлектроприемников II категории значительной мощности можетоказаться целесообразным сооружение цеховой ТП, на которой устанавливаютсянесколько полностью загруженных трансформаторов и один резервный трансформатор,способный заменить любой из трансформаторов группы с помощью трансфернойсистемы шин. Применение подобной ТП целесообразно при количестве полностьюзагруженных трансформаторов шесть и более.

6.4.4. Мощность трансформаторовдвухтрансформаторных и трехтрансформаторных подстанций следует определять такимобразом, чтобы при отключении одного трансформатора было обеспечено питаниетребующих резервирования электроприемников в послеаварийном режиме с учетомперегрузочной способности трансформаторов.

6.4.5. Соотношения между коэффициентамидопустимой перегрузки масляных, трансформаторов в послеаварийном режиме, определеннымисогласно ГОСТ 14209-85 [3], и коэффициентами загрузки трансформаторов внормальном режиме приведены в табл.

 

 

Коэффициент допустимой перегрузку масляного трансформатора, определенный согласно ГОСТ 14209-85	Коэффициент загрузки масляного, трансформатора в нормальном режиме
	двухтрансформаторная подстанция	трехтрансформаторная подстанция
1,0	0,5	0,666
1,1	0,55	0,735
1,2	0,6	0,8
1,3	0,65	0,86
1,4	0,7	0,93

6.4.6. Для сухих трансформаторовпредельное значение коэффициента допустимой перегрузки трансформатора следуетпринимать равным 1,2.

6.4.7. При значительном количествеустанавливаемых цеховых ТП и рассредоточенной нагрузке следует производить наосновании технико-экономического расчета выбор единичной мощноститрансформаторов. Определяющими факторами при выборе единичной мощноститрансформатора являются затраты на питающую сеть 0,4 кВ, потери мощности впитающей сети и в трансформаторах, затраты на строительную часть ТП.Допускается при определении единичной мощности трансформатора пользоваться следующимикритериями при напряжении питающей сети 0,4 кВ:

при плотности нагрузки до 0,2 кВА/м²- 1000, 1600 кВА;

при плотности нагрузки 0,2 - 0,5 кВА/м²- 1600 кВА;

при плотности нагрузки более 0,5 кВА/м²- 2500, 1600 кВА.

В случаях, когда нагрузка не распределена,а сосредоточена на отдельных участках цеха, выбор единичной мощноститрансформаторов цеховых ТП не следует производить по критерию удельнойплотности нагрузки.

6.4.8. Для энергоемких производств, призначительном количестве цеховых ТП, рекомендуется унифицировать единичныемощности трансформаторов.

6.4.9. Трансформаторы цеховых ТПмощностью 400 - 2500 кВА выпускаются со схемами соединения обмоток"звезда-звезда" с допустимым током нулевого вывода, равным 0,25номинального тока трансформатора, или "треугольник-звезда" с нулевымвыводом, рассчитанным на ток, равный 0,75 номинального тока трансформатора. Поусловиям надежности действия защиты от однофазных КЗ в сетях напряжением до 1кВ и возможности подключения несимметричных нагрузок предпочтительным являетсяприменение трансформаторов со схемой соединения "треугольник-звезда".

6.4.10. Выбор исполнения трансформаторапо способу охлаждения его обмоток (масляный, сухой, заполненный негорючейжидкостью и др.) определяется в зависимости от условий окружающей среды,противопожарных требований, объемно-планировочных решений производственногоздания.

6.4.11. Цеховые двухтрансформаторные ТПмогут иметь следующие схемы распределительных устройств низшего напряжения.

6.4.11.1. Одиночная секционированнаясистема сборных шин с фиксированным подключением каждого трансформатора к своейсекции через автоматический выключатель, рассчитанный на выдачу мощноститрансформатора с учетом его перегрузочной способности. Секционныйавтоматический выключатель в нормальном режиме отключен. На сборных шинахпредусмотрено устройство АВР.

6.4.11.2. С двумя, не связанныминепосредственно между собой, секциями сборных шин. Расщепленные выводы каждоготрансформатора подключены к разным секциям сборных шин через автоматическиевыключатели, рассчитанные каждый на выдачу половины мощности трансформатора сучетом его перегрузочной способности. Два из четырех задействованныхавтоматических выключателя используются для целей резервирования в устройствеАВР.

Такие ТП с трансформаторами мощностью250, 400, 630 кВА применяются в городских сетях. В настоящее время ведетсяразработка подобных ТП мощностью 1000, 1600 и 2500 кВА для промышленныхпредприятий.

6.4.12. Цеховые однотрансформаторные ТПмогут иметь следующие схемы распределительных устройств низкого напряжения.

6.4.12.1. Одиночная несекционированнаясистема сборных шин, подключенная к выводу трансформатора через автоматическийвыключатель, рассчитанный на выдачу полной мощности трансформатора.

6.4.12.2. С двумя несвязанными секциямисборных шин, подключенных к расщепленному выводу трансформатора черезавтоматические выключатели, каждый из которых рассчитан на выдачу половиныполной мощности трансформатора.

6.4.13. Цеховая трехтрансформаторнаяподстанция имеет распределительное устройство низшего напряжения с шестьюсекциями сборных шин, каждая из которых подключена через автоматическийвыключатель к расщепленному выводу трансформатора. Резервирование питанияосуществляется тремя автоматическими выключателями, связывающими между собойсекции NN 2 и 3, 4 и 5, 1 и 6.

6.4.14. Любые из перечисленных выше схемраспределительных устройств низшего напряжения цеховых ТП позволяют осуществитьсхему блока "трансформатор - магистраль".

6.4.15. Цеховые ТП подразделяются накомплектные подстанции заводского изготовления (КТП) и подстанции, монтируемыена месте строительства (ТП). При проектировании следует отдавать предпочтениеКТП, обеспечивающим большую надежность и сокращение сроков строительства.

6.4.16. Цеховые ТП и КТП не должны иметьсборные шины первичного напряжения. Установка отключающего аппарата передцеховым трансформатором при магистральном питании подстанции обязательна.Глухое присоединение цехового трансформатора может применяться при радиальномпитании кабельными линиями по схеме блока "линия-трансформатор", заисключением случаев:

питания от пункта, находящегося в ведениидругой эксплуатирующей организации;

необходимости установки отключающегоаппарата по условиям защиты.

6.5. Сети до 1 кВ

6.5.1. Электрические сети напряжением до1 кВ переменного тока на промышленных предприятиях подразделяются на питающиесети до 1 кВ (от цеховых ТП до распределительных устройств до 1 кВ) ираспределительные сети до 1 кВ (от РУ до 1 кВ до электроприемников ).

6.5.2. Питающие силовые сети до 1 кВпрокладываются как внутри зданий и сооружений, так и вне их.

6.5.3. Внутрицеховые питающие силовыесети могут выполняться как магистральными, так и радиальными. Выбор вида сетизависит от планировки технологического оборудования, требований побесперебойности электроснабжения, условий окружающей среды, вероятностиизменения технологического процесса, вызывающего замену технологическогооборудования, размещения цеховых ТП.

Каждый вид прокладки имеет своюпредпочтительную область применения.

6.5.4. Магистральные силовые питающиесети рекомендуется применять:

- в энергоемких производствах прираспределении электроэнергии от трансформаторов 1600 и 2500 кВА;

- для обеспечения определеннойнезависимости электроустановок от технологии и строительной части, что важнопри возможных изменениях технологического процесса и заменах технологическогооборудования, при выполнении проектных и электромонтажных работ в случаяхотсутствия полных исходных данных об устанавливаемом технологическомоборудовании;

- при создании модульных сетей дляпроизводств с равномерно распределенной нагрузкой по площади цеха.

6.5.5. Для трансформатора мощностью 1000кВА должна предусматриваться, как правило, одна магистраль, для трансформаторовмощностью 1600 и 2500 кВА - не более двух магистралей. Не следует допускатьприменение схем распределения электроэнергии, при которых от одноготрансформатора отходят несколько радиальных магистралей (шинопроводов) ссуммарной пропускной способностью, намного превышающей номинальную мощностьтрансформатора.

6.5.6. Радиальные внутрицеховые силовыепитающие сети должны применяться при неблагоприятной среде помещения(взрывоопасные и пожароопасные установки, наличие проводящей пыли, химическиактивная среда), при повышенных требованиях по обеспечению бесперебойности питанияРУ до 1 кВ.

6.5.7. В тех случаях, когда дляконкретного объекта могут быть применены как магистральные, так и радиальныесхемы распределения электроэнергии, выбор вида сети следует производить наосновании технико-экономического расчета.

6.5.8. Магистральные питающие силовыесети рекомендуется выполнять комплектными магистральными шинопроводами.

6.5.9. Внецеховые питающие силовые сетинапряжением до 1 кВ следует выполнять, как правило, радиальными кабельнымилиниями.

6.5.10. При построении питающей сети до 1кВ в целях повышения надежности питания рекомендуется руководствоватьсяследующими общими положениями.

6.5.10.1. РУ до 1 кВ следует размещатьвблизи центров нагрузок.

6.5.10.2. Питающие сети до 1 кВ должныформироваться таким образом, чтобы длина распределительной сети до 1 кВ была повозможности минимальной.

6.5.10.3. Питающие сети рекомендуетсяпрокладывать открыто. Применение трубных проводок должно обосновываться.

6.5.10.4. Каждый участок или отделениецеха рекомендуется питать от одного или нескольких РУ до 1 кВ, от которых недолжны, как правило, питаться другие участки или отделения цеха. Такжежелательна привязка цеховых ТП к определенным цехам, если этому не препятствуетнезначительность электрической нагрузки.

6.5.10.5. При построении питающей сетиследует учитывать указания о раздельном учете электроэнергии для различныхцехов, если это не приводит к значительному удорожанию питающих сетей.

6.5.11. Применение на промышленныхпредприятиях питающих силовых сетей постоянного тока общего назначения следуетобосновывать в проекте.

6.5.12. Распределительные сети до 1 кВмогут выполняться магистральными или радиальными. Выбор вида сети зависит отпланировки и габаритов технологического оборудования, условий среды,особенностей проведения подъемно-транспортных работ в цехе.

6.5.13. Магистральные распределительныесети до 1 кВ рекомендуется выполнять с помощью комплектных распределительныхшинопроводов.

6.5.14. Радиальные распределительные сетидо 1 кВ следует выполнять при распределении электроэнергии от распределительныхщитов, пунктов, щитов и шкафов станций управления, других видов НКУ.

 

7. Определение электрических нагрузок ирасходов электроэнергии

 

7.1. Определение электрических нагрузокдолжно производиться при разработке систем электроснабжения промышленныхпредприятий на всех стадиях проектирования (ТЭО, ТЭР, проект, рабочий проект,рабочая документация).

7.2. При предпроектной проработке (схемаразвития, ТЗО, ТЭР) должна определяться результирующая электрическая нагрузкапредприятия, позволяющая решить вопросы его присоединения к сетямэнергосистемы. Ожидаемая электрическая нагрузка определяется либо пофактическому электропотреблению предприятия-аналога, либо по достоверномузначению коэффициента спроса при наличии данных о суммарной установленноймощности электроприемников, либо через удельные показатели электропотребления.

7.3. На стадии проект следует производитьрасчет электрических нагрузок в целях выполнения схемы электроснабженияпредприятия на напряжении 6-10 кВ и выше, выбора и заказа электрооборудованияподстанций и других элементов электрической сети предприятия. Расчетэлектрических нагрузок производится параллельно с построением системыэлектроснабжения в следующей последовательности.

7.3.1. Выполняется расчет электрическихнагрузок напряжением до 1 кВ в целом по корпусу (предприятию) в целях выявленияобщего количества и мощности цеховых ТП.

7.3.2. Выполняется расчет электрическихнагрузок на напряжении 6-10 кВ и выше на сборных шинах РП, ГПП, ПГВ.

7.3.3. Определяется расчетная электрическаянагрузка предприятия в точке балансового разграничения с энергосистемой.

7.4. На стадиях рабочий проект и рабочаядокументация дополнительно к указанным в п. 7.3 расчетам следует выполнитьрасчет электрических нагрузок питающих сетей напряжением до 1 кВ и на шинахкаждой цеховой ТП. Расчет ведется одновременно с построением питающей сетинапряжением до 1 кВ. Согласно произведенным расчетам определяются сеченияпроводников питающих сетей напряжением до 1 кВ и выбор защитных аппаратов,уточняются мощности трансформаторов цеховых ТП.

7.5. Определение электрических нагрузокна стадиях проект, рабочий проект, рабочая документация следует производитьсогласно разработанным институтом Тяжпромэлектропроект в 1992 г. указаниям порасчету электрических нагрузок [15, 16], заменяющим действующие с 1968 г."Указания по определению электрических нагрузок в промышленныхустановках".

Не следует допускать пользование ранеедействующими указаниями, приводящими к необоснованному завышению как средних,так и максимальных электрических нагрузок.

7.6. Усовершенствованная методикаопределения электрических нагрузок базируется на следующих положениях.

7.6.1. Исходными для расчета даннымиявляются таблицы - задания от технологов, сантехников и других смежныхподразделений, в которых указываются данные электроприемников.

7.6.2. В расчетах используютсясодержащиеся в существующих справочных материалах среднестатистические значениякоэффициентов использования Ки и коэффициентов реактивной мощности дляразличных электроприемников.

7.6.3. Приняты следующие постоянныевремени нагрева:

для сетей до 1 кВ - 10 мин ;

для сетей выше 1 кВ - 30 мин;

для трансформаторов и магистральныхшинопроводов - 150 мин.

7.6.4. Значения коэффициентов расчетныхнагрузок Кр определены в зависимости от коэффициента использования,эффективного числа электроприемников и постоянной времени нагрева.

7.6.5. Значения коэффициентоводновременности Ко для определения расчетных нагрузок на шинах 6-10 кВ РП, ГППопределены в зависимости от средневзвешенных коэффициентов использования ичисла присоединений 6-10 кВ на сборных шинах РП, ГПП.

7.6.6. Фактические значения расчетныхнагрузок могут превышать расчетные с вероятностью не более 0,05.

7.7. Указания не распространяются наопределение электрических нагрузок электроприемников с резкопеременнымиграфиками нагрузки (дуговых электропечей, электроприводов прокатных станов,контактной сварки и т. п.), промышленного электрического транспорта, а такжеэлектроприемников с известным графиком нагрузки.

7.8. При расчетах электрических нагрузокдолжны быть определены отдельно нагрузки электроприемников особой группы I категории и нагрузки электроприемников III категории.

7.9. Годовой расход активной и реактивнойэнергии, потребляемой промышленным предприятием, рекомендуется рассчитывать наосновании расчетных электрических нагрузок и годового числа часов использованиямаксимума активной и реактивной мощности.

7.9.1. Годовой расход активной энергии,потребляемой предприятием, следует определять по выражению

,

где P_р -математическое ожидание расчетной активной мощности (нагрузки) на границебалансового разграничения с энергосистемой. Допускается принимать  = 0,9 P_р, где P_р - расчетная нагрузка, определенная согласно [15, 16];

T_м - годовое число часов использования максимума активноймощности, определяемое в зависимости от сменности предприятия. Для 1, 2 и3-сменных предприятий T_м соответственно следует принимать 1900, 3600 и 5100 ч, длянепрерывного производства - 7650 ч.

7.9.2. Годовой расход реактивной энергии,не превышающий экономическое значение, следует определять по выражению

,

где Q_э -реактивная мощность в пределах экономических значений, с учетом устанавливаемыхна предприятии средств КПМ. Значение Q_эопределяется согласно [21, 22];

 - годовое число часовиспользования потребляемой максимальной реактивной мощности, не превышающейэкономическое значение.

Значение  зависит от режима работы предприятияи напряжения сети энергосистемы, от которой получает питание потребитель.

 

Режим работы предприятия		1 смена	2 смены	3 смены	Непрерывное производство
, ч	питание от сети 35 кВ	1660	2400	3000	5660
	питание от сети 110 кВ	1750	3000	3750	6400
	питание от сети 220-330 кВ	1800	3200	4200	6800
	питание от сети 500 кВ или на генераторном напряжении	1850	3460	4800	7300

 

7.9.3. Годовой расход реактивной энергии,превышающий экономическое значение

,

где Q_пэ- реактивная мощность, потребляемая из энергосистемы и превышающаяэкономическое значение;

 - годовое число часовиспользования потребляемой максимальной реактивной мощности, превышающейэкономическое значение.

Значения Q_пэи  определяютсяв соответствии с указаниями по выбору средств КРМ в электрических сетях общегоназначения [21, 22].

 

 

 

8. Расчеты токов КЗ

 

8.1. В проекте электроснабженияпредприятия должны быть приведены данные расчета токов КЗ, используемые длявыбора аппаратов и проводников, для расчетов релейной защиты и параметровкачества электроэнергии.

8.2. Расчеты токов КЗ следует производитьисходя из полного развития проектируемой системы электроснабжения.

8.3. Методы расчета токов КЗ приведены вследующих стандартах:

ГОСТ 27514-87 - электроустановкипеременного тока напряжением свыше 1 кВ;

ГОСТ Р 50270-92 - электроустановкипеременного тока напряжением до 1 кВ;

ГОСТ 29176-91 - электроустановкипостоянного тока.

Электродинамическое и термическоедействия тока КЗ рассмотрены в ГОСТ Р 50254-92.

8.4. Для промышленных предприятийопределение токов однофазных КЗ в электроустановках до 1 кВ можетпроизводиться, наряду с рекомендуемым ГОСТ Р 50270-92 методом симметричныхсоставляющих, методом петли фаза-нуль [17].

8.5. В зависимости от наличия исходныхданных для расчета метод петли фаза-нуль позволяет определять значение токаоднофазного короткого замыкания как по сумме активных и индуктивныхсопротивлений в фазной и нулевой цепях, так и по сумме полных сопротивлений (z) всех последовательных участков цепикороткого замыкания.

В первом случае, как и в методесимметричных составляющих, учитываются сопротивления всех элементов цепикороткого замыкания, включая сопротивления трансформаторов тока, автоматическихвыключателей, контактных соединений и электрической дуги. Точность расчета приэтом не отличается от точности метода симметричных составляющих, но для расчетане требуется данных по сопротивлениям нулевой последовательности, которые невсегда можно найти для конкретной схемы.

Во втором случае сопротивления отдельныхэлементов цепи короткого замыкания и электрической дуги не учитываются, так какарифметическое (вместо геометрического) суммирование полных сопротивленийприводит, как правило, к увеличению общего сопротивления короткозамкнутой цепии как бы компенсирует неучет сопротивлений отдельных элементов.

Расчет тока однофазного короткогозамыкания по сумме полных сопротивлений является простым по сравнению с двумядругими методами, но несколько уступает последним в точности результата.

8.6. При расчете тока трехфазного КЗ вустановках напряжением до 1 кВ следует учитывать не только индуктивные иактивные сопротивления всех элементов короткозамкнутой цепи, но и активныесопротивления всех переходных контактов в этой цепи (на шинах, на вводах ивыводах аппаратов, разъемные контакты аппаратов и контакт в месте короткогозамыкания).

При отсутствии достоверных данных оконтактах и их переходных сопротивлениях допускается при расчете токов КЗ всетях, питаемых трансформаторами мощностью до 2500 кВА включительно, учитыватьих суммарное сопротивление введением в расчет активного сопротивления:

8.6.1 для распределительных устройств до1 кВ цеховых ТП мощностью до 1000 кВА включительно - 0,015 Ом; для распределительныхустройств до 1 кВ цеховых ТП мощностью 1600 и 2500 кВА значения активныхсопротивлений подлежат уточнению;

8.6.2 для первичных цеховыхраспределительных пунктов, как и на зажимах аппаратов, питаемых радиальнымилиниями от щитов подстанций или главных магистралей, - 0,02 Ом;

8.6.3 для вторичных цеховыхраспределительных пунктов, как и на зажимах аппаратов, питаемых от первичныхраспределительных пунктов, - 0,025 Ом;

8.6.4 для аппаратуры, установленнойнепосредственно у электроприемников, получающих питание от вторичныхраспределительных пунктов, - 0,03 Ом.

8.7. При проектировании системыэлектроснабжения промышленного предприятия, имеющего в своем составеэлектроприемники, чувствительные к изменениям показателей качестваэлектроэнергии, следует оптимизировать расчетное значение тока КЗ с учетом двухфакторов:

- обеспечения возможности примененияэлектрических аппаратов облегченной конструкции и проводников меньших сечений;

- обеспечения поддержания ПКЭ внормируемых пределах. В необходимых случаях расчетное значение тока КЗ должноопределяться технико-экономическим расчетом по минимуму приведенных затрат наограничение токов КЗ и меры по поддержанию ПКЭ в нормируемых пределах. Учитываязначительную стоимость технических средств по поддержанию ПКЭ в нормируемыхпределах, рекомендуется, как правило, указанные промышленные предприятияподключать к точкам сети энергосистемы с наибольшими токами КЗ.

8.8. В качестве средств ограничения токовКЗ на промышленных предприятиях могут быть применены:

- токоограничивающие реакторы;

- трансформаторы с расщепленной обмоткойнизшего напряжения;

- трансформаторы с повышенным значениемнапряжения короткого замыкания;

- специальные тиристорныебыстродействующие токоограничивающие устройства типа ТОУ.

8.9. При необходимости ограничения токовКЗ в РП 6-10 кВ следует производить установку токоограничивающих реакторов напитающих линиях или устанавливать групповые реакторы на отходящих линиях 6-10кВ с присоединением до 4 линий к одному реактору.

Индивидуальное реактирование отходящихлиний должно быть обосновано.

 

9. Качество электрической энергии

 

9.1. Для электрических сетей общегоназначения устанавливаются согласно ГОСТ 13109 [18] следующие показателикачества электроэнергии (ПКЭ):

установившееся отклонение напряжения;

размах изменения напряжения;

доза колебаний напряжения;

коэффициент несинусоидальности;

коэффициент гармонической составляющей;

напряжения нечетного (четного) порядка;

коэффициент обратной последовательностинапряжения;

коэффициент нулевой последовательностинапряжения;

отклонение частоты.

9.2. Расчетной точкой является точкаприсоединения промышленного предприятия к сети энергоснабжающей организации.Как правило, расчетная точка совпадает с границей балансового разграничениямежду потребителем и энергосистемой.

9.3. Энергоснабжающая организацияопределяет для расчетной точки согласно "Правилам присоединенияпотребителя к сети общего назначения по условиям влияния на качествоэлектроэнергии" [19] значения допустимых расчетных вкладов (ДРВ)потребителя в нормируемые ГОСТ 13109 значения ПКЭ.

9.4. При проектировании системыэлектроснабжения промышленного предприятия следует предусматривать меры иустройства, обеспечивающие в расчетной точке заданные значения ДРВ ипозволяющие осуществить контроль и анализ значений ПКЭ.

9.5. В целях стимулирования потребителя кулучшению качества электрической энергии установлены скидки (надбавки) к тарифуза качество электрической энергии, применяемые при отклонениях от установленныхзначений ДРВ [20].

9.6. Улучшение качества электроэнергиидостигается рациональным построением схем электроснабжения, а также применениемпри необходимости специальных технических средств (силовых фильтров, устройствстатической и динамической компенсации и др.).

9.7. При проектировании предприятий соспецифическими нагрузками (нелинейными, резкопеременными, несимметричными)следует учитывать, что устанавливаемые специальные технические средстваодновременно обеспечивают КРМ и поддержание значений ПКЭ. Поэтому припроектировании вопросы качества электроэнергии и компенсации реактивноймощности для предприятий со специфическими нагрузками следует рассматриватьодновременно.

9.8. Согласно ГОСТ 13109 нормируютсяустановившиеся значения нормального предельного отклонения напряжения ±5%и максимального предельного отклонения напряжения ±10%.

В переходных режимах отклонениянапряжения не нормируются и, например, при пуске крупного электродвигателямогут превышать указанные значения. Значение превышения зависит от конкретнойсхемы электроснабжения, особенностей подключенных электроприемников,характеристик коммутационных аппаратов, но во всех случаях пуск крупногодвигателя не должен приводить к нарушению работы других электроприемников.

9.8.1. Регулирование напряжения всистемах электроснабжения промышленных предприятий, в основном, должнообеспечиваться применением трансформаторов и автотрансформаторов савтоматическим регулированием напряжения под нагрузкой и выбором оптимальныхответвлений у нерегулируемых под нагрузкой трансформаторов.

9.8.2. Если режим работыэлектроприемников различен и они имеют разную удаленность от пункта питания, атакже если имеются электроприемники, особо чувствительные к отклонениямнапряжения, необходимо предусматривать дополнительные групповые илииндивидуальные средства регулирования напряжения в узлах нагрузки, такие какприменение управляемых конденсаторных батарей, автоматическое управлениевозбуждением синхронных электродвигателей, применение стабилизирующихустановок, устройств по ограничению напряжения и др.

9.9. Несинусоидальность напряжениявызывается подключением к сети электроприемников с нелинейной вольтампернойхарактеристикой, являющихся источниками высших гармоник. К такимэлектроприемникам относятся тиристорные электроприводы, дуговые электропечи,сварочные установки, газоразрядные лампы и др. При проектировании в целяхуменьшения негативного влияния высших гармонических на элементыэлектроустановок следует руководствоваться рекомендациями по построению схемэлектроснабжения (см. раздел 2), а также, если это возможно, увеличить числофаз выпрямления вентильных преобразователей. При недостаточности указанных мерследует применять силовые резонансные CLфильтры.

9.10. Электроприемники, нагрузка которыхимеет резкопеременный характер (электроприводы, дуговые электропечи и др.),вызывают недопустимые размахи изменений напряжения и дозы колебаний напряжения.При построении системы электроснабжения следует руководствоваться положениямираздела 2, также целесообразно уменьшение реактивного сопротивления сети, в томчисле могут быть эффективны установки продольной компенсации. В тех случаях,когда совершенствованием схемы питания невозможно снизить значения указанныхПКЭ, могут быть применены быстродействующие синхронные компенсаторы илистатические установки динамической компенсации прямого или косвенного действия.

9.11. Несимметричные режимы токов инапряжений связаны с подключением несимметричных нагрузок, т. е. такихэлектроприемников, симметричное многофазное исполнение которых нецелесообразноили невозможно. К подобным электроприемникам относятся отдельные термические исварочные установки, электрическое освещение, специальные однофазные нагрузки.Подключение таких нагрузок к трехфазной сети ограниченной мощности вызываетдлительные или кратковременные несимметричные режимы токов и напряжений,которые могут быть снижены подключением несимметричных нагрузок в точке сети свозможно большей мощностью КЗ и равномерным распределением однофазных идвухфазных нагрузок по всем трем фазам. Если указанные меры недостаточны,рекомендуется применять симметрирующие устройства. Для статичной однофазной илидвухфазной нагрузки значительной мощности следует использовать нерегулируемыесимметрирующие устройства, преобразующие эти нагрузки в трехфазные. В техслучаях, когда нагрузка по фазам меняется за весьма малые промежутки времени,несимметрия сети носит кратковременный и случайный характер, следует применятьрегулируемые статические симметрирующие устройства с достаточнымбыстродействием.

9.12. Для ряда электроприемниковпроизводств с непрерывным технологическим процессом, средств вычислительнойтехники, средств связи и др. исключительное значение имеют длительность иглубина провалов напряжения. Следует отметить, что нормирование указанных ПКЭзатруднено, так как зависит от особенностей оборудования и технологическогопроцесса конкретной установки. В качестве технических средств могут применятьсяагрегаты бесперебойного питания с аккумуляторными батареями и специальныетехнические средства, позволяющие обеспечить непрерывную и неискаженную формукривой напряжения у потребителя при провалах различной глубины и длительности.

 

10. Компенсация реактивной мощности

 

10.1. Проектирование установоккомпенсации реактивной мощности (КРМ) промышленных предприятий следуетпроизводить раздельно для электрических сетей общего назначения и дляэлектрических сетей со специфическими (нелинейными, резкопеременными,несимметричными) нагрузками.

10.2. При выборе средств КРМ дляэлектрических сетей общего назначения следует руководствоваться следующимиуказаниями.

10.2.1. В качестве средств КРМпринимаются батареи низковольтных и высоковольтных конденсаторов напряжением0,4 кВ и 6-10 кВ соответственно и синхронные электродвигатели 6-10 кВ.

10.2.2. Основными исходными данными длявыбора средств КРМ являются расчетные электрические нагрузки предприятия, в томчисле на границе балансового разграничения с энергосистемой, и экономическиезначения реактивной мощности и энергии, задаваемые энергоснабжающейорганизацией.

10.2.3. Выбор средств КРМ и мощностикомпенсирующих устройств осуществляется в два этапа: при потреблении реактивноймощности из энергосистемы в пределах экономического значения и потребленииреактивной мощности из энергосистемы, превышающем экономическое значение.

10.2.4. На первом этапе определяетсямощность конденсаторных батарей, устанавливаемых в сети до 1 кВ по критериювыбора минимального числа цеховых ТП, и определяется экономическицелесообразная реактивная мощность, генерируемая синхронными электродвигателями6-10 кВ. При этом во всех случаях используется для КРМ без обосновывающихрасчетов располагаемая реактивная мощность синхронных двигателей с номинальноймощностью свыше 2500 кВт и располагаемая реактивная мощность синхронныхдвигателей с частотой вращения свыше 1000 1/мин независимо от номинальноймощности. Целесообразность использования синхронных электродвигателей сноминальной мощностью до 2500 кВт и частотой вращения до 1000 1/минопределяется расчетом. Затем производится анализ баланса реактивной мощности награнице балансового разграничения. В случае, если генерируемая конденсаторнымибатареями до 1 кВ и синхронными электродвигателями 6-10 кВ реактивная мощностьобеспечивает потребление реактивной мощности из энергосистемы в пределахэкономического значения, выбор средств КРМ считается завершенным. В обратномслучае следует выполнить второй этап расчета.

10.2.5. На втором этапе расчета следуетрассмотреть получение недостающей реактивной мощности из следующих источников:

- дополнительная установка батарейконденсаторов до 1 кВ;

- более полное использование реактивноймощности, генерируемой синхронными двигателями мощностью до 2500 кВт и счастотой вращения до 1000 1/мин (в случае, если располагаемая мощность этойгруппы синхронных двигателей не используется полностью при потреблении реактивноймощности из энергосистемы, не превышающем экономическое значение);

- установка в узлах нагрузки батарейконденсаторов 6-10 кВ.

Указанные источники сопоставляются междусобой и с потреблением реактивной мощности из энергосистемы, превышающемэкономическое значение. Для предприятий с непрерывным режимом работы, какправило, целесообразна установка батарей конденсаторов 6-10 кВ. Дляпредприятий, работающих в 1, 2 и 3 смены может оказаться целесообразнымполучение недостающей реактивной мощности из энергосистемы, превышающейэкономическое значение.

10.2.6. При выполнении расчетов по выборусредств КРМ рекомендуется пользоваться указаниями по проектированию КРМ в сетяхобщего назначения [21, 22], разработанными взамен соответствующих указаний 1984г.

10.2.7. Батареи конденсаторов до 1 кВмогут размещаться в электротехнических помещениях или непосредственно впроизводственных помещениях.

10.2.8. Установку батарей конденсаторовдо 1 кВ непосредственно в производственных помещениях следует выполнять присоблюдении следующих условий:

- распределение электроэнергиипроизводится магистральными шинопроводами;

- окружающая среда не содержит проводящейпыли, химически активных веществ, не отнесена к взрывоопасным и пожароопаснымзонам;

- должны быть исключены механическиевоздействия от транспортных средств и перемещаемых грузов;

- степень защиты оболочки конденсаторныхбатарей должна быть не менее IP4Xпо ГОСТ 14255.

10.2.9. При условиях, отличающихся отперечисленных в п. 10.2.8., батареи конденсаторов до 1 кВ рекомендуетсяустанавливать в помещениях цеховых ТП. Количество батарей (не более двух наодин трансформатор) определяется мощностью трансформатора и степеньюкомпенсации. Батареи конденсаторов могут также размещаться в ЭМП и другихэлектропомещениях.

10.2.10. Батареи конденсаторов 6-10 кВдолжны размещаться, как правило, в отдельных (специально для нихпредназначенных) помещениях, а также в ЭМП и подстанциях.

10.2.11. Установки батарей конденсаторовдо 1 кВ и 6-10 кВ должны иметь ручное управление для включения или отключенияустановки в целом или ее части эксплуатационным персоналом.

10.2.12. Установки батарей конденсаторовдо 1 кВ должны иметь автоматическое ступенчатое регулирование мощности вфункции реактивной мощности, реактивного или полного тока узла нагрузки.

10.2.13. Автоматическое регулированиемощности батареи конденсаторов 6-10 кВ рекомендуется осуществлять при наличии употребителя выключателей 6-10 кВ, предназначенных для частой коммутацииемкостной нагрузки. При их отсутствии регулирование мощности батареиконденсаторов 6-10 кВ производить не следует.

10.2.14. Синхронные электродвигатели6-10, реактивная мощность которых используется для КРМ, должны иметьавтоматическое регулирование возбуждения в функции реактивной мощности узланагрузки на границе балансового разграничения с энергосистемой.

10.2.15. При значительном количествеустановок КРМ следует при проектировании рассматривать возможность устройствацентрализованного управления ими с диспетчерского пункта.

10.3. При выборе средств КРМ дляэлектрических сетей со специфическими нагрузками следует руководствоватьсяследующими рекомендациями.

10.13.1. В качестве средств КРМ для сетейс нелинейными и резкопеременными нагрузками помимо средств КРМ, используемых всетях общего назначения (конденсаторные батареи до 1 кВ и 6-10 кВ, синхронныедвигатели 6-10 кВ), могут применяться силовые резонансные CL фильтры и устройства динамическойкомпенсации реактивной мощности прямого или косвенного действия.

10.3.2. Выбор средств КРМ зависит отзначений определяемых в расчетной точке (см. п. 10.3.4) следующих показателейкачества электроэнергии (ПКЭ):

- коэффициента искажения синусоидальностинапряжения Ки;

- коэффициента n-йгармонической составляющей напряжения Ки(n);

- размаха изменений напряжения SU;

- дозы фликера Р.

10.3.3. При определении указанных ПКЭсогласно ГОСТ 13109 в целях исключения принятия решений, неоправданноудорожающих устанавливаемые средства КРМ, рекомендуется при выполнении расчетовпринимать вероятность превышения предельно допускаемых значений ПКЭ, равную0,05.

10.3.4. Расчетной точкой является точкаприсоединения потребителя к сети энергоснабжающей организации, для которойопределяются допустимые расчетные вклады (ДРВ) потребителя в нормируемыесогласно ГОСТ 13109 значения ПКЭ. Как правило, расчетная точка принимаетсясовмещенной с границей балансового разграничения между потребителем иэнергоснабжающей организацией, но при питании мощных электроприемников отподстанции глубокого ввода расчетная точка может находиться в узлахэнергосистемы.

10.3.5. Выявленные расчетные значения ПКЭсопоставляются со значениями ДРВ, которые определяются энергоснабжающейорганизацией согласно [19]. Результаты сопоставления позволяют осуществитьвыбор средств КРМ.

10.3.6. Конденсаторные батареи 6-10 кВ неследует подключать к секциям сборных шин, от которых получают питаниенелинейные нагрузки независимо от значений Ки и Ки(n).

10.3.7. При выделении нелинейных нагрузок6-10 кВ на отдельные ветви расщепленной обмотки трансформатора или сдвоенногореактора и при значениях Ки и Ки(n),превышающих значение ДРВ в расчетной точке, на секции сборных шин с нелинейныминагрузками следует устанавливать силовые фильтры в целях снижения значенийтоков и напряжений высших гармоник в расчетной точке до значений ДРВ. Призначениях Ки и Ки(n), не превышающих ДРВ в расчетной точке,силовые фильтры не устанавливаются. Выбор средств КРМ для этих случаевпроизводится согласно п. 10.2. Мощность устанавливаемых средств КРМ (с учетомфильтров, если они устанавливаются) должна обеспечить потребление РМ изэнергосистемы, не превышающее экономическое значение. При целесообразностиустановки батарей конденсаторов 6-10 кВ последние должны быть подключены ксекциям сборных шин, к которым не подключены нелинейные нагрузки.

10.3.8. При невозможности выделениянелинейной нагрузки на отдельные ветви расщепленной обмотки трансформатора исдвоенного реактора к сборным шинам 6-10 кВ следует подключить силовые фильтры,обеспечивающие снижение значений коэффициентов Ки и Ки(n)до значений ДРВ и потребление реактивной мощности из энергосистемы, непревышающее техническое значение реактивной мощности. Учитывая значительныезатраты на установку силовых фильтров нецелесообразно увеличение их мощности поусловию КРМ. Силовые фильтры устанавливать не следует, если соблюдаютсяследующие два условия: расчетные значения Ки и Ки(n)не превышают значения ДРВ и технический предел потребления реактивной мощностиобеспечивается синхронными электродвигателями и батареями конденсаторов до 1кВ.

10.3.9. К секциям сборных шин, питающихрезкопеременные нагрузки, не следует подключать конденсаторные батареи. В целяхснижения значений размаха изменений напряжения и дозы фликера эти секциирекомендуется подключать к сети общего назначения с наибольшими токами КЗ. Приневозможности осуществить такое подключение, а также в случае установки мощныхэлектроприемников с резкопеременным характером нагрузки должна быть рассмотренацелесообразность установки устройств динамической компенсации реактивноймощности прямого или косвенного действия. По условию КРМ суммарная мощностьконденсаторных батарей фильтров, входящих в состав устройства динамическойкомпенсации, должна обеспечить технический предел потребления реактивноймощности.

10.4. Выбор компенсирующих устройствдолжен производиться одновременно с выбором других основных элементов системыэлектроснабжения предприятия с учетом динамики роста электрических нагрузок ипоэтапного развития системы (см. также п. 2.3.9).

10.5. При проектировании силовыхэлектроустановок должно быть обеспечено наименьшее потребление реактивной,мощности путем:

обоснованного выбора мощностиэлектродвигателей;

преимущественного применения синхронныхэлектродвигателей для нерегулируемых электроприводов;

применение специальных схем и режимовработы вентильных преобразователей.

10.6. Индивидуальная компенсация можетбыть выполнена для мощных электроприемников с низким коэффициентом мощности и сбольшим числом часов работы в году.

10.7. При необходимости включенияконденсаторных батарей на напряжение выше 10 кВ следует применятьпоследовательное или параллельно-последовательное соединение однотипныхконденсаторов с устройством дополнительной изоляции конденсаторов между фазамии изоляцией конденсаторов от земли.

10.8. Для промышленных предприятийрекомендуется использование комплектных конденсаторных установок.

 

11. Управление, измерение, сигнализация,противоаварийная автоматика, оперативный ток

 

11.1. Для энергоемких промышленныхпредприятий следует, как правило, предусматривать централизованное(диспетчерское) управление системой электроснабжения с применением средствтелемеханики и вычислительной техники.

Автоматизированную систему управленияэлектроснабжением (АСУ-электро) рекомендуется создавать в составеавтоматизированной системы управления энергохозяйством предприятия (АСУ-Э),осуществляющей управление и контроль всех видов энергоносителей(электроэнергия, газ, вода, воздухо- и теплоснабжение).

11.2. При проектировании АСУ-Э следуетпредусматривать возможность включения ее в будущем в автоматизированную системууправления производством.

11.3. Объем телемеханизации системыэлектроснабжения должен определяться задачами диспетчерского управления иконтроля с учетом предусматриваемого уровня автоматики на подстанциях(устройства АВР, АПВ, АЧР). Объем телемеханизации должен быть обоснован впроекте.

11.4. Применение средств телемеханики ивычислительной техники должно обеспечивать:

- отображение на диспетчерском пункте(ДП) состояния и положения основных элементов системы электроснабжения ипередачу на ДП предупредительных и аварийных сигналов;

- возможность оперативного управлениясистемой;

- установление наиболее рациональныхэксплуатационных режимов;

- скорейшую локализацию последствийаварий;

- сокращение количества обслуживающегоперсонала;

- сбор и передачу информации в системуавтоматизированного учета электроэнергии.

11.5. Телеуправление (ТУ) следуетосуществлять:

- выключателями на питающих линиях илиниях связи при необходимости частых (3 раза в сутки и более) оперативныхвключениях;

- вводными и секционными выключателямиподстанций при отсутствии АВР;

- выключателями на линиях, питающихсекции шин с электроприемниками IIIкатегории;

- выключателями на линиях, питающихэлектроприемники значительной мощности, если принято решение о целесообразностиих отключения в часы максимальных нагрузок энергосистемы в целях регулированияэлектропотребления.

11.6. Телесигнализация (ТС) должнауказывать состояние:

- всех телеуправляемых объектов;

- вводных, секционных, шиносоединительныхи обходных выключателей подстанций предприятия;

- выключателей, питающих электроприемникизначительной мощности и ответственные механизмы, агрегаты, технологическиелинии;

- трансформаторов с высшим напряжением 35кВ и выше;

- отделителей на вводах напряжением 35 кВи выше.

Кроме того, как правило, должныпредусматриваться следующие сигналы с контролируемого пункта (КП):

а) общий сигнал с каждого КП:

об аварийном отключении любоговыключателя;

о замыкании на землю в сетях высокогонапряжения каждой подстанции;

о неисправностях на КП, в том числе о недопустимомизменении температуры в отапливаемых помещениях, замыкании на землю иисчезновении напряжения в цепях оперативного тока, повреждении в цепяхтрансформаторов напряжения, переключении питания цепей телемеханики нарезервный источник и т. п.;

б) о неисправности трансформаторов ГПП,ПГВ, крупных преобразовательных агрегатов;

в) о возникновении пожара (появлениидыма) на КП.

11.7. Телеизмерения (ТИ) должныотображать:

- значения напряжений на питающих линиях,других источников питания и на сборных шинах подстанций 6 кВ и выше;

- значения токов и мощностей в точкахсети, позволяющие осуществлять систематический контроль технологическогопроцесса и оборудования, судить о перетоках активной, реактивной и полноймощности в системе электроснабжения в нормальном и послеаварийном режимах;

- значения показателей качестваэлектроэнергии в расчетной точке и, при необходимости, в отдельных узлахпитания.

11.8. Преобразование измеряемыхэлектрических величин (напряжения, тока, мощности, частоты) в унифицированный выходнойсигнал следует осуществлять с помощью измерительных преобразователей различногоназначения. Применение на промышленных предприятиях измерительно-вычислительныхкомплексов и информационных измерительных систем должно быть обосновано впроекте.

11.9. Для регистрации изменяющихся вовремени электрических процессов следует применять самопишущие в том числебыстродействующие, приборы, светолучевые и электронные осциллографы,магнитографы.

11.10. При проектировании диспетчерскогощита и пульта, определении размеров диспетчерского помещения следует учитыватьвозможное развитие системы электроснабжения.

11.11. Мнемосхема диспетчерского щита иобъем информации, отражающейся на дисплеях, должны, как правило, показывать всесвязи 6-10 кВ и выше между подстанциями, пунктами приема электроэнергии идругими источниками питания. Выключатели и другие аппараты, не включенные вобъем телемеханизации, могут отражаться на мнемосхеме с помощью символов,переставляемых вручную.

11.12. На энергоемких промышленныхпредприятиях рекомендуется предусматривать автоматизированный учетэлектроэнергии в целях:

- определения количества электроэнергии,получаемой предприятием от энергоснабжающей организации;

- фиксирования получасового максимуманагрузки в часы максимальных и минимальных нагрузок энергосистемы;

- производства внутризаводскогомежцехового расчета за электроэнергию;

- осуществления контроля за потреблениеми выработкой реактивной энергии по предприятию в целом и отдельным потребителямзначительной мощности;

- определения средневзвешенногокоэффициента мощности.

Системы учета электроэнергии напромышленных предприятиях должны отвечать требованиям гл.1.5 ПУЭ "Учетэлектроэнергии".

11.13. Автоматический контроль изоляции,действующий на сигнал при снижении сопротивления изоляции ниже нормируемогоуровня, должен выполняться в сетях переменного тока напряжением выше 1 кВ сизолированной или заземленной через дугогасящий реактор нейтралью, в сетяхпеременного тока до 1 кВ с изолированной нейтралью и в сетях постоянного тока сизолированными полюсами или с изолированной средней точкой.

11.14. Для фиксации аварийных режимов ипоследующего их анализа на подстанциях 110 кВ и выше рекомендуетсяпредусматривать установку автоматических осциллографов и самопишущих приборов сускоренной записью при авариях, а для крупных УРП и ГПП - систему диагностикинеисправностей в составе АСУ-электро.

11.15. Система управление, измерения исигнализации на подстанции должна обеспечивать:

безошибочное и рациональное ведениеэксплуатации;

контроль режима работыэлектрооборудования и основных технологических агрегатов;

быструю ориентировку обслуживающегоперсонала при аварийных режимах.

На телемеханизированных иавтоматизированных объектах электроснабжения необходимо предусматривать местноеуправление для осмотра и ревизии электрооборудования.

11.16. Управление электрооборудованиемподстанции производится:

- со щита управления общеподстанционногопункта управления (ОПУ);

- из распределительных устройств 6-10 кВ(из коридора управления);

- из шкафов наружной установки натерритории ОРУ.

Здание ОПУ (отдельное или сблокированноес ЗРУ 6-10 кВ) следует сооружать на подстанциях:

- для которых требуется постоянноедежурство персонала на щите управления;

- с ЗРУ-35 кВ и выше;

- при необходимости установки устройствзашиты ВЛ, блоков питания, выпрямительных и других устройств, не размещаемых вшкафах наружной установки.

На остальных подстанциях здания ОПУ несооружаются, панели управления и защиты должны размещаться в шкафах наружнойустановки на территории подстанции.

11.17. Релейная защита и автоматика (РЗА)подстанций промышленных предприятий должна быть согласована с устройствами РЗАсистемы внешнего электроснабжения. Выбор принимаемых видов РЗА долженвыполняться в соответствии с техническими условиями на присоединение, выданнымиэнергоснабжающей организацией, и требованиями соответствующих глав ПУЭ. Припроектировании РЗА рекомендуется учитывать разработки специализированныхэлектротехнических проектных и научно-исследовательских институтов, касающиесявыбора и расчетов уставок РЗА.

Для подстанций промышленных предприятийрекомендуется применять комплектные устройства РЗА, выполненные на интегральныхмикросхемах.

11.1.8. На подстанциях промышленныхпредприятий могут предусматриваться следующие виды автоматических устройств:

- автоматическое включение резервногопитания (АВР) на секционных выключателях всех распределительных устройств 6-10кВ и выше при раздельной работе секций, на стороне низшего напряжения цеховыхТП при питании электроприемников I и II категорий. При этом долженобеспечиваться запрет АВР при коротких замыканиях на шинах;

- автоматическое повторное включение(АПВ) воздушных линий, шин 110 кВ и выше с возможностью автоматическоговосстановления доаварийной схемы подстанции, шин 6-35 кВ для однотрансформаторныхподстанций;

- осуществляющие автоматическоевосстановление питания потребителей после ликвидации аварии или отключенияаварийного участка сети путем включения резервного оборудования и связей,ресинхронизации синхронного электродвигателя и т. п.

- осуществляющие автоматическое отделениеэлектростанции предприятия от энергосистемы при аварийном снижении частоты врезультате системных аварий;

- осуществляющие бесперебойное питаниеэлектроприемников особой группы Iкатегории;

- автоматическая частотная разгрузка(АЧР), отключающая электроприемники IIIкатегории до действия АПВ;

- автоматическое управление средствамиКРМ;

- автоматическое регулирование напряженияпод нагрузкой трансформаторов;

- осуществляющие управление работойвспомогательных устройств (обогрев приводов выключателей, разъединителей,шкафов КРУ, включение и отключение охлаждающих устройств трансформаторов,системы пожаротушения и др.).

11.19. На подстанциях может выполнятьсясигнализация в следующем объеме:

- световая сигнализация положенияобъектов с дистанционным управлением;

- индивидуальная световая сигнализацияаварийного отключения (аварийная сигнализация);

- предупредительная сигнализацияотклонения от нормального режима работы электрооборудования и нарушенияисправности цепей управления;

- центральная звуковая сигнализация,обеспечивающая привлечение внимания персонала при действии предупредительной иаварийной сигнализации.

При отсутствии ОПУ панель сигнализацииустанавливается в помещении РУ 6-10 кВ, а сигналы предупредительной и аварийнойсигнализации выводятся к дежурному персоналу.

11.20. Постоянный оперативный ток, восновном, следует применять:

на подстанциях с высшим напряжением 330кВ;

на подстанциях 110-220 кВ со сборнымишинами этих напряжений;

на подстанциях 35-220 кВ с воздушнымивыключателями;

на подстанциях 110-220 кВ с числоммасляных выключателей 110 или 220 кВ три и более.

11.21. Переменный оперативный токследует, в основном, применять на подстанциях 35/6-10 кВ с маслянымивыключателями 35 кВ, на подстанциях 35-220/6-10 и 110-220/35/6-10 кВ безвыключателей на стороне высшего напряжения, когда выключатели 6-10- 35 кВоснащены пружинными приводами. При оснащении выключателей 6-10- 35 кВэлектромагнитными приводами на указанных подстанциях следует применять выпрямленныйоперативный ток. Также рекомендуется его применение на подстанциях 110-220 кВ смалым числом масляных выключателей 110 или 220 кВ.

11.22. Выбор типа привода выключателейнапряжением 6-10 кВ необходимо производить с учетом коммутационной способностипоследних, значения тока короткого замыкания и выдержки времени релейной защитыв данной точке сети, степени ответственности питаемых электроприемников ирежимов их работы.

11.23. На подстанциях промышленныхпредприятий может применяться смешанная система оперативного тока(одновременное использование в разных сочетаниях постоянного, переменного,выпрямленного тока). Выбор системы оперативного тока следует обосновывать впроекте.

11.24. На подстанциях 110-330 кВ спостоянным оперативным током должна устанавливаться одна аккумуляторная батарея220 кВ, как правило, типа СК, без элементного коммутатора, работающая в режимепостоянного подзаряда. При проектировании необходимо определять категориюпомещения аккумуляторной батареи по взрывопожарной опасности и классвзрывоопасной зоны [23]. Рекомендуется, если имеется возможность, взаменбатарей типа СК устанавливать закрытые никель-кадмиевые аккумуляторные батареи.

11.25. Для выпрямления переменного токаследует использовать блоки питания стабилизированные и нестабилизированные,силовые выпрямительные устройства с индуктивным накопителем или без него.

 

12. Прокладка внецеховых электрическихсетей

 

12.1. По территории промышленныхпредприятий могут быть проложены воздушные линии, токопроводы, кабельные линиив надземных и подземных кабельных сооружениях, в земле, по стенам зданий исооружений, на технологических эстакадах.

12.2. Выбор способа внецеховойканализации для энергоемких производств следует производить на основаниитехнико-экономических расчетов сопоставимых вариантов по минимуму приведенныхзатрат с учетом трудозатрат при производстве электромонтажных работ. Присопоставлении вариантов необходимо учитывать факторы надежности и удобстваэксплуатации (ремонтоспособность, дополнительная прокладка линий), степеньзагрязненности воздуха, грунта, плотность застройки промплощадки, уровеньгрунтовых вод, размещение технологических, транспортных и других коммуникаций,требования пожарной безопасности, перспективу развития сети.

12.3. Зоны размещения электрических сетейна промплощадке предприятия должны согласовываться с разработчиком генеральногоплана.

12.4. Для энергоемких предприятий схемыглубоких вводов 110-220 кВ могут быть осуществлены применением воздушных икабельных линий 110 или 220 кВ, схемы глубоких вводов 330 кВ применением ВЛ-330кВ.

12.4.1. Применение ВЛ целесообразно приневысокой плотности застройки промплощадки. В целях снижения отчуждаемой под ВЛплощади допускается прохождение ВЛ над всеми несгораемыми зданиями исооружениями, за исключением взрывоопасных установок. При выборе высоты опор ВЛдолжна учитываться возможность прокладки в будущем под проводами ВЛтрубопроводов, транспортных и других коммуникаций. В обоснованных случаях можетоказаться целесообразным применение специальных опор в целях увеличения длиныпролетов.

12.4.2. При высокой плотности застройкипредприятия рекомендуется применять сухие кабели 110-220 кВ с пластмассовойизоляцией, прокладываемые в открытых кабельных сооружениях (кабельная эстакада,частично закрытая кабельная галерея, в том числе и размещенная натехнологической эстакаде). Прокладка кабелей 110-220 кВ с пластмассовойизоляцией в закрытых кабельных сооружениях (тоннелях, полностью закрытыхкабельных галереях) может производиться только в случае невозможности их прокладкив открытых кабельных сооружениях.

12.4.3. Маслонаполненные кабели низкогодавления 110-220 кВ могут быть применены при невозможности полученияпластмассовых кабелей. Маслонаполненные кабели низкого давления могутпрокладываться в лотках в земле, в траншеях, каналах, ниже зоны промерзания (~1,5м), с устройством специальных колодцев для муфт. Прокладка маслонаполненныхкабелей в тоннелях не может быть рекомендована ввиду ее весьма значительнойстоимости.

12.4.4. По мере освоенияэлектропромышленностью токопроводов до 330 кВ с элегазовой изоляциейрекомендуется их применение для схем глубоких вводов при высокой плотностизастройки промплощадки и наличии агрессивной окружающей среды.

12.5. При целесообразности распределенияэлектроэнергии на напряжениях 6-10 кВ по промплощадке энергоемкогопромышленного предприятия следует применять открыто проложенные токопроводы ссимметричным расположением фаз следующих конструктивных исполнений:

- жесткий подвесной с трубчатыми шинами иподвесными изоляторами;

- гибкий с расщепленными проводами;

- комплектный закрытый типа ТЗК-10.

12.5.1. Для систем канализации 6-10 кВпромышленных предприятий рекомендуется применять, как правило, жесткиетокопроводы с трубчатыми шинами из алюминиевого сплава АД31. Токопроводыразработаны в исполнениях для наружной и внутренней установки при нормальнойсреде и в исполнении для наружной установки для предприятий с сильнозагрязненной средой. Жесткие токопроводы не рекомендуется прокладывать втоннелях и в полностью закрытых галереях из-за значительного увеличениякапитальных затрат. При применении жестких токопроводов следует пользоватьсяразработанными типовыми проектами узлов и деталей.

12.5.2. Гибкие токопроводы рекомендуетсяприменять при наличии одновременно следующих факторов: нестесненной планировкипредприятия, позволяющей не учитывать условную стоимость отчуждаемой под гибкийтокопровод территории, и минимального количества (до двух-трех на 1 км) угловповорота трассы.

12.5.3. Комплектные закрытые токопроводыТЗК-10 не рекомендуется прокладывать по территории промышленных предприятийиз-за значительных затрат и по условиям эксплуатации. Токопровод ТЗК-10 следуетприменять на вводах незначительной длины (порядка 50 м) от трансформаторов дораспределительных устройств 6-10 кВ, а также при ошиновке электроустановоквнутри зданий.

12.5.4. Сечение токопровода следуетвыбирать по экономической плотности тока, значение которой определяетсярасчетом для нормального режима при проектировании конкретного объекта.Выбранное сечение токопровода следует проверить на нагрев током послеаварийногорежима.

12.5.5. При выборе токопровода,прокладываемого по территории предприятия, следует учитывать стоимостьотчуждаемой территории. Можно принимать, что отчуждение территории под жесткийтокопровод составляет 10 м, под гибкий токопровод - 18 м.

12.6. При необходимости передачизначительной мощности на напряжении 35 кВ рекомендуется применять жесткийтокопровод 35 кВ подвесной с трубчатыми шинами и подвесными изоляторами.

12.7. Внецеховые кабельные сети напряжениемдо 35 кВ следует, как правило, прокладывать открыто в надземных сооружениях: натехнологических и кабельных эстакадах, в кабельных частично закрытых галереях.

12.7.1. Прокладка кабелей натехнологических эстакадах, в том числе на эстакадах с трубопроводами с горючимигазами и ЛВЖ, может осуществляться либо на подвесных кабельных конструкциях илисамостоятельных кронштейнах при количестве кабелей до 30, не считая кабелейсобственных нужд, либо, при большем числе кабелей, на кабельных эстакадах или вчастично закрытых кабельных галереях, сооруженных на технологических эстакадах.При прокладке кабелей на подвесных конструкциях или кронштейнах расстояние оттрубопроводов должно быть не менее 0,5 м, небронированные кабели должны бытьзащищены от механических воздействий. Кабели, прокладываемые на эстакадах игалереях, следует принимать небронированными. При расположении кабельныхэстакад и галерей на технологической эстакаде с трубопроводами с горючимигазами и ЛВЖ должны быть выполнены противопожарные мероприятия (ограждающиегоризонтальные или вертикальные конструкции с огнестойкостью не менее 0,75 ч).Крепление кабельных и других конструкций непосредственно к трубопроводам недопускается. Возможность прокладки кабелей по техническим эстакадам должна согласовыватьсяс технологами.

12.7.2. При отсутствии или невозможностииспользования технологических эстакад кабели рекомендуется прокладывать нанепроходных кабельных эстакадах при количестве кабелей до 20-30 или напроходных кабельных эстакадах и в частично закрытых кабельных галереях приколичестве кабелей свыше 30-40. Кабели, прокладываемые на кабельных эстакадах ив галереях, следует принимать небронированными.

При прокладке кабелей на высоте от уровняземли более 4,5 м следует, как правило, предусматривать проходные кабельныеэстакады и частично закрытые кабельные галереи. Непроходные кабельные эстакадырекомендуется применять только на коротких участках трассы (при обходепрепятствий, при изменении уровня расположения эстакады, в местах ответвлений ит. п.).

12.7.3. Кабельные эстакады и кабельныечастично закрытые галереи не требуется делить на противопожарные отсекипоперечными перегородками.

12.7.4. В районах северных географическихширот выше 65 град действие прямой солнечной радиации учитывать не следует. Напромышленных предприятиях, расположенных в районах северных географическихширот ниже 55 град, защищать от воздействия прямой солнечной радиации следуеттолько кабели на напряжение 20 кВ и выше.

12.8. Прокладка кабелей в полностьюзакрытых кабельных галереях может быть допущена только в обоснованных случаях(например, при крайне агрессивной окружающей среде, при значительных внешнихтепловых или механических воздействиях и др.).

12.9. Допускается прокладка кабелей повнешним поверхностям наружных стен зданий и сооружений при условии, чтопоследние выполнены из несгораемых материалов.

12.10. При невозможности илинецелесообразности выполнения открытой прокладки кабелей до 35 кВ в надземныхсооружениях может быть осуществлена прокладка кабелей в земле (в траншеях) и вподземных кабельных сооружениях (блоках, каналах, тоннелях).

12.10.1. Прокладку кабелей в траншеяхследует выполнять при незначительном числе кабелей, в основном на ответвленияхот основных трасс. В одной траншее, как правило, следует прокладывать не большешести силовых кабелей. Вместо любого из них допускается прокладывать по одномупучку из 12 кабелей вторичных цепей.

Кабели 6-35 кВ на всем протяжении следуетзащищать от возможных механических воздействий при земляных работах железобетонными,бетонными плитами, кирпичами. Кабели до 1 кВ, проложенные на глубине 0,7 м,должны иметь такую защиту только в местах частых раскопок. Не требуетсязащищать от механических воздействий траншею с двумя кабельными линиями до 20кВ, проложенными на глубине 0,7 м, если над кабелями проложена специальнаясигнальная лента.

12.10.2. Защиту прокладываемых в землекабелей от электрохимической коррозии следует выполнять согласно действующимуказаниям по катодной защите подземных сооружений [24]. Мероприятия по защитеот коррозии должны быть осуществлены до ввода кабельных линий в эксплуатацию.

12.10.3. Прокладку кабелей в блокахследует применять на трассах, насыщенных подземными коммуникациями, в местах,где возможны проливы горячего металла или ведутся частые раскопки, при большомчисле пересечений с технологическими и транспортными коммуникациями. Блокимогут быть выполнены из железобетонных ячеистых плит, из асбестоцементных,керамических, чугунных, стальных, полиэтиленовых труб.

При определении количества силовыхкабелей, прокладываемых в блоке, следует учитывать фактор снижения допустимыхтоковых нагрузок на кабели, поэтому силовые кабели рекомендуется прокладывать,в основном, по периметру блока. Количество контрольных кабелей, прокладываемыхв блоке, не ограничивается.

В местах, где изменяется направлениепрокладки блоков, в местах перехода кабелей из блоков в грунт, как правило,следует сооружать кабельные камеры (колодцы).

12.10.4. При необходимости прокладки до20-30 кабелей могут быть применены кабельные каналы, при количестве кабелейсвыше 30-40 - кабельные тоннели. На промплощадках каналы и тоннели, какправило, должны быть заглублены в грунт не менее чем на 0,3 м. Каналы итоннели, частично заглубленные в грунт или надземные, следует применять на участкахтерритории, доступных только для обслуживающего персонала и не используемых вкачестве эвакуационных и транспортных путей.

12.11. Кабельные тоннели и полностьюзакрытые кабельные галереи должны быть разделены на отсеки поперечнымиперегородками из негорючих материалов с пределом огнестойкости не менее 0,75 ч.В этих кабельных сооружениях должны быть предусмотрены автоматическая пожарнаясигнализация и тушение пожаров с помощью передвижных средств (пожарныхавтомобилей) или систем с "сухотрубами" со стационарно установленнымираспылителями воды. Применение систем с "сухотрубами" рекомендуется втоннелях при отсутствии возможности подъезда передвижных средств, а в закрытыхгалереях - при высоте верхней отметки галереи более 10 м над планировочнойотметкой территории.

12.12. Взаиморезервирующие кабельныелинии, питающие электроприемники Iкатегории, должны прокладываться по изолированным в пожарном отношении трассам.Для промышленных предприятий допускается их прокладка по разным сторонам одногокабельного сооружения (проходные кабельные эстакады, галереи, тоннели) пригоризонтальном расстоянии между кабельными конструкциями в свету не менее 1 м,а при использовании непроходных кабельных эстакад взаиморезервирующие кабелидолжны прокладываться по разным сторонам продольной сплошной балки. Прокладкукабельной линии от третьего независимого источника питания к электроприемникуособой группы I категории допускается выполнять в том жеотсеке кабельного сооружения в противопожарном коробе (канале) с пределом огнестойкостине менее 0,75 ч.

12.13. Габариты кабельных сооруженийдолжны выбираться исходя из всего числа кабелей, подлежащих прокладке в данномсооружении при полном завершении строительства всех его очередей, с учетомвыделения мест для возможности дополнительной прокладки в условиях эксплуатациине менее 15% общего числа кабелей. В кабельных сооружениях, по которымпрокладываются кабели напряжением 6-10 кВ, следует выделить один ряд полок дляразмещения кабельных муфт. Необходимо также предусматривать место дляразмещения трубопроводов и устройств системы пожаротушения.

 

Литература

 

1. Правила устройства электроустановок(Минэнерго СССР) - 6-е изд., перераб. и доп. М.: Энергоатомиздат, 1986.

2. Правила пользования электрическойэнергией, введенные письмом Главгосэнергонадзора № 91-6/24-к от 24.10.91.

3. ГОСТ 14209-85. Трансформаторы силовыемасляные общего назначения. Допустимые нагрузки. М.: Изд-во стандартов, 1985.

4. Выбор мощности масляныхтрансформаторов по их допустимой аварийной перегрузке // Технический циркулярВНИПИ Тяжпромэлектропроект № 351-86 от 27.01.86.

5. Укрупненные показатели стоимостистроительства элементов системы электроснабжения промышленных предприятий(УЛСС) для технико-экономических сравнений. М.: ЦБНТИ Минмонтажспецстроя СССР,1986.

6. Методическое пособие потехнико-экономическим сравнениям схем электроснабжения. Редакция 1989 г.(Разработка ГПИ Электропроект, шифр ТМ/4852).

7. Инструкция по проектированию изоляциив районах с чистой и загрязненной атмосферой, шифр И34-70-009-83. Введенарешением Минэнерго СССР № Э-8/83 от 27.12.83.

8. Руководящие указания по проектированиюподстанций с высшим напряжением 35-500 кВ в северных труднодоступных районах,утвержденные ГТУ Минэнерго СССР 01.06.87. (Разработка институтаЭнергосетьпроект, шифр 7775-тм-т1).

9. Инструкция по устройству молниезащитызданий и сооружений (Разработка института им. Кржижановского, шифр РД34.21.122-87) // Инструктивные указания по проектированию электротехническихпромышленных установок. 1988. № 6. С. 10-23.

10. Правила эксплуатации электроустановокпотребителей - 5-е изд., перераб. и доп. М.: Энергоатомиздат, 1992.

11. Правила техники безопасности приэксплуатации электроустановок потребителей - 4-е изд., перераб. и доп. М.:Энергоатомиздат , 1986.

12. Нормы технологического проектированияподстанций переменного тока с высшим напряжением 35-750 кВ - 4-е изд.,утверждены протоколом Минэнерго СССР № 21 от 17.05.91.

13. Схемы принципиальные электрическиераспределительных устройств напряжением 6-750 кВ подстанций // Типовыематериалы для проектирования 407-03-456.86, утвержденные Минэнерго СССР12.08.87 протоколом № 32.

14. Инструкция по компенсации емкостноготока замыкания на землю в электрических сетях 6-35 кВ, шифр ТМ-34-70-070-87.

15. Указания по расчету электрическихнагрузок (РТМ 36.18.32.4-92)// Инструктивные и информационные материалы попроектированию электроустановок. 1992. № 7-8. С. 4 - 27. (ВНИПИТяжпромэлектропроект).

16. Пособие к РТМ 36.18.32.4-92, 2-яредакция. Разработка ВНИПИ ТПЭП, 1993.

17. Указания по расчету токов однофазныхКЗ в сетях до 1 кВ промышленных предприятий методом петли"фаза-нуль". Разработка ВНИПИ ТПЭП, 1993.

18. ГОСТ 13109-87. Электрическая энергия.Требования к качеству электрической энергии в электрических сетях общегоназначения. М.: Изд-во стандартов, 1987.

19. Правила присоединения потребителя ксети общего назначения по условиям влияния на качество электроэнергии //Промышленная энергетика. 1991. № 8.

20. Инструкция о порядке расчетов заэлектрическую и тепловую энергию. Утверждена Комитетом РФ по политике цен иМинтопэнерго 30.11.93, № 01-17/1442-11/ВК 7539.

21. Указания по проектированию установоккомпенсации реактивной мощности в электрических сетях общего назначенияпромышленных предприятий (РТМ 36.18.32.6-92) // Инструктивные и информационныематериалы по проектированию электроустановок. 1993. №2. С. 24 - 52. (ВНИПИТяжпромэлектропроект).

22. Пособие к РТМ 36.18.32.6-92.Разработка ВНИПИ ТПЭП, 1992.

23. Указания по категорированию иклассификации помещений стационарных кислотных и щелочных аккумуляторныхбатарей. Разработка ВНИПИ ТПЭП, 1993.

24. Руководящие указания по катоднойзащите подземных энергетических сооружений от коррозии. Разработка НИИПТ,утверждены ГТУ Минэнерго СССР 30.03.84.

 

Содержание

 

1. Область применения

2. Общие требования

3. Надежность. Резервирование

4. Источники питания

5. Выбор напряжения

6. Схемы распределения электроэнергии.

Подстанции

6.1. Сети 110 - 330 кВ

6.2. Сети 35 кВ

6.3. Сети 6 - 10 кВ

6.4. Цеховые ТП

6.5. Сети до 1 кВ

7. Определение электрических нагрузок ирасходов электроэнергии

8. Расчеты токов КЗ

9. Качество электрической энергии

10. Компенсация реактивной мощности

11. Управление, измерения, сигнализация,противоаварийная автоматика, оперативный ток

12. Прокладка внецеховых электрическихсетей