Справочник по проектированию электрических сетей - И. Карапетян

Таблица 5.36

Таблица 5.37

5.4.2. Технические характеристики КРУЭ

Основные элементы КРУЭ (выключатели, разъединители, сборные шины, трансформаторы тока и напряжения и пр.) заключены в кожухи (блоки), заполненные элегазом. Подобные конструкции обеспечивают модульный принцип построения КРУЭ.

Основные технические характеристики отечественных КРУЭ, выполненных по схеме с двумя системами сборных шин, приведены в табл. 5.38. Ячейки предназначены для внутренней установки. Каждая фаза заключена в собственный газоплотный кожух.

В табл. 5.39-5.41 отражены технические характеристики КРУЭ ряда ведущих зарубежных производителей.

Таблица 5.38

Таблица 5.39

Таблица 5.40

Окончание табл. 5.40

Таблица 5.41

5.5. Компенсирующие устройства

Компенсирующими устройствами называются установки, предназначенные для компенсации емкостной или индуктивной составляющей переменного тока. Обозначения типов КУ и реакторов приведены ниже.

В качестве средств компенсации реактивной мощности применяют шунтовые конденсаторные батареи, синхронные компенсаторы (СК), статические компенсаторы реактивной мощности, ШР, управляемые реакторы и асинхронизированные турбогенераторы (табл. 5.2).

Шунтовые конденсаторные батареи отечественного исполнения комплектуются из конденсаторов типа КСА-0,66–20 и КС2А-0,66–40. Для комплектования установок продольной компенсации, предназначенных для уменьшения индуктивного сопротивления дальних линий электропередачи, используются конденсаторы типа КСП-0,6-40.

Основные параметры шунтовых батарей конденсаторов, синхронных компенсаторов и статических компенсирующих и регулирующих устройств приведены в табл. 5.42-5.44.

Для компенсации зарядной мощности ВЛ применяются ШР и УШР (табл. 5.45-5.47), для стабилизации напряжения и управления перетоками реактивной мощности применяются УШР и источники реактивной мощности (ИРМ) на их основе (табл. 5.47), для компенсации емкостных токов замыкания на землю — заземляющие реакторы (табл. 5.49-5.50), для ограничения токов КЗ до допустимых значений по разрывной мощности выключателей — токоограничивающие реакторы (табл. 5.51-5.52).

Таблица 5.42

Окончание табл. 5.42

При проектировании новых линий электропередачи 500 и 220 кВ управляемость электрических сетей обеспечивается за счет применения статических компенсирующих и регулирующих устройств нового типа с применением преобразовательной техники. К ним относятся:

СТК — статические тиристорные компенсаторы реактивной мощности с непрерывным регулированием. СТК присоединяется к линии электропередачи через отдельный трансформатор или к обмотке НН АТ. Установленная мощность СТК может наращиваться путем увеличения отдельных модулей. В России имеется опыт разработки и эксплуатации основного оборудования СТК первого поколения. Дальнейшее развитие СТК может осуществляться в направлении разработки вентилей на базе мощных тиристоров, что позволяет создать СТК на напряжение 35 кВ мощностью до 250 Мвар;

ВРГ — «сухие» (без магнитопровода и масла) шунтирующие реакторы, присоединяемые к обмотке трансформаторов (АТ) на ПС через вакуумные выключатели;

УШР — управляемые ШР с масляным охлаждением. Изменение проводимости сетевой обмотки осуществляется путем подмагничивания магнитопровода либо другими способами с применением систем непрерывного или дискретного автоматического регулирования параметров реактора.

Типы регулирующих устройств, изготовителями и поставщиками которых могут быть предприятия России в ближайшей перспективе, приведены в табл. 5.44.

Таблица 5.43

Таблица 5.44

Таблица 5.45

Таблица 5.46

Таблица 5.47

Окончание табл. 5.47

Таблица 5.48

* Возможно применение других схем ИРМ.

** Возможно изготовление ИРМ любой номинальной мощности на любое номинальное напряжение (с 1 или 2 секциями БСК).

*** Номинальное напряжение БСК для ИРМ 6-220 кВ соответствует номинальному напряжению ИРМ (в скобках указана емкостная мощность ИРМ при двух секциях БСК).

**** Подключение БСК для указанных ИРМ осуществляется к компенсационной обмотке реактора с номинальным напряжением 10–35 кВ в зависимости от класса напряжения и мощности реактора ИРМ.

Таблица 5.50

Таблица 5.51

Таблица 5.52

Таблица 5.53

5.6. Электродвигатели

На режимы работы электрических сетей оказывает влияние работа крупных синхронных электродвигателей, устанавливаемых на промышленных предприятиях, компрессорных и насосных станциях магистральных газо- и нефтепроводов. Ниже даны обозначения синхронных двигателей; в табл. 5.54 приведены номинальные значения параметров двигателей.

Параметры электродвигателей при отклонениях напряжения сети от номинального значения приведены ниже:

Работа при напряжении свыше 110 % от номинального значения недопустима. Допустимые режимы при отклонениях температуры охлаждающего воздуха приведены ниже:

Таблица 5.54

Работа при пониженном (опережающем) cos ф допускается при условии, что ток ротора не превышает номинального значения и мощность электродвигателя должна быть снижена:

Электродвигатели СТД мощностью до 8000 кВт включительно допускают прямой пуск от полного напряжения сети, если сеть допускает броски пускового тока при включении и приводимые механизмы имеют моменты инерции ниже предельных. При этом в агрегате с приводимыми механизмами, имеющими малые моменты инерции, допускается два пуска из холодного состояния с перерывом между пусками 15 мин или один пуск из горячего состояния. В агрегатах с более тяжелыми механизмами допускается только один пуск из холодного состояния, а при работе двигателей с механизмами, имеющими предельные для указанных двигателей моменты инерции, пуск допускается только при пониженном напряжении сети и холодном состоянии.

Электродвигатели СТД мощностью 10000 и 12500 кВт допускают пуск только при пониженном напряжении сети через реактор или АТ.

Предельные моменты инерции механизма и допустимое время пуска для указанных выше режимов электродвигателей представлены в табл. 5.55. Вспомогательные данные, необходимые для расчета пусковых режимов, приведены в табл. 5.56-5.61.

При пуске двигателя должны соблюдаться следующие условия:

остаточное напряжение на шинах ПС, к которым присоединены другие электроприемники, не должно снижаться ниже 25 % номинального. Снижение напряжения ниже 25 % номинального допускается только при редком запуске (не чаще 1 раза в смену), если это не приводит к нарушению технологического процесса других электроприемников, питающихся от шин этой же ПС;

условия пуска следует проверять для ремонтной (послеаварийной) схемы, соответствующей минимальному значению тока КЗ (например, на двухтрансформаторной ПС следует считать один трансформатор отключенным). Расчет выполняется для пуска первого двигателя при остальных отключенных (пуск последующих облегчается за счет подпитки от работающих). Если при питании двигателя от одной расщепленной обмотки НН трансформатора пуск не обеспечивается, допускается кратковременное (на время пуска) включение секционного выключателя для параллельного соединения обеих ветвей обмотки трансформатора.

Таблица 5.55

Таблица 5.56

Таблица 5.57

Таблица 5.58

Таблица 5.59

Таблица 5.60