Выбор основного электротехнического оборудования

4.1. Выбор электротехнического оборудования осуществляется на основе исходных данных о примыкающих электрических сетях, особых условиях окружающей среды, данных по росту нагрузок, передаваемой мощности, развитию электрических сетей на расчетный период и учета перспективы развития ПС на последующий период.

4.2. При проектировании ПС применяется, как правило, оборудование отечественного производства. Возможно применение импортного оборудования при наличии экспертного заключения и других документов на соответствие функциональных показателей этого оборудования условиям эксплуатации и действующим отраслевым требованиям.

4.3. Мощность трансформаторов выбирается так, чтобы при отключении наиболее мощного из них на время ремонта или замены оставшиеся в работе (с учетом их допустимой по техническим условиям на трансформаторы перегрузки и резерва по сетям СН и НН) обеспечивали питание нагрузки.

Трансформаторы с повышенной нагрузочной способностью (на основе применения форсированной системы охлаждения) мощностью до 100 МВ×А включительно класса напряжения 110, 150 и 220 кВ выбираются в соответствии с действующими нормативными документами и заводскими материалами.

При росте нагрузок сверх расчетного уровня увеличение мощности ПС производится, как правило, путем замены трансформаторов на более мощные; установка дополнительных трансформаторов должна быть обоснована.

4.4. Решение о замене трансформаторов и автотрансформаторов, установке дополнительных или оставлении действующих принимается на основании данных о фактическом состоянии работающих трансформаторов, надежности их работы за истекший период, техническом уровне, фактическом сроке эксплуатации в отношении к нормативному сроку службы, росте нагрузок, развитии примыкающих электрических сетей и изменении главной схемы электрических соединений подстанции.

4.5. Автотрансформаторы, имеющие регулирование напряжения с помощью вольтодобавочных трансформаторов, включаемых в их нейтраль, заменяются на соответствующие автотрансформаторы, имеющие встроенное регулирование напряжения на стороне среднего напряжения автотрансформатора.

4.6. На подстанциях 220 кВ и выше, на которых в течение расчетного периода и последующих 5 лет не предусматривается нагрузка на напряжении 6-10 кВ, рекомендуется применение автотрансформаторов 220 кВ мощностью 63 или 125 МВ×А с третичным напряжением 0,4 кВ для питания собственных нужд подстанции.

4.7. Для замены устаревшей группы автотрансформаторов мощностью 3´167 МВ×А напряжением 500/220 кВ рекомендуется применение трехфазного двухобмоточного автотрансформатора мощностью 500 МВ×А указанного напряжения при условии решения вопросов питания собственных нужд подстанций и транспортировки автотрансформатора.

4.8. На подстанциях 110 кВ с отдаленной перспективой роста нагрузки или с резко переменным графиком нагрузки рекомендуется применять трансформаторы с форсированной системой охлаждения, имеющие повышенную нагрузочную способность.

4.9. На подстанциях 110 кВ с трехобмоточными трансформаторами при сочетании суммарных нагрузок по сетям среднего и низкого напряжения, не превышающих в течение расчетного периода и последующих 5 лет номинальной мощности выбираемого трансформатора, целесообразно выбирать трансформатор с неполной мощностью обмоток среднего и низкого напряжения.

4.10. При применении линейных регулировочных трансформаторов проверяется их динамическая и термическая стойкость при КЗ на стороне регулируемого напряжения. В необходимых случаях предусматривается соответствующее реактирование.

4.11. При закрытой установке трансформаторов рекомендуется применение трансформаторов с вынесенной системой охлаждения типа ГОУ.

4.12. При замене одного старого трансформатора (автотрансформатора) на новый проверяются условия, обеспечивающие параллельную работу старого и нового трансформаторов в автоматическом режиме регулирования напряжения на соответствующей стороне.

4.13. При неполной замене фаз группы старых однофазных автотрансформаторов возможность работы в одной группе старых и новых фаз автотрансформаторов, отличающихся значениями напряжений короткого замыкания, обосновывается специальными расчетами.

4.14. При выборе типов выключателей рекомендуется руководствоваться следующим:

4.14.1. в открытом РУ 110 кВ и выше предусматриваются выключатели наружной установки отечественного или импортного производства;

4.14.2. в закрытом РУ 110 кВ должны, как правило, устанавливаться КРУЭ;

4.14.3. в ОРУ 35 кВ предусматриваются элегазовые или вакуумные выключатели;

4.14.4. в РУ 6, 10 кВ предусматриваются шкафы КРУН с вакуумными или элегазовыми выключателями.

4.15. При выборе оборудования и ошиновки по номинальному току (СК, реакторы, трансформаторы) рекомендуется учитывать нормальные эксплуатационные, послеаварийные и ремонтные режимы, а также перегрузочную способность оборудования.

4.16. Оборудование и ошиновка в цепи трансформаторов выбирается, как правило, с учетом установки в перспективе следующего по шкале мощности трансформатора. При этом в цепях ВН и СН всех трехобмоточных автотрансформаторов и ВН и НН двухобмоточных трансформаторов выбор оборудования по номинальному току и ошиновки по нагреву производятся по току трансформатора, устанавливаемого в перспективе, с учетом допустимой его перегрузки.

Для трехобмоточных трансформаторов в цепях СН и НН выбор оборудования и ошиновки производится по току перспективной нагрузки с учетом отключения второго трансформатора.

4.17. При выборе оборудования и ошиновки ячеек ВЛ 35 кВ и выше принимается максимальный ток ВЛ по условиям нагрева проводов в аварийном режиме с минимальным количеством типоразмеров ошиновки.

4.18. При установке ограничителей перенапряжения (ОПН) на ПС, позволяющих применить сокращенные расстояния в ОРУ или оборудование со сниженным уровнем изоляции, предусматривается резервная фаза ОПН на каждом классе напряжения.

4.19. На реконструируемых подстанциях, расположенных в условиях загрязненной атмосферы, в труднодоступных районах, а также на площадках с высокой стоимостью земли, целесообразно в ряде случаев применение КРУЭ.

Рекомендуется применение КРУЭ в сочетании с традиционным исполнением ошиновки сборных шин.

4.20. При замене выключателей напряжением 35 кВ и выше, отслуживших свой срок, выработавших свой ресурс или не соответствующих расчетным требованиям по номинальному току отключения или другим параметрам, применяются, как правило, элегазовые выключатели.

4.21. В регионах с холодным климатом до разработки соответствующих элегазовых выключателей применяются маломасляные или воздушные выключатели.

4.22. При замене выключателей в цепях шунтирующих реакторов и батарей статических конденсаторов применяются элегазовые выключатели, обеспечивающие надежную работу при коммутации шунтирующих реакторов 500-750 кВ и БСК 110 кВ.

4.23. При техперевооружении подстанций 110 кВ, расположенных в регионах со скоростью ветра более 32 м/с, рассматриваются варианты применения КТПБ 110 кВ на скорость ветра 40 м/с вместо ОРУ распластанного типа.

4.24. Реконструируемые подстанции напряжением 110 кВ и выше рекомендуется оснащать системами диагностики состояния силовых трансформаторов, элегазовых распредустройств и маслонаполненных вводов.

4.25. В качестве средств компенсации реактивной мощности применяются статические тиристорные компенсаторы и управляемые шунтирующие реакторы.

4.26. Дугогасящие реакторы с плавным регулированием индуктивности оснащаются системой автоматического регулирования емкостного тока замыкания на землю.

4.27. В целях улучшения обслуживания и повышения автоматизированности ПС разъединители 110-220 кВ предусматриваются с электродвигательными приводами.