17.2 Главная электрическая схема и электротехническое оборудование

1. Состав и характеристики основного электротехнического оборудования, участвующего в процессе передачи электроэнергии, вырабатываемой ГЭС или ГАЭС в энергосистему, определяются при разработке главной электрической схемы станции.

2. Исходными данными для начала работ по проектированию главной электрической схемы ГЭС или ГАЭС является количество и энергетические характеристики (установленная мощность, номинальное напряжение, номинальная частота вращения, коэффициент мощности) генераторов (генераторов-двигателей).

Кроме того для разработки главной электрической схемы ГЭС или ГАЭС необходимы исходные данные по энергосистеме, к которой будет присоединяться электростанция. Эти данные предоставляются заказчиком на основании работы «Схема выдачи мощности проектируемой ГЭС (ГАЭС) в энергосистему». Данная работа должна выполняться специализированной организацией, занимающейся проектированием энергосистемы, к которой предполагается присоединить ГЭС (ГАЭС). Проектная организация, с которой заключен договор на проектные работы по электростанции, составляет и согласовывает с заказчиком техническое задание на выполнение работы «Схема выдачи мощности проектируемой ГЭС (ГАЭС) в энергосистему». Работа должна быть выполнена для каждого из принятых в проекте этапов развития станции, с учетом перспективного развития энергосистемы на ближайшие 10-15 лет.

Для реконструируемых объектов необходимость пересмотра схемы выдачи мощности или пересмотра главных электрических схем блоков и распределительных устройств определяет Заказчик по согласованию с ОАО «СО ЕЭС». Работа «Схема выдачи мощности реконструируемой ГЭС (ГАЭС) в энергосистему» должна, как правило, выполняться при увеличении установленной мощности станции, укрупнении блоков, изменении количества присоединяемых линий электропередач.

3. В составе работы «Схема выдачи мощности проектируемой ГЭС (ГАЭС) в энергосистему» для каждого этапа развития станции должны быть определены следующие данные:

1. напряжения, на которых выдается энергия электростанции в энергосистему (их должно быть не более двух), число и направление линий электропередач на каждом напряжении; мощность, передаваемая по каждой линии в нормальном (максимальном и минимальном) режиме, а также в аварийных и послеаварийных режимах; рекомендуемое распределение гидроагрегатов между напряжениями, коридоры линий электропередач при подходе их к гидроузлу;

2. необходимость связи между двумя распределительными устройствами повышенных напряжений (с помощью трансформаторов или автотрансформаторов), а также возможность работы распределительных устройств разных напряжений без связи между ними, режимы заземления нейтралей силовых трансформаторов и автотрансформаторов на ГЭС;

3. величина перетоков мощности между распределительными устройствами разных повышенных напряжений электростанции в максимальном и минимальном режиме;

4. графики активной нагрузки электростанции и участие ее в общем графике активной нагрузки энергосистемы по характерным периодам года на каждом напряжении, участие ГЭС во вторичном регулировании частоты в энергосистеме;

5. наибольшая мощность, потеря которой допустима по условию сохранения устойчивости энергосистемы, по наличию резервной мощности в энергосистеме и по пропускной способности линий электропередач внутри системы и межсистемных связей;

6. результаты расчета и анализ баланса реактивных мощностей и уровней напряжений в прилегающих узлах энергосистемы (в зоне влияния электростанции); участие электростанции в покрытии графиков реактивной нагрузки (в том числе в период максимума активной нагрузки энергосистемы); необходимость работы гидроагрегатов в режиме синхронных компенсаторов, а также в режиме потребления реактивной мощности; необходимость установки шунтирующих реакторов и установок продольной емкостной компенсации, их мощность, номинальное напряжение и схема присоединения, рекомендуемое значение номинального коэффициента мощности гидрогенераторов (генераторов-двигателей) по условиям работы энергосистемы;

7. токи трехфазного и однофазного короткого замыкания по каждой линии электропередачи и индуктивные сопротивления прямой и нулевой последовательности энергосистемы на шинах распределительных устройств повышенных напряжений для максимального и минимального режимов нагрузки энергосистемы, а также требования к параметрам восстанавливающихся напряжений на контактах выключателей соответствующего распределительного устройства;

8. требования к месту установки и характеристикам ограничителей перенапряжения для защиты электрооборудования станции от грозовых и коммутационных перенапряжений; уровни грозовых и коммутационных перенапряжений на оборудовании распределительных устройств повышенного напряжения;

9. требования к гидрогенераторам (генераторам-двигателям) и другому электрооборудованию, определяемые условиями устойчивости параллельной работы электростанции в энергосистеме или исключения процесса самовозбуждения при работе на холостую линию (параметры возбуждения, индуктивное сопротивление и механическая постоянная времени);

10. технические решения по противоаварийной автоматике; расчеты статической и динамической устойчивости для определения режимов, требующих противоаварийного управления; требования системной противоаварийной автоматики (максимально допустимое время отключения выключателей, необходимость секционирования шин повышенного напряжения, величина отключаемой мощности для разгрузки линий электропередачи);

11. технические решения по выполнению РЗА присоединяемых линий электропередач

12. величина напряжения и частоты на шинах распределительных устройств повышенного напряжения станции в нормальных и аварийных режимах работы энергосистемы, допустимые колебания напряжения на шинах повышенных напряжений при различных режимах работы обратимых агрегатов ГАЭС, в том числе при прямом пуске (в случае использования такого способа пуска агрегатов);

13. структура и организация диспетчерского управления станции в энергосистеме. Территориальное расположение диспетчерского пункта системы, объем передаваемой информации; схема организации внешней связи, количество и наименование обрабатываемых фаз для организации высокочастотных каналов связи и наличие волоконно-оптических каналов связи для телемеханики, для защит каждой линии, подходящей к шинам ГЭС (ГАЭС);

14. взаимосвязь АСУ ТП ГЭС (ГАЭС) с АСУ ТП энергосистемы, каналы связи, в/ч или оптоволокно (в тросе или фазном проводе); объем и вид требуемой информации для приема/передачи, вид протокола; количество и виды входных сигналов в АСУ от устройств РЗ линий;

15. наличие в районе ГЭС (ГАЭС) местной подстанции напряжением 6¸35кВ (110кВ для ГЭС большой мощности). Возможность резервирования электроснабжения собственных нужд ГЭС (ГАЭС) от этой подстанции, мероприятия по выполнению резервного электроснабжения; схема электрических соединений местной подстанции, режим заземления нейтралей трансформаторов подстанции; уровни рабочих напряжений, а также токи трехфазного и однофазного короткого замыкания на шинах местной подстанции.

4. На основании полученных данных о режимах работы станции в энергосистеме и количестве, напряжении и направлении присоединяемых линий электропередач и автотрансформаторов (трансформаторов) связи повышенных напряжений разрабатывается главная электрическая схема ГЭС (ГАЭС) и производится выбор параметров основного электротехнического оборудования.

5. Главная электрическая схема должна учитывать очередность ввода агрегатов электростанции и возможность расширения распределительных устройств повышенных напряжений в соответствии с перспективой развития энергосистемы. Выдача электроэнергии от гидроагрегатов первых очередей строящейся электростанции должна предусматриваться через соответствующие части постоянных распределительных устройств.

6. В соответствии с Федеральным законом от 26.03.2003 № 35-Ф3 присоединение ГЭС (ГАЭС) к энергосистеме должно выполняться на основании договора об осуществлении технологического присоединения к объектам электросетевого хозяйства, заключаемого между сетевой организацией и заказчиком проектируемой электростанции. Для получения технических условий на присоединение и для заключения договора разработанная главная электрическая схема для полного развития станции, главная электрическая схема пускового комплекса и работа «Схема выдачи мощности ГЭС (ГАЭС) в энергосистему» должны быть направлены на согласование в сетевую компанию, к энергосистеме которой присоединяется проектируемая ГЭС (ГАЭС): ОАО «ФСК ЕЭС» или в соответствующий филиал, МРСК (межрегиональная сетевая компания) и др., а также системному оператору в ОАО «СО ЕЭС» или в соответствующий его филиал. Для координации работ по осуществлению технологического присоединения должны быть заключены соответствующие двухсторонние соглашения о взаимодействии заказчика электростанции и владельцев подстанций или электростанций на противоположных концах линий электропередач.

Согласование главных электрических схем с ОАО «СО ЕЭС» должно выполняться в соответствии с регламентом согласования и утверждения главных электрических схем ОАО «РусГидро» и ОАО «СО ЕЭС».

7. В главных электрических схемах электростанций применяются следующие типы электрических блоков:

- одиночный блок (генератор-трансформатор);

- укрупненный блок (несколько генераторов, подключенных к одному общему повышающему трансформатору или к одной группе однофазных трансформаторов);

- объединенный блок (несколько одиночных или укрупненных блоков, объединенные между собой без выключателей на стороне высшего напряжения повышающих трансформаторов).

8. Тип блока выбирается на основании технико-экономического сопоставления целесообразных вариантов с учетом режимов и надежности работы электростанции, затрат на оборудование генераторного и повышенного напряжений, стоимости потерь энергии в повышающих трансформаторах, удобств эксплуатации, конструктивно-компоновочных решений и др.

Мощность электрического блока не должна превышать значения мощности, определенной пунктом 17.2.3. "д" с учетом требований п.17.2.10 настоящего Стандарта.

Возможность соединения всех гидрогенераторов с повышающими трансформаторами в один блок или выдачи всей мощности электростанции черед одну линию электропередачи должна быть проверена по условиям режима работы гидротехнических сооружений и экономически допустимого слива воды, с учетом длительности замены поврежденного оборудования.

9. Во всех электрических блоках между генераторами и повышающими трансформаторами устанавливаются выключатели или генераторные комплексы, состоящие из выключателей и встроенного (по заказу) оборудования: трансформаторов тока, напряжения, разъединителя, заземляющих ножей, ограничителей перенапряжений и емкостей для ограничения перенапряжений в генераторных цепях. В случае, когда два гидрогенератора подключены к одному выключателю необходима их групповая синхронизация.

Для включения (отключения) и реверса фаз при переходе из генераторного режима в насосный в цепи обратимого агрегата ГАЭС используются два выключателя (генераторных комплекса) или выключатель (генераторный комплекс) и два разъединителя. Возможно также применение схем с использованием пятиполюсных аппаратов и других схем при соответствующем обосновании.

Пуск обратимых агрегатов в насосный режим выполняется с использованием пускового тиристорного устройства, присоединяемого к генераторным цепям, либо способом «back-to-back» (спина к спине) от соседнего агрегата или от генератора рядом расположенной ГЭС. Применение прямого асинхронного пуска для обратимых агрегатов небольшой мощности должно быть специально обосновано при соответствующем согласовании с изготовителем и с энергосистемой.

Выключатели в цепях обратимых агрегатов ГАЭС и в цепях генераторов пиковых ГЭС должны иметь повышенный коммутационный и механический ресурс, а разъединители, используемые для реверса фаз - повышенный механический ресурс. С повышенным  коммутационным и механическим ресурсом должны выбираться выключатели в цепях пусковых устройств обратимых агрегатов ГАЭС.

В укрупненных электрических блоках при большой величине тока короткого замыкания на выводах генератора (при суммарных токах КЗ от других генераторов и системы выше 130 кА), при соответствующем обосновании рекомендуется выбирать генераторный выключатель с номинальным током отключения не менее величины тока короткого замыкания от генератора для защиты трансформатора при внутренних повреждениях. При этом термическая и динамическая стойкости такого выключателя должны соответствовать току короткого замыкания от системы и других генераторов укрупненного блока при коротком замыкании на выводах генератора. Отключение тока короткого замыкания на выводах генератора должно производиться выключателем (выключателями) высокой стороны блочного трансформатора с последующим отключением генераторного выключателя и восстановлением работы укрупненного блока.

10. Главные электрические схемы электростанций должны разрабатываться с учетом значения электростанции для данной энергосистемы и обеспечения требуемой надежности работы присоединяемых линий электропередач. Схема должна обеспечить требуемую надежность работы распределительного устройства (РУ) в нормальных, послеаварийных и ремонтных режимах.

В нормальном режиме схема должна обеспечить выдачу всей располагаемой (за вычетом расходов на собственные нужды) мощности электростанции в энергосистему и электроснабжение потребителей собственных нужд.

В ремонтных режимах допускается, при наличии технико-экономического обоснования, ограничение выдачи мощности электростанции в систему, но не допускается ограничение электроснабжения потребителей собственных нужд.

В качестве расчетных отказов при технико-экономических обоснованиях схем учету подлежат такие события, как единичный отказ элемента схемы (критерий п-1) и отказ одного элемента во время планового ремонта другого (п-2).

Если не принимать во внимание экономические последствия отказов, то допускается учитывать более тяжелые расчетные отказы (например, отказ одновременно двух элементов схемы).

При расчетных отказах критерием допустимости одновременного сброса генерирующих мощностей на электростанции является сохранение устойчивости работы энергосистемы.

Главная электрическая схема должна обеспечивать возможность и безопасность проведения ремонтных и эксплуатационных работ на электрооборудовании РУ. Схема должна быть наглядной и обеспечивать удобство эксплуатации электрооборудования.

Главные электрические схемы электростанций должны удовлетворять следующим условиям:

- отказ любого выключателя (в том числе и в период ремонта любого другого выключателя), не должен приводить к потере блоков суммарной мощностью, большей мощности, определенной пунктом 17.2.3. "д" и тех линий электропередачи (двух и более), отключение которых может вызвать нарушение устойчивости энергосистемы или ее части;

- отказ любого выключателя в схемах, в которых на шины электростанции заводятся параллельные транзитные линии электропередачи, не должен приводить к потере обеих линий транзита одного направления;

- отключение линии электропередачи со стороны электростанции должно производиться не более чем двумя выключателями;

- отключение электрического блока может производиться не более чем тремя выключателями распределительного устройства повышенного напряжения;

- отключение автотрансформаторов и трансформаторов связи распределительных устройств разных напряжений должно производиться при повреждении автотрансформаторов и трансформаторов напряжением до 500 кВ - четырьмя, 750 кВ - тремя выключателями;

- ремонт любого из выключателей распределительного устройства 110 кВ и выше должен быть возможен без отключения присоединения. Для РУ напряжением до 220кВ включительно возможно проведение ремонта выключателя путем временного отключения присоединения ВЛ или АТ, если это возможно по условиям обеспечения требуемой надежности электроснабжения приемных подстанций и транзитных перетоков мощности.

11. Для распределительных устройств электростанций напряжением 110 кВ и выше рекомендуются к разработке следующие схемы:

При напряжении 110-220 кВ с одним выключателем на присоединение:

- одна рабочая секционированная выключателем и обходная система шин с секционным и обходным выключателями (5 и более присоединений). Схема применяется при допустимости потери питания потребителей на время переключения присоединения на обходную систему шин;

- две рабочие и обходная системы шин (от 5 до 15 присоединений). Схема применяется при отсутствии возможности отключения всех присоединений системы шин на время ревизии и ремонта этой системы шин;

- две рабочие секционированные выключателями и обходная системы шин с двумя шиносоединительными и двумя обходными выключателями (более 15 присоединений и отсутствие возможности отключения всех присоединений секции шин на время ревизии и ремонта этой секции шин).

При напряжении 110кВ и выше при количестве присоединений не более 6:

- мостик;

- треугольник;

- четырехугольник;

- пятиугольник;

- шестиугольник.

При напряжении 330-750 кВ применяются схемы:

а) с двумя системами шин, с 4 выключателями на 3 цепи (схема "4/3"); с секционированием сборных шин по условиям противоаварийной автоматики;

б) с двумя системами шин, с 3 выключателями на 2 цепи (схема "3/2"- «полуторная»), с секционированием сборных шин по условиям противоаварийной автоматики;

 в) схемы по пунктам «а» и «б» с жестким присоединением автотрансформаторов к сборным шинам.

Для распределительных устройств напряжением 220кВ мощных электростанций, а также при необходимости сохранения в работе ответственных ВЛ также возможно применение схем по п. «а», «б» и «в» данного раздела.

Как правило, блоки и линии в схемах по п. «а», «б» и «в» данного раздела должны присоединяться с соблюдением чередования их присоединения к системам шин.

12. Допускается применение других схем при надлежащем обосновании или по требованию заказчика.

13. КРУЭ могут выполняться по любой из перечисленных в п.17.2.7 схем. Не рекомендуется применение схем с обходной системой шин ввиду их значительного удорожания.

Следует учитывать, что при более высокой надежности оборудования КРУЭ по сравнению с оборудованием ОРУ, для КРУЭ при соответствующем обосновании возможно применение более простых схем.

При разработке главных электрических схем КРУЭ особое внимание следует уделять вопросам разделения оборудования на газовые отсеки. Следует учитывать, что в соответствии с требованиями изготовителей, при работах, требующих вскрытия газового отсека, в смежных отсеках должно быть снижено давление элегаза, что в свою очередь требует снятия напряжения с оборудования этих отсеков. Таким образом, для распределительных устройств электростанций, требующих повышенной надежности рекомендуется:

- для исключения одновременной потери двух присоединений при ремонтах выключателей, в схемах многоугольников, «4/3» и «3/2» - выключателя на присоединение предусматривать дополнительные газовые отсеки (например, для трансформаторов тока) между выключателями и разъединителями в цепочках;

- выполнять присоединение трансформаторов напряжения к шинам через разъединители и дополнительный газовый отсек;

- выполнять присоединение ОПН к шинам через дополнительный газовый отсек.

Рекомендуется выполнять разделение шин на газовые отсеки для сокращения объема элегаза, находящегося в одном отсеке.

Указанные требования должны вписываться в конкурсную документацию на поставку КРУЭ и выполнение их должно учитываться при подведении итогов конкурса.

На вводах линий в КРУЭ должны предусматриваться быстродействующие заземлители.

При расположении КРУЭ вблизи здания ГЭС (ГАЭС) целесообразно выполнять связь блочных трансформаторов с КРУЭ закрытыми элегазовыми токопроводами или кабелями с изоляцией из сшитого полиэтилена. Таким же образом рекомендуется выполнять связь с КРУЭ располагаемых вблизи автотрансформаторов.

При сравнении затрат на эксплуатацию КРУЭ и ОРУ, следует также учитывать затраты на обогрев помещения КРУЭ, располагающихся в районах с умеренным и холодным климатом.

Для расчета систем вентиляции и отопления помещений КРУЭ следует учитывать тепловыделения от оборудования КРУЭ:

- в максимальном режиме для летнего периода;

- в минимальном режиме для зимнего периода.

Тепловыделения от оборудования КРУЭ должны определяться для расчетных значений токов в ветвях схемы.

14. При обосновании варианта главной электрической схемы электростанции рассматриваются вопросы надежности выдачи электроэнергии, оперативных и ремонтных свойств схемы, удобства деления схемы по сигналам противоаварийной автоматики (ПА), количества операций с выключателями и разъединителями в различных режимах, компоновки оборудования, стоимости РУ и др.

При прочих равных условиях предпочтение должно отдаваться схеме, обладающей необходимой надежностью, и в которой отключение отдельных цепей осуществляется меньшим числом выключателей.

15. Выбор изготовителей основного электротехнического оборудования осуществляет заказчик на основании Технических требований к оборудованию, разработанных проектировщиком. Технические требования к оборудованию составляются с учетом режимов его работы в выбранной главной электрической схеме. Электротехническое оборудование должно быть рассчитано на термическое и динамическое действие токов внешних коротких замыканий, которые могут проходить через оборудование в данной точке электрической сети.

В Технических требованиях к оборудованию должны быть указаны условия окружающей среды, в которых предполагается его эксплуатация: тип климата (например умеренный, холодный, морской, тропический), диапазоны рабочих температур и влажности воздуха, степень загрязнения атмосферы, высота расположения площадки РУ над уровнем моря. Должны быть указаны требования к сейсмостойкости оборудования

При проектировании должно применяться оборудование и материалы, соответствующие Российским или международным стандартам и сертифицированные в установленном порядке.

16. Трансформаторы (автотрансформаторы) на электростанциях принимаются трехфазными, как обеспечивающие более низкий уровень потерь энергии в трансформаторах по сравнению с однофазными. В случае невозможности поставки заводами трехфазных трансформаторов необходимой мощности или при наличии транспортных ограничений допускается применение группы из двух трехфазных трансформаторов или группы из однофазных трансформаторов. При этом выбор варианта должен проводиться на основании технико-экономического сравнения.

Резервные трехфазный или однофазный трансформаторы могут быть предусмотрены при технико-экономическом обосновании или по согласованию с заказчиком.

При реконструкции станций, связанных с заменой трансформаторов, в первую очередь следует рассматривать возможность применения трехфазных трансформаторов. При этом необходимо проверить прочность строительных конструкций, учесть затраты на переделку систем пожаротушения, РЗА, маслоотвода и пр. Окончательное решение о выборе типа трансформатора следует принимать на основании технико-экономического сравнения вариантов с учетом всех влияющих факторов.

17. Связь между двумя распределительными устройствами разных напряжений от 110 кВ и выше выполняется с помощью автотрансформаторов, а при одном из двух напряжений, равном 35 кВ и ниже, - с помощью двухобмоточных или трехобмоточных трансформаторов. К обмоткам низшего напряжения автотрансформаторов и трехобмоточных трансформаторов допускается подключать генераторы. Целесообразность такого подключения генераторов должна быть обоснована технико-экономическим расчетом и анализом напряжений на обмотках высшего и среднего напряжений при разных режимах работы автотрансформаторов связи.  

Количество автотрансформаторов (трансформаторов) связи распределительных устройств повышенных напряжений, а также схемы их присоединений к шинам РУ обосновываются исходя из режима работы этой связи.

18. Для однофазных автотрансформаторов связи распределительных устройств разных напряжений резервная фаза должна предусматриваться при установке только одной группы автотрансформаторов. Замена поврежденной фазы на резервную, должна осуществляться путем перекатки резервной фазы.

Для двух групп автотрансформаторов связи установка резервной фазы не предусматривается, однако необходимо предусматривать опережающую установку фазы второй группы на период работы только одной группы.

19. Все автотрансформаторы и трехобмоточные трансформаторы связи распределительных устройств разных напряжений, должны иметь устройства регулирования напряжения под нагрузкой на одном напряжении (ВН или СН); при необходимости регулирования напряжений на двух повышенных напряжениях предусматривается установка линейного вольтодобавочного трансформатора.

20. При выборе типов выключателей для РУ повышенных напряжений следует руководствоваться следующим:

- в ОРУ 220-750 кВ следует предусматривать элегазовые выключатели, которые должны обеспечивать работоспособность во всем требуемом диапазоне температур;

- в цепях шунтирующих реакторов должны применяться элегазовые выключатели снабженные устройствами синхронизированной коммутации, обеспечивающими надежную работу выключателей;

- для сокращения площади ОРУ следует применять баковые выключатели с встраиваемыми трансформаторами тока или комплектные элегазовые ячейки наружного исполнения.

21. В ОРУ 35 -110 кВ должны предусматриваться элегазовые или вакуумные выключатели.

22. Для КРУЭ, ЗРУ, ГРУ 6, 10, 20 кВ должны предусматриваться КРУ с вакуумными или элегазовыми выключателями. Предпочтение следует отдавать вакуумным выключателям.

В проекте должны быть определены требования к параметрам восстанавливающегося напряжения на контактах выключателей, устанавливаемых в РУ повышенных напряжений, в цепях генераторов (генераторов-двигателей) и пусковых тиристорных устройств, а также требования к величине апериодической составляющей в токе к.з., который должны отключать указанные выключатели.

23. Для улучшения условий эксплуатации и повышения автоматизации в РУ напряжением 110кВ и выше должны предусматриваться разъединители с электродвигательными приводами на главных и заземляющих ножах.

Допускается указанное требование, при соответствующем обосновании, распространять и на разъединители РУ 35 кВ.

В цепях генераторов (генераторов-двигателей) напряжением 13.8кВ и выше также следует предусматривать разъединители с электродвигательными приводами.

24. Трансформаторы тока (ТТ)

Количество ТТ и их вторичных обмоток должно обеспечивать раздельное подключение устройств релейной защиты и автоматики (РЗА), приборов АИИС КУЭ, средств ПА.

Обмотки ТТ, используемые для подключения приборов АИИС КУЭ, должны иметь класс точности не хуже 0,2S для РУ напряжением 110кВ и выше и для генераторов мощностью 100МВт и более.

Разные комплекты устройств РЗА следует подключать к разным вторичным обмоткам класса «Р» трансформаторов тока для резервирования и обеспечения необходимой надежности действия защит.

При выборе измерительного трансформатора тока необходимо учитывать, что при первичных токах, значительно меньших номинального тока трансформатора, его погрешность возрастает.

25. Трансформаторы напряжения (ТН)

Выбор типа и количества ТН должен выполняться с учетом следующего:

- нагрузка обмоток ТН не должна превышать допустимую и должна обеспечить его работу в требуемом классе точности при нормальных, послеаварийных и ремонтных режимах работы схемы;

- ТН, используемые для подключения приборов АИИС КУЭ, должны иметь для этого отдельную вторичную обмотку класса точности не ниже 0,2.

ТН индуктивного типа должны быть антирезонансными для исключения феррорезонанса перенапряжений в РУ.

Для выполнения резервирования цепей напряжения на каждой ВЛ в РУ напряжением 330-750 кВ рекомендуется устанавливать два ТН (с двух сторон от ВЧ –заградителя). До заградителя со стороны ВЛ предпочтительна установка ТН емкостного типа. При неисправности или выводе в ремонт одного из ТН нагрузка должна переключаться на оставшийся в работе ТН.

На ВЛ 110-220кВ рекомендуется устанавливать один ТН. При этом в схемах «мостик», «треугольник», «четырехугольник» питание нагрузки ТН одной линии резервируется от ТН другой линии, а в схемах с системами шин – от ТН на шинах.

В схемах n-угольников для осуществления АПВ с контролем наличия напряжения и синхронизма рекомендуется устанавливать ТН в каждой вершине.

На каждой системе (секции) шин в РУ 330-750кВ рекомендуется устанавливать по два ТН с четырьмя обмотками для резервирования цепей напряжения устройств РЗА и обеспечения работы АИИС КУЭ.

Количество ТН на шинах (секциях) в РУ 110-220кВ определяется расчетом их нагрузки исходя из условий обеспечения работы ТН в требуемом классе точности.

ТН индуктивного типа рекомендуется присоединять к сборным шинам через разъединители, а ТН емкостного типа – без разъединителя.

Для сокращения площади ОРУ и затрат на приобретение электрооборудования рекомендуется на ВЛ при необходимости установки ТТ и ТН применение комбинированных трансформаторов тока и напряжения.

26. Ограничители перенапряжений (ОПН)

Необходимость и места установки ОПН определяются при конкретном проектировании в соответствии с требованиями ПУЭ.

В РУ напряжением 35 кВ и выше, к которым присоединены ВЛ, должны быть установлены ОПН. Защитные характеристики ОПН должны быть скоординированы с изоляцией защищаемого оборудования и ВЛ. ОПН должны быть взрывобезопасными.

ОПН устанавливаются на выводах обмоток ВН и НН блочных трансформаторов. ОПН должны быть установлены на выводах всех обмоток автотрансформаторов и на шунтирующих реакторах.

ОПН устанавливаются на выводах нейтралей трансформаторов, если предусматривается возможность их работы с разземленной нейтралью.

Необходимость установки ОПН на шинах РУ 110-220кВ, место установки, их количество и характеристики определяются расчетами. Для предварительных проработок компоновочных решений можно пользоваться таблицами допустимых расстояний от ОПН до защищаемого оборудования, приведенных в главе 4.2 ПУЭ.

Количество и места установки ОПН для защиты оборудования от грозовых и коммутационных перенапряжений в схемах РУ напряжением 330-750 кВ определяется расчетом и зависит от количества и характера присоединений РУ, от параметров ОПН, от района расположения электростанции и пр.

Для защиты оборудования КРУЭ от грозовых перенапряжений рекомендуется устанавливать ОПН снаружи КРУЭ между вводом воздушной линии в КРУЭ и последней опорой. Установка ОПН у трансформаторов (автотрансформаторов, шунтирующих реакторов) может выполняться как снаружи, так и внутри КРУЭ в их цепях до коммутационного аппарата.

При устройстве кабельных вставок, соединенных с воздушными линиями, в месте перехода кабельной линии в ВЛ должен быть установлен ОПН. Если в месте перехода устанавливается коммутационный аппарат, то ОПН должен быть установлен между коммутационным аппаратом и кабельной муфтой. Необходимость установки ОПН на противоположном конце кабельной вставки определяется расчетом и зависит от длины кабеля, характеристик ОПН и наличия других ОПН в РУ, к которому присоединяется линия.

27. Для РУ напряжением 110-500 кВ проектом должны предусматриваться технические решения, исключающие появление феррорезонансных перенапряжений, возникающих при последовательных включениях электромагнитных трансформаторов напряжения и емкостных делителей напряжения выключателей. Одним из способов предотвращения феррорезонансных перенапряжений является применение антирезонансных трансформаторов напряжения.

28. Стальные порталы, молниеотводы, опоры под оборудование и другие конструкции, а также стальные детали железобетонных стоек порталов и опор под оборудование должны быть защищены от коррозии с применением технологии горячего или «холодного» цинкования на заводах-изготовителях. Применение оцинкованных металлоконструкций является обязательным для ОРУ напряжением 330 кВ и выше независимо от района их расположения и для ОРУ 35-220 кВ, расположенных по побережьям морей в зоне до 5 км от берега и в районах с сильноагрессивной средой. Кроме того, в районах с сильноагрессивной средой и по побережью морей металлоконструкции ОРУ всех напряжений поверх цинкового покрытия следует окрашивать лакокрасочными материалами I и II групп в соответствии со строительными нормами [35].

29. Основное электротехническое оборудование электростанций рекомендуется оснащать системами диагностики и мониторинга состояния (силовые блочные трансформаторы, автотрансформаторы, шунтирующие реакторы, пусковые тиристорные устройства ГАЭС, генераторные выключатели, КРУЭ, кабельные линии напряжением 110кВ и выше и пр.).