Схема 10(6)-3 (четыре секционированные выключателями системы шин)
Схема 10(6)-3 применяется при двух трансформаторах с расщепленными обмотками НН и сдвоенных реакторах.
При наличии соответствующих обоснований в указанных схемах допускается другое количество секций, а также групповое или индивидуальное реактирование присоединений вместо реакторов в цепях трансформаторов.
Количество отходящих линий в РУ 10(6) кВ ПС определяется схемой развития сетевого района.
Указанные на схемах 10(6)-1 и 10(6)-2 реакторы следует устанавливать между автотрансформатором и линейным регулировочным трансформатором, если не обеспечивается стойкость линейных регулировочных трансформаторов к сквозному току КЗ.
При раздельной работе секций сборных шин допускается установка вторых (резервных) трансформаторов напряжения.
В схемах 10(6)-1, 10(6)-2 допускается установка на вводе 10(6) кВ дополнительных ТТ.
Схема 10(б)-1Н с присоединением каждого трансформатора к обеим секциям несколько сложнее представленных схем, но обладает большей надежностью в режиме ремонта выключателя трансформаторного присоединения.
В схемах 10(6)-1, 10(6)-2, 10(6)-3 необходимость установки второго секционного выключателя должна быть обоснована.
При применении схемы 10(6)-1 на стороне НН автотрансформатора 330 кВ и выше ряд элементов схемы исключаются, а трансформаторы собственных нужд (ТСН) следует присоединять, как правило, через выключатель.
На ПС 330 кВ и выше питание СН необходимо предусматривать от трех независимых источников, питание СН ПС 220 кВ и ниже должно выполняться от двух независимых источников. Питание СН подстанций в начальный период их работы от одного источника должно быть обосновано. Мощность трансформаторов СН с НН 0,4 кВ для ПС 220 кВ и ниже должна быть не более 630 кВА, а для ПС 330 кВ и выше – не более 1000 кВ.
На ПС с постоянным оперативным током трансформаторы СН присоединяются к шинам 10(6) кВ через предохранители или выключатели.
Питание сторонних потребителей от сети СН подстанций не допускается.
17. Основные потребители собственных нужд э/ст. Принципы построения схем СН.
На любой электростанции существует множество машин и механизмов, которые обеспечивают нормальное функционирование основного технологического процесса. Диапазон мощностей этого оборудования может варьироваться от милливатт до мегаватт. Самые мощные потребители СН связаны с тепловой частью станции.
Для всех этих потребителей необходимо обеспечить требуемы уровень надежности:
1 группа - Особо ответственные потребители – перерыв питания приводит к нарушению основного технологического процесса и порче оборудования. К этой группе относят валоповорот, маслонасосы, агрегат связи с системой, системы контроля и сигнализации, телемеханики, связи, а также аварийное освещение.
2 группа - Ответственные потребители – перерыв питания может привести к нарушению основного технологического процесса. К этой группе относятся системы охлаждения и возбуждения.
3 группа – Все остальные.
Так же все машины и механизмы нуждаются в регулировании производительности этих механизмов.
Состав потребителей собственных нужд подстанции зависит от типа подстанции, мощности трансформаторов, наличия синхронных компенсаторов, типа оборудования. Наиболее ответственными потребителями СН подстанции являются оперативные цепи, система связи телемеханики, система охлаждения трансформаторов, аварийное освещение, система пожаротушения и так далее. Мощность потребителей СН невелика (0-10 МВт), поэтому они присоединяются к сети 380/220 В, которая получает питание от понижающих трансформаторов. Мощность трансформаторов СН выбирается по нагрузке СН с учетом коэффициентов загрузки и одновременности, при этом отдельно учитывается зимняя и летняя нагрузка. Для питания оперативных цепей подстанции может применяться постоянный и переменный оперативный ток. Постоянный оперативный ток применяется на всех подстанциях 330–750 кВ, на подстанциях 110–220 кВ с числом масляных выключателей 110 кВ или 220 кВ три и более. Применение выпрямленного оперативного тока возможно на подстанциях 110 кВ с одним или двумя выключателями ВН.
Доля энергопотребления: ГЭС ~1.5 % ТЭС 7-8 % (газ), 8-12 % (уголь) АЭС ~14 %