Методические указания по обеспечению при проектировании нормативных уровней надежности электроснабжения сельскохозяйственных потребителей, Приказ Минэнерго СССР от 08 октября 1986 года

Методические указания по обеспечению при проектировании нормативных уровней надежности электроснабжения сельскохозяйственных потребителей

Заместитель начальника отдела механизации и электрификации сельского хозяйства Госагропрома СССР В.И.Дубовик 27 сентября 1986 г.

Заместитель министра энергетики и электрификации СССР А.Ф.Дьяков 8 октября 1986 г.

Главный инженер Г.Ф.Сумин

Начальник технического отдела Ю.М.Кадыков

«Методические указания по обеспечению при проектировании нормативных уровней надежности электроснабжения сельскохозяйственных потребителей» (в дальнейшем Указания) разработаны Украинским отделением института «Сельэнергопроект» во исполнение задания и программы по решению важнейшей научно-технической проблемы 0.51.21, утвержденной Постановлением ГКНТ и Госплана СССР от 27.01.81 г. N 9/10 (задание 01.03.Д2, «Разработать методику по учету схемной и элементной надежности при проектировании электроснабжения сельского хозяйства»).

При разработке Указаний использованы результаты НИР, выполненных в Украинском отделении института «Сельэнергопроект» в 1981-1985 гг. а также материалы, подготовленные Белорусским отделением института «Энергосетьпроект», ВИЭСХ и МИИСП.

Авторы Указаний: Тисленко B.В. (руководитель работы), Афонин В.В. (ответственный исполнитель), Авраменко А.А. Броницкий М.А. Глей Л.В. Еламова Л.С. Ключко В.П. Салистра M.Д. Шевляков В.И. (УО СЭП), Кадыков Ю.М. Савин Ю.С. (СЭП), Карпенко А.М. (Минэнерго СССР), Козлов Ю.A. (МИИСП), Прусс B.Л. (БО ЭСП), Мурадян A.E. Чатченко A.М. (ВИЭСХ).

Настоящая редакция Указаний составлена с учетом решения Научно-технического совета Минэнерго СССР (протокол N 47 от 27.12.1985 г.) и рассмотрена редакционной комиссией в составе: Карпенко A.М. (председатель), Сумин Г.Ф. Елин Н.И. Мурадян A.E. Тисленко B.B. Шевляков В.И.

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. Настоящие Указания используются для выбора рациональных технических решений по обеспечению нормативных уровней надежности электроснабжения сельскохозяйственных потребителей.

1.2. Указания предназначены для организаций Минэнерго СССР, занимающихся вопросами проектирования, строительства и эксплуатации электрических сетей напряжением 0,38; 6; 10; 20; 35 и 110 кВ для электроснабжения сельскохозяйственных потребителей, а также для организаций Госагропрома СССР, выступающих в роли заказчика по проектированию и строительству линий электропередачи 0,38 кВ (а в зонах децентрализованного электроснабжения и 10 кВ), трансформаторных подстанций 10/0,4 кВ и автономного резервного электропитания наиболее ответственных электроприемников у сельскохозяйственных потребителей.

1.3. Указаниями следует руководствоваться при:

разработке схем развития сельских электрических сетей напряжением 35-110 кВ и 6, 10, 20 кВ*, а также технико-экономических расчетов (ТЭР) расширения, реконструкции, технического перевооружения электрических сетей;

* Сети напряжением 6, 10, 20 кВ для упрощения изложения в дальнейшем именуются сетями 10 кВ.

выдаче технических условий на электроснабжение сельскохозяйственных потребителей;

выполнении рабочих проектов электросетевых объектов;

проектировании электроснабжения сельскохозяйственных объектов в составе проектов, выполняемых организациями Госагропрома СССР;

разработке мероприятий по повышению надежности электроснабжения сельскохозяйственных потребителей, осуществляемых организациями и предприятиями Минэнерго СССР и Госагропрома СССР.

1.4. Сельскохозяйственные потребители и их электроприемники в отношении требований к надежности электроснабжения разделяются на три категории. Перечень сельскохозяйственных потребителей, отнесенных к I и II категориям по надежности, приведен в приложении 1, а электроприемников I и II категории — в приложении 2.

Все остальные сельскохозяйственные потребители и электроприемники, не вошедшие в перечень потребителей и электроприемников I и II категорий, относятся к III категории.

Требования к надежности электроснабжения несельскохозяйственных потребителей, присоединенных к сельским электрическим сетям, устанавливаются ведомственными нормативными документами.

1.5. Электроприемники и потребители I категории должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых источников питания и перерыв их электроснабжения при исчезновении напряжения от одного из источников питания может быть допущен лишь на время автоматического восстановления питания.

В зоне централизованного электроснабжения вторым источником питания должна служить подстанция 35-110/10 кВ или другая секция шин 10 кВ той же двухтрансформаторной подстанции с двусторонним питанием по сети 35-110 кВ, от которой осуществляется основное питание. Для удаленных потребителей при технико-экономическом обосновании вторым источником питания может быть автономный источник резервного электропитания (дизельная электростанция).

1.6. Для электроприемников II категории, не допускающих перерывов в электроснабжении длительностью более 0,5 часа (в приложении 2 эти электроприемники отмечены звездочкой II*), установлен следующий нормативный показатель надежности:

допустимая частота отказов в электроснабжении с длительностью перерыва не более 0,5 часа

1.7. Для остальных электроприемников и потребителей II категории устанавливаются два нормативных показателя надежности (для каждого электроприемника и потребителя):

допустимая частота отказов в электроснабжении с длительностью перерыва не более четырех часов

и допустимая частота отказов в электроснабжении с длительностью перерыва более четырех, но не более 10 часов, равная:

для потребителей с расчетной нагрузкой 120 кВт и более;

для потребителей с расчетной нагрузкой менее 120 кВт.

1.8. Для электроприемников и потребителей третьей категории установлен следующий нормативный показатель надежности:

допустимая частота отказов в электроснабжении с длительностью перерыва не более 24 часов:

1.9. Методика принятия решений в настоящих Указаниях основана на сопоставлении нормативных показателей надежности электроснабжения потребителей соответствующей категории с расчетными показателями. С целью повышения технологичности проектирования непосредственный расчет показателей надежности не производится: выбор состава, объема и мест установки средств повышения надежности (СПН) выполняется по разработанным правилам, изложенным в настоящих Указаниях.

1.10. В разделах 2, 3, 5 приведены правила обеспечения нормативных уровней надежности электроснабжения при одиночных отказах в электросетях путем оснащения их средствами повышения надежности, сокращающими количество и продолжительность отключений потребителей. С целью уменьшения последствий массовых отказов в электросетях, вызванных появлением разрушающих гололедно-ветровых нагрузок, электроснабжение электроприемников сельскохозяйственных потребителей резервируется автономными источниками резервного электропитания. Правила оснащения потребителей такими установками приведены в разделе 4.

1.11. Все рекомендации Указаний по обеспечению нормативных уровней надежности основываются на наличии в районах электрических сетей, эксплуатирующих проектируемые сети, следующих основных технических средств:

диспетчерского пункта РЭС;

диспетчерского щита и пульта управления;

связи с диспетчерским пунктом предприятия электрических сетей;

устройства двусторонней радиосвязи ОВБ с диспетчерским пунктом.

Организация эксплуатации сетей должна отвечать требованиям соответствующих нормативных документов.

1.12. В Указаниях приведена методика выбора целесообразного количества и мест установки средств повышения надежности, серийно выпускаемых промышленностью.

Экономическая эффективность применения новых устройств определяется в соответствии с «Рекомендациями по определению экономической эффективности средств повышения надежности сельских электрических сетей».

2. ОСНОВНЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ РЕШЕНИЯ В СЕТЯХ 35-110 кВ

2.1. Для обеспечения нормативных уровней надежности электроснабжения потребителей схемы электрических сетей 35-110 кВ должны строиться таким образом, чтобы шины (секции шин) 10 кВ подстанций 35-110 кВ, от которых осуществляется питание взаимно резервирующих линий 10 кВ, являлись независимыми источниками питания.

2.2. В случае, если две подстанции 35-110/10 кВ, питающие взаимно резервирующие линии 10 кВ, присоединены к одной линии 35-110 кВ, отключение которой приведет к обесточению обеих подстанций, одна из этих подстанций должна иметь двустороннее питание с возможностью автоматической подачи резервного питания при отключении общего участка линии 35-110 кВ.

2.3. Две секции шин 10 кВ двухтрансформаторной подстанции 35-110 кВ считаются независимыми источниками питания, если питание этой подстанции осуществляется не менее чем по двум линиям 35-110 кВ.

2.4. При выборе вариантов электроснабжения в первую очередь рассматривается возможность применения однотрансформаторных подстанций. Нормативные уровни надежности электроснабжения при сооружении однотрансформаторных подстанций 35-110 кВ обеспечиваются, если отходящие от подстанции линии 10 кВ резервируются от независимых источников питания.

Двухтрансформаторная подстанция сооружается, когда:

хотя бы одна из линий 10 кВ, отходящих от рассматриваемой подстанции, питающая потребителей I и II категорий по надежности, не может быть зарезервирована от соседней подстанции 35-110 кВ, имеющей независимое питание с рассматриваемой;

расчетная нагрузка подстанции требует установки трансформатора мощностью свыше 6300 кВ·А;

от шин 10 кВ подстанции отходят 6 и более линий 10 кВ;

расстояние между соседними подстанциями более 45 км;

заменой сечения проводов на магистрали линии 10 кВ не обеспечиваются нормированные отклонения напряжения у потребителей в послеаварийном режиме.

3. ОСНОВНЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ РЕШЕНИЯ В СЕТЯХ 10 и 0,38 кВ

3.1. Схема сетей 10 кВ

Схема сети 10 кВ должна строиться по магистральному принципу: к магистралям линий 10 кВ, по которым осуществляется взаимное резервирование линий, присоединяются опорные трансформаторные подстанции 10/0,4 кВ (ОТП), представляющие собой ТП 10/0,4 кВ с развитым РУ 10 кВ, предназначенным для присоединения радиальных линий 10 кВ, автоматического секционирования и резервирования магистрали, размещения устройств автоматики и телемеханики, и (или) распределительные пункты 10 кВ (РП).

Магистраль вновь сооружаемых или реконструируемых линий 10 кВ рекомендуется выполнять сталеалюминиевым проводом одного сечения не менее 70 мм . Линия 10 кВ, как правило, обеспечивается только одним сетевым резервом от независимого источника питания.

а) у потребителей I категории;

б) на хозяйственных дворах центральных усадеб колхозов и совхозов, если на линии требуется установка секционного выключателя.

Схемы ОТП приведены на рис.1 (схемы 1-4). ОТП сооружаются, как правило, в закрытом исполнении.

Рис.1. Схемы присоединения ТП 10/0,4 кВ, питающих потребителей первой категории

Схемы присоединения ТП 10/0,4 кВ, питающих потребителей первой категории

Условные обозначения см. рис.4

В узлах сети 10 кВ, где в перспективе намечается сооружение подстанции 35-110/10 кВ, рекомендуется сооружать распределительный пункт (РП).

Трансформаторные подстанции 10/0,4 кВ, присоединенные к магистрали ответвлением, рекомендуется переводить на питание от шин 10 кВ ОТП (РП).

3.2. Конструкция линий электропередачи 10 и 0,38 кВ.

На вновь сооружаемых (реконструируемых) воздушных линиях 10 кВ на железобетонных опорах должны, как правило, применяться стойки опор с расчетным изгибающим моментом не менее:

в I-II районах по гололеду и I-III районах по ветру — 35 кНм (СВ 105-3,5);

в I-II районах по гололеду и в IV и выше районах по ветру и в III районе по гололеду во всех районах по ветру — 50 кНм (СВ 105-5,0);

в IV и особом районах по гололеду и во всех районах по ветру — 70 кНм (CHB-7-13);

для электроснабжения государственных и других приравненных к ним по объему выпускаемой продукции животноводческих комплексов и птицефабрик во всех климатических районах — 119 кНм (СВ 164-11,9).

На вновь сооружаемых (реконструируемых) линиях 10 кВ рекомендуется применять сталеалюминиевые провода.

На концевых, угловых анкерных и переходных опорах ВЛ 10 кВ следует применять подвесную линейную изоляцию.

Длина анкерного пролета (участка) ВЛ 10 кВ не должна превышать: в I и II районах по гололеду не более 2,5 км, в III — особых районах по гололеду не более 1,5 км.

Кабельные линии 10 кВ рекомендуется применять:

для питания потребителей I категории (одну из линий основного или резервного питания);

в районах с тяжелыми климатическими условиями (IV район по гололеду и ветру и выше)

в районах с ценными землями.

На воздушных линиях 0,38 кВ следует применять железобетонные опоры повышенной прочности с расчетным изгибающим моментом не ниже 20 кН·м для промежуточных опор и не ниже 50 кН·м для анкерных опор.

3.3. Автоматизация сетей 10 кВ

Каждая линия 10 кВ независимо от своих параметров должна быть оснащена следующими средствами автоматизации:

устройством двукратного АПВ на головном выключателе линии и секционирующих выключателях;

устройством для измерения расстояния до места повреждения на ВЛ 10 кВ (типа фиксирующего омметра реактивного сопротивления ФМК-10) на выключателе ввода в распредустройство 10 кВ подстанции 35-110/10 кВ;

телесигнализацией положения головного выключателя линии 10 кВ и наличия замыкания на землю на подстанции 35-110/10 кВ;

телесигнализацией положения секционирующих выключателей на секционирующих выключателей 10 кВ линии*;

телесигнализацией положения выключателей АВР в линии 10 кВ на выключателе АВР*.

* Оснащение телесигнализацией секционирующих выключателей и выключателей АВР, устанавливаемых в линии 10 кВ, экономически эффективно, если стоимость передачи одного двухпозиционного сигнала не превышает 750 руб.

4. ОСНОВНЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ РЕШЕНИЯ ПО ОБЕСПЕЧЕНИЮ АВТОНОМНЫМ РЕЗЕРВНЫМ ЭЛЕКТРОПИТАНИЕМ НАИБОЛЕЕ ОТВЕТСТВЕННЫХ ЭЛЕКТРОПРИЕМНИКОВ У СЕЛЬСКОХОЗЯЙСТВЕННЫХ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ

4.1. Установка автономных источников резервного электропитания (АИР) должна предусматриваться для резервного питания электроприемников I категории, а также электроприемников II категории, не допускающих перерыва в электроснабжении длительностью более 0,5 часа, независимо от наличия резервного питания по электрическим сетям.

4.2. В качестве АИР могут быть использованы стационарные или передвижные дизельные электростанции (ДЭС), а также резервные источники электропитания с приводом от трактора (РИПТ)*.

* Изготовление РИПТ намечается с 1987 г.

Выбор количества агрегатов АИР и их мощности производится по расчетной нагрузке электроприемников I и электроприемников II категории, не допускающих перерыва длительностью более 0,5 часа, с учетом режима их работы в соответствии с рекомендациями, приведенными в Приложении 3.

4.3. Тип автономного источника резервного электропитания, его мощность, место размещения и способ подключения к сети 0,38 кВ решаются в составе проекта электрификации сельскохозяйственного объекта.

5. ОБЕСПЕЧЕНИЕ НОРМАТИВНЫХ УРОВНЕЙ НАДЕЖНОСТИ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ I и II КАТЕГОРИЙ

5.1. Для электроснабжения потребителей I категории применяются схемы, приведенные на рис.1.

Схема 1 применяется для осуществления местного резервирования.

Схема 2 применяется для осуществления сетевого резервирования.

Схемы 3, 4 и 5 применяются в случаях, когда ОТП, от которой питается потребитель I категории, используется в качестве пункта автоматического секционирования (АВР) магистральной линии.

Схемы 6 и 7 применяются для питания ТП 10/0,4 кВ, расположенных на территории крупных сельскохозяйственных комплексов.

Выбор вида резервирования (сетевое или местное) производится согласно п.6.1.

5.2. Для электроснабжения потребителей II категории с расчетной нагрузкой 120 кВт и более применяется схема с двусторонним питанием ТП 10/0,4 кВ (рис.2 схема «а»).

Рис.2. Схема присоединения ТП 10/0,4 кB, питающих потребителей второй категории

Схема присоединения ТП 10/0,4 кB, питающих потребителей второй категории

Допускается присоединение ТП 10/0,4 кВ, питающей потребители* II категории с нагрузкой менее 120 кВт, к линии 10 кВ ответвлением (или к радиальной нерезервированной линии), если длина нерезервируемого участка линии 10 кВ (отказ которого приводит к перерыву электроснабжения на время ремонта линии) не более 0,5 км (рис.2, схемы «б» и «в»).

* Текст документа соответствует оригиналу. — Примечание изготовителя базы данных.

5.3. Для питания потребителей II категории с нагрузкой 250 кВт и более следует применять двухтрансформаторные подстанции 10/0,4 кВ. При меньшей нагрузке потребителя применяются, как правило, однотрансформаторные подстанции 10/0,4 кВ.

5.4. Способ подключения резервного питания электроприемников I категории и не допускающих перерыва длительностью более 0,5 часа электроприемников II категории решается в составе проекта электрификации сельскохозяйственного объекта.

Питание электроприемников II категории, не допускающих перерыва длительностью более 0,5 часа, должно осуществляться по двум линиям 0,38 кВ с включением резерва на вводном устройстве этих электроприемников либо вручную, либо автоматически.

6. ВЫБОР КОЛИЧЕСТВА И МЕСТ УСТАНОВКИ КОММУТАЦИОННЫХ АППАРАТОВ В СЕТЯХ 10 кВ

6.1. При выборе количества и мест установки автоматических коммутационных аппаратов (АКА) в первую очередь должны быть рассмотрены мероприятия по обеспечению надежным электроснабжением потребителей I категории.

Местное резервирование электроснабжения потребителя первой категории (рис.3, схема «а») целесообразно, если выполняется условие

где — длина резервной линии 10 кВ, которую необходимо соорудить для осуществления местного резерва от независимого источника питания, км;

— длина магистрального участка рассматриваемой линии 10 кВ, который необходимо соорудить для осуществления схемы питания ОТП «заход-выход», км.

Рис.3. Набор автоматических устройств в линии 10 кВ при различных способах резервирования потребителей I категории

Набор автоматических устройств в линии 10 кВ при различных способах резервирования потребителей I категории

а) при местном резервировании
( )

б) при сетевом резервировании
( )

При невыполнении условия (1) для электроснабжения потребителя I категории следует применять схему «заход-выход» (рис.3, схема «б»); магистраль линии 10 кВ в этом случае должна быть оснащена устройством (пунктом) сетевого АВР.

6.2. Выбор количества и мест установки автоматических коммутационных аппаратов, обеспечивающих нормативы надежности электроснабжения потребителей II и III категорий, осуществляется в зависимости от схемы подстанции 35-110/10 кВ*, суммарной длины и расчетной нагрузки линии 10 кВ, наличия на линии 10 кВ потребителя I категории.

* Под схемой подстанции понимается количество трансформаторов на подстанции и схема ее питания по ВЛ 35-110 кВ.

В указаниях рассматриваются следующие схемы:

2Т2Л — двухтрансформаторная подстанция с двухсторонним питанием;

2Т1Л — двухтрансформаторная подстанция с односторонним питанием;

1Т2Л — однотрансформаторная подстанция с двусторонним питанием;

1Т1Л — однотрансформаторная подстанция с односторонним питанием.

При этом максимальная длина участка линии (включая ответвления), к которому присоединены эти потребители, ограниченная автоматическими коммутационными аппаратами, во всех случаях не должна превышать 12 км (рис.4).

Рис.4. Иллюстрации к понятию максимальной длины участка линии 10 кВ, ограниченной автоматическими коммутационными аппаратами и линейными разъединителями

Иллюстрации к понятию максимальной длины участка линии 10 кВ, ограниченной автоматическими коммутационными аппаратами и линейными разъединителями

Условные обозначения к рисункам в Указаниях:

Методические указания по обеспечению при проектировании нормативных уровней надежности электроснабжения сельскохозяйственных потребителей