4.1. Выбор электротехнического оборудования осуществляет Заказчик на основании технических требований к оборудованию, представленных Проектировщиком. Технические требования к оборудованию составляются на основании технико-экономических расчетов и сравнения различных вариантов компоновки ПС. Исходными данными для таких расчетов являются: данные о примыкающих электрических сетях, особые условия окружающей среды, данные по росту нагрузок, передаваемой мощности, развитию электрических сетей на расчетный период и учета перспективы развития ПС на последующий период не менее 5 лет.
4.2. При проектировании ПС должно применяться оборудование и материалы соответствующее Российским стандартам и сертифицированные в установленном порядке.
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 МВА включительно класса напряжения 110, 150 и 220 кВ выбираются в соответствии с действующими нормативными документами (12) 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 технико-экономически обоснована.
Должны применяться современные автотрансформаторы и трансформаторы, оборудованные устройствами автоматического регулирования напряжения под нагрузкой (РПН), имеющие необходимую динамическую стойкость, высоконадежные вводы и сниженные потери.
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, должны заменяться 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 МВА с третичным напряжением 0,4 кВ для питания собственных нужд подстанции.
4.7. На подстанциях 110 кВ с отдаленной перспективой роста нагрузки или с резко переменным графиком нагрузки рекомендуется применять трансформаторы с форсированной ступенью охлаждения, имеющие повышенную нагрузочную способность.
4.8. 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 последний выбирать с неполной мощностью обмоток среднего и низкого напряжения.
4.9. При применении линейных регулировочных трансформаторов следует проверять их динамическую и термическую стойкость при к.з. на стороне регулируемого напряжения. В необходимых случаях предусматривается соответствующее реактирование.
4.10. 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.
4.11. При неполной замене фаз группы старых однофазных автотрансформаторов допустимость работы в одной группе старых и новых фаз автотрансформаторов, отличающихся величинами напряжений короткого замыкания, обосновывается специальными расчетами.
4.12. При выборе типов выключателей следует руководствоваться следующим:
— в ОРУ 110-750 кВ следует предусматривать элегазовые выключатели, которые должны обеспечивать работоспособность во всем требуемом диапазоне температур;
в цепях шунтирующих реакторов и батарей статических конденсаторов должны применятся элегазовые выключатели, как правило, снабженные устройствами синхронизированной коммутации, обеспечивающими надежную работу выключателей.
4.13. В ОРУ 35 кВ должны предусматриваться элегазовые или вакуумные выключатели.
4.14. В РУ 6, 10 кВ должны предусматриваться шкафы КРУ с вакуумными или элегазовыми выключателями.
4.15. При выборе оборудования и ошиновки по номинальному току необходимо учитывать нормальные эксплуатационные, послеаварийные и ремонтные режимы, а также перегрузочную способность оборудования.
4.16. Оборудование и ошиновка в цепи трансформаторов должны выбираться, как правило, с учетом установки в перспективе трансформатора следующего по шкале мощности. 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 производится по току трансформатора, устанавливаемого в перспективе, с учетом допустимой его перегрузки.
Для трехобмоточных трансформаторов в цепях СН и НН выбор оборудования и ошиновки следует производить по току перспективной нагрузки с учетом отключения второго трансформатора.
4.17. При выборе оборудования и ошиновки ячеек ВЛ 35 кВ и выше следует принимать максимальный ток ВЛ по условиям нагрева проводов в аварийном режиме, при этом количество типоразмеров ошиновки должно быть минимальным.
4.18. Новые и реконструируемые подстанции напряжением 110кВ и выше рекомендуется оснащать системами диагностики и мониторинга состояния силовых трансформаторов, шунтирующих реакторов, элегазовых распредустройств, маслонаполненных вводов и др.
4.19. В качестве управляемых средств компенсации реактивной мощности (СКРМ) применяются:
— управляемые шунтирующие реакторы (УШР) напряжением 110, 220, 330 и 500 кВ, подключаемые к шинам ВН подстанции или к линии;
— дискретно-управляемые вакуумно-реакторные группы (ВРГ), подключаемые к обмоткам НН (10-35 кВ) имеющихся на подстанциях трансформаторов и автотрансформаторов или шинам подстанций через вакуумные выключатели;
— статические тиристорные компенсаторы (СТК) реактивной мощности и СТАТКОМы, подключаемые к обмоткам НН автотрансформаторов, шинам подстанций или через специальный трансформатор к линиям электропередач;
— синхронные компенсаторы (СК), подключаемые к обмоткам НН трансформаторов или автотрансформаторов подстанций.
4.20. Выбор типа, мощности, других параметров, размещения и способа присоединения управляемых СКРМ в электрических сетях 110-750 кВ должен основываться на расчетах характерных режимов энергосистем (зимний и летний максимумы и минимумы нагрузки), анализе уровней напряжений в суточном графике в нормальных и ремонтных схемах энергосистем, а также, при необходимости, переходных процессов. Место установки управляемых СКРМ должно выбираться на основе технико-экономических расчетов.
4.21. При реконструкции ПС допустимость полной замены синхронных компенсаторов на СТК той же мощности должна быть обоснована расчетами режимов и токов к.з.
4.22. Дугогасящие реакторы с плавным регулированием индуктивности должны оснащаться системой автоматического регулирования емкостного тока замыкания на землю.
4.23. В целях улучшения обслуживания и повышения автоматизированности ПС разъединители 110 кВ и выше должны предусматриваться с электродвигательными приводами на главных и заземляющих ножах.
Допускается указанное требование, при соответствующем обосновании, распространять и на разъединители 35 кВ.
4.24. В ОРУ 110 и 220 кВ в обоснованных случаях применяются компактные ячейки заводского изготовления на базе колонковых или баковых элегазовых выключателей.
НТП. Часть 4. Выбор основного электротехнического оборудования