Главное достоинство однотрансформаторных подстанций это

Однотрансформаторная подстанция комплектная схема типа

Однотрансформаторная подстанция комплектная схема киоскового типа наружной установки. Главное достоинство возможна установка ДГР.

Каталог нашей продукции

Посмотрите фото нашего завода

Сертификат

Сертификат.pdf
Размер: 732 Кб
Покупая новое оборудование

Вы покупаете его на всегда!

Срок службы 45 лет

Официальный срок службы
нового оборудования

По факту работают дольше

Трансформаторы собранные в СССР
работают до сих пор

Часто задаваемые вопросы

• Смоежете ли вы сделать трансформатор под наше техническое задание? Конечно, у нас собстевенное производство, поэтому мы можем производить не стандартные транс р с боковым подключением вводов и выводов высокого и низкого напряжения. Вправо и влево — вверх и вниз, типа НН и ВН и дополнительными опциями! Сборка любых технических параметров первичной и вторичной обмотки
• Есть ли у вас силовые трансформаторы других заводом производителей? Да, мы сотрудничаем с официальными дилерами, представительство в России, список таких заводов:
  Казахстан — Кентауский трансформаторный завод Белоруссия Минск — Минский электротехнический завод им Козлова Украина Богдано Хмельницчкий (Запорожский) — Укрэлектроаппарат Алтайский Барнаул — Барнаульский Алттранс Тольяттинский Самарский — Самара ЗАО Электрощит СЭЩ Санкт Петербург СПБ Невский — Волхов Великий Новгород Подольский — ЗАО Трансформер Чеховский Электрощит Георгиевский ОАО ГТЗ Компания кубань электрощит
• Высоковольные трансформаторы каких марок представлены у вас в каталоге? Марки трансформаторов с естественной масляной системой охлаждения обмоток серии ТМ ТМГ ТМЗ ТМФ ТМГФ. Виды баков гофро (гофрированный) и с радиаторами (радиаторный) А так же доступны линейки сухих трансформаторов ТС ТСЗ ТСЛ ТСЛЗ
• Высоковольтные силовые трансформаторы каких мощностей Вы можете изготовить? Производим повышающие и понажающие напряжение заземление тока, большие цеховые, производственные, промышленные и общепромышленные трансформаторы собственных нужд общего назначения внутренней встроенные в помещение ТП и наружной установки закрытого типа. Выбор наминалы мощности 25 40 63 100 160 250 400 630 1000 (1 мВа) 1250 (1 25 мВа) 1600 (1 6 мВа) 2500 4000 6300 кВа и напряжением 6 10 35 110 0.4 кВ кВт. Можем сделать испытание напряжением под заказ, например компоновка новые типовые проекты из аморфной стали или с глухозаземлённой нейтралью каскадные, разделительные, фланцевые с боковыми вводами выводами. Строительство соответствует нормам ПУЭ и ТУ сертификация систем охлаждения. С необходимыми параметрами и тех характеристиками габаритами размерами весом высотой шириной и доп описание из образеца технического задания справочные данные документация условия работы. Прайс каталог с ценами завода производителя. Производство в России! Фото состав (из чего состоит) и чертежи принципиальная однолинейная электрическая схема по запросу. Срок эксплуатации 25 лет
• В какие города поставляете оборудвание? Поставляем в дачный посёлок коттеджные дачи коттеджи, садовые СНТ товарищества, сельские деревенские местности деревни

Собственное производство

Прайс лист на оборудование спрашивайте у менеджеров!

Контроль качества

Повышает прочность и скорость
изготовления изделий до 2-х раз!

Сертификация

Цех прошёл добровольную
сертификацию производства

Контакты завода

Телефон снизу ☎ +7 (351) 711-14-66

Часы работы: пн.-пт. 10:00 — 18:00 (по МСК)

Реквизиты компании

ООО «РУ-ТРАНС»

ИНН: 6686136532 КПП: 668601001
ОГРН: 1216600063338

Заказать звонок

Поставка на тендеры с завода! Стань официальным дилером в России

• • Поделиться
• • Класс!
• • Нравится
• • Твитнуть
• • Плюсануть

Обращаем ваше внимание на то, что данный интернет-сайт носит исключительно информационный характер, не является интернет магазином и ни при каких условиях не является публичной офертой, определяемой положениями Статьи 437. (2) Гражданского кодекса Российской Федерации. Для получения подробной информации о наличии и стоимости (официального прайс листа) указанных товаров или услуг, пожалуйста, обращайтесь к менеджерам отдела клиентского обслуживания с помощью специальной формы связи или по телефону: +7 (351) 711-14-66.

© 1997-2022 официальный сайт электротехнического завода поставщика высоковольтных силовых трехфазных двухобмоточных трансформаторов повышающих и понижающих напряжения тока кВ и трансформаторных подстанций в России.

Профессиональный электротехнический портал. Не авито юла!

Главное достоинство однотрансформаторных подстанций это

а) Виды схем и их назначение

Главная схема электрических соединений электростанции (подстан­ции)—это совокупность основного электрооборудования (генераторы, трансформаторы, линии), сборных шин, коммутационной и другой пер­вичной аппаратуры со всеми выполненными между ними в натуре соедине­ниями.

Выбор главной схемы является определяющим при проектировании электрической части электростанции (подстанции), так как он определяет полный состав элементов и связей между ними. Выбранная главная схема является исходной при составлении принципиальных схем электрических соединений, схем собственных нужд, схем вторичных соединений, мон­тажных схем и т. д.

На чертеже главные схемы изображаются в однолинейном исполнении при отключенном положении всех элементов установки. В некоторых слу­чаях допускается изображать отдельные элементы схемы в рабочем положении.

Все элементы схемы и связи между ними изображаются в соответствии со стандартами единой системы конструкторской документации (ЕСКД).

В условиях эксплуатации наряду с принципиальной, главной схемой применяются упрощенные оперативные схемы, в которых указы­вается только основное оборудование. Дежурный персонал каждой смены заполняет оперативную схему и вносит в нее необходимые изменения в ча­сти положения выключателей и разъединителей, происходящие во время дежурства.

При проектировании электроустановки до разработки главной схемы составляется структурная схема выдачи электроэнергии (мощно­сти), на которой показываются основные функциональные части электро­установки (распределительные устройства, трансформаторы, генераторы) и связи между ними. Структурные схемы служат для дальнейшей разра­ботки более подробных и полных принципиальных схем, а также для об­щего ознакомления с работой электроустановки.

б) Основные требования к главным схемам электроустановок

При выборе схем электроустановок должны учитываться следующие факторы:

значение и роль электростанции или подстанции для энергосистемы. Электростанции, работающие параллельно в энергосистеме, существенно различаются по своему назначению. Одни из них, базисные, несут ос­новную нагрузку, другие, пиковые, работают неполные сутки во время максимальных нагрузок, третьи несут электрическую нагрузку, определяе­мую их тепловыми потребителями (ТЭЦ). Разное назначение электростан­ций определяет целесообразность применения разных схем электрических соединений даже в том случае, когда количество присоединений одно и то же.

Подстанции могут предназначаться для питания отдельных потребите­лей или крупного района, для связи частей энергосистемы или различных энергосистем. Роль подстанций определяет ее схему;

положение электростанции или подстанции в энергосистеме, схемы и напряжения прилегающих сетей. Шины высшего напряжения электростанций и подстанций могут быть узловыми точками энергосистемы, осуществляя объединение на параллельную работу нескольких электростан­ций. В этом случае через шины происходит переток мощности из одной части энергосистемы в другую — транзит мощности. При выборе схем та­ких электроустановок в первую очередь учитывается необходимость сохра­нения транзита мощности.

Подстанции могут быть тупиковыми, проходными, отпаечными; схемы таких подстанций будут различными даже при одном и том же числе трансформаторов одинаковой мощности.

Схемы распредустройств 6—10 кВ зависят от схем электроснабжения потребителей: питание по одиночным или параллельным линиям, наличие резервных вводов у потребителей и т. п.;

категория потребителей по степени надежности электроснабжения.

Все потребители с точки зрения надежности электроснабжения разделяют на три категории.

Электроприемники I категории — электроприемники, перерыв элек­троснабжения которых может повлечь за собой опасность для жизни людей, значи­тельный ущерб народному хозяйству, повреждение дорогостоящего основного обо­рудования, массовый брак продукции, расстройство сложного технологического процесса, нарушение функционирования особо важных элементов коммунального хозяйства.

Из состава электроприемников I категории выделяется особая группа электроприемников, бесперебойная работа которых необходима для без­аварийного останова производства с целью предотвращения угрозы жизни людей, взрывов, пожаров и повреждения дорогостоящего оборудования.

Электроприемники I категории должны обеспечиваться питанием от двух неза­висимых источников питания, перерыв допускается лишь на время автоматического восстановления питания.

Для электроснабжения особой группы электроприемников I категории предус­матривается дополнительное питание от третьего независимого источника питания. Независимыми источниками питания могут быть местные электростанции, электро­станции энергосистем, специальные агрегаты бесперебойного питания, аккумуля­торные батареи и т. п.

Электроприемники II категории — электроприемники, перерыв электроснабжения которых приводит к массовому недоотпуску продукции, мас­совым простоям рабочих, механизмов и промышленного транспорта, нарушению нормальной деятельности значительного количества городских и сельских жителей. Эти электроприемники рекомендуется обеспечивать питанием от двух независимых источников, взаимно резервирующих друг друга, для них допустимы перерывы на время, необходимое для включения резервного питания действиями дежурного пер­сонала или выездной оперативной бригады.

Допускается питание электроприемников II категории по одной воздушной ли­нии, если обеспечена возможность проведения аварийного ремонта этой линии за время не более 1 сут. Допускается питание по одной кабельной линии, состоящей не менее чем из двух кабелей, присоединенных к одному общему аппарату. При нали­чии централизованного резерва трансформаторов и возможности замены повредив­шего трансформатора за время не более 1 сут допускается питание от одного трансформатора.

Электроприемники III категории — все остальные электроприемни­ки, не подходящие под определения I и II категорий.

Для этих электроприемников электроснабжение может выполняться от одного источника питания при условии, что перерывы электроснабжения, необходимые для ремонта и замены поврежденного элемента системы электроснабжения, не превы­шают 1 сут.

Перспектива расширения и промежуточные этапы развития электро­станции, подстанции и прилегающего участка сети. Схема и компоновка распределительного устройства должны выбираться с учетом возможного увеличения количества присоединений при развитии энергосистемы. По­скольку строительство крупных электростанций ведется очередями, то при выборе схемы электроустановки учитывается количество агрегатов и ли­ний, вводимых в первую, вторую, третью очереди и при окончательном развитии ее.

Для выбора схемы подстанции важно учесть количество линий высшего и среднего напряжения, степень их ответственности, а поэтому на раз­личных этапах развития энергосистемы схема Подстанции может быть разной.

Поэтапное развитие схемы распределительного устройства электро­станции или подстанции не должно сопровождаться коренными переделка­ми. Это возможно лишь в том случае, когда при выборе схемы учиты­ваются перспективы ее развития.

При выборе схем электроустановок учитывается допустимый уровень токов КЗ. При необходимости решаются вопросы секционирования сетей, деления электроустановки на независимо работающие части, установки специальных токоограничивающих устройств.

Из сложного комплекса предъявляемых условий, влияющих на выбор главной схемы электроустановки, можно выделить основные требования к схемам:

надежность электроснабжения потребителей; приспособленность к проведению ремонтных работ; оперативная гибкость электрической схемы; экономическая целесообразность.

Надежность — свойство электроустановки, участка электрической сети или энергосистемы в целом обеспечить бесперебойное электроснабже­ние потребителей электроэнергией нормированного качества. Повреждение оборудования в любой части схемы по возможности не должно нарушать электроснабжение, выдачу электроэнергии в энергосистему, транзит мощ­ности через шины. Надежность схемы должна соответствовать характеру <категории) потребителей, получающих питание от данной электроуста­новки.

Надежность можно оценить частотой и продолжительностью наруше­ния электроснабжения потребителей и относительным аварийным резер­вом, который необходим для обеспечения заданного уровня безаварийной работы энергосистемы и ее отдельных узлов.

Приспособленность электроустановки к проведе­нию ремонтов определяется возможностью проведения ремонтов без нарушения или ограничения электроснабжения потребителей. Есть схемы, в которых для ремонта выключателя надо отключать данное присоедине­ние на все время ремонта, в других схемах требуется лишь временное от­ключение отдельных присоединений для создания специальной ремонтной схемы; в третьих ремонт выключателя производится без нарушения элек­троснабжения даже на короткий срок. Таким образом, приспособленность для проведения ремонтов рассматриваемой схемы можно оценить количе­ственно частотой и средней продолжительностью отключений потребите­лей и источников питания для ремонтов оборудования.

Оперативная гибкость электрической схемы опреде­ляется ее приспособленностью для создания необходимых эксплуата­ционных режимов и проведения оперативных переключений.

Наибольшая оперативная гибкость схемы обеспечивается, если опера­тивные переключения в ней производятся выключателями или другими коммутационными аппаратами с дистанционным приводом. Если все опе­рации осуществляются дистанционно, а еще лучше средствами автомати­ки, то ликвидация аварийного состояния значительно ускоряется.

Оперативная гибкость оценивается количеством, сложностью и продол­жительностью оперативных переключений.

Экономическая целесообразность схемы оценивается приведенными затратами, включающими в себя затраты на сооружение установки — капиталовложения, ее эксплуатацию и возможный ущерб от нарушения электроснабжения.

в) Структурные схемы электростанций и подстанций

Структурная электрическая схема зависит от состава оборудования (числа генераторов, трансформаторов), распределения генераторов и на­грузки между распределительными устройствами (РУ) разного напряжения и связи между этими РУ.

На рис. 1 показаны структурные схемы ТЭЦ. Если ТЭЦ сооружается вблизи потребителей электроэнергии U = 6 ÷ 10 кВ, то необходимо иметь распределительное устройство генераторного напряжения (ГРУ). Количе­ство генераторов, присоединяемых к ГРУ, зависит от нагрузки 6—10 кВ. На рис. 1, а два генератора присоединены к ГРУ, а один, как правило, бо­лее мощный, — к распределительному устройству высокого напряжения (РУ ВН). Линии 110 — 220 кВ, присоединенные к этому РУ, осуществляют связь с энергосистемой.

Если вблизи ТЭЦ предусматривается сооружение энергоемких про­изводств, то питание их может осуществляться по ВЛ 35 — 110 кВ. В этом случае на ТЭЦ предусматривается распределительное устройство среднего напряжения (РУ СН) (рис. 1, б). Связь между РУ разного напряжения осу­ществляется с помощью трехобмоточных трансформаторов или авто­трансформаторов.

При незначительной нагрузке (6—10 кВ) целесообразно блочное соеди­нение генераторов с повышающими трансформаторами без поперечной связи на генераторном напряжении, что уменьшает токи КЗ и позволяет вместо дорогостоящего ГРУ применить комплектное РУ для присоедине­ния потребителей 6—10 кВ (рис. 1, в). Мощные энергоблоки 100 — 250 МВт присоединяются к РУ ВН без отпайки для питания потребителей. Совре­менные мощные ТЭЦ обычно имеют блочную схему.

Рисунок1. Структурные схемы ТЭЦ

Рисунок 2. Структурные схемы КЭС, ГЭС, АЭС

Рисунок 3. Структурные схемы подстанций

На рис. 2 показаны структурные схемы электростанций с преимуще­ственным распределением электроэнергии на повышенном напряжении (КЭС, ГЭС, АЭС). Отсутствие потребителей вблизи таких электростанций позволяет отказаться от ГРУ. Все генераторы соединяются в блоки с по­вышающими трансформаторами. Параллельная работа блоков осуществляется на высоком напряжении, где предусматривается распреде­лительное устройство (рис. 2, а).

Если электроэнергия выдается на высшем и среднем напряжении, то связь между РУ осуществляется автотрансформатором связи (рис. 2,б) или автотрансформатором, установленным в блоке с генератором (рис. 2, в).

На рис. 3 показаны структурные схемы подстанций. На подстанции с двухобмоточными трансформаторами (рис. 3, а) электроэнергия от энергосистемы поступает в РУ ВН, затем трансформируется и распределяется между потребителями в РУ НН. На узловых подстанциях осуществляется связь между отдельными частями энергосистемы и питание потребителей (рис. 3, б). Возможно сооружение подстанций с двумя PУ среднего напряжения, РУ ВН и РУ НН. На таких подстанциях устанавливают два автотрансформатора и два трансформатора (рис.3, в).

Выбор той или иной структурной схемы электростанции или подстанции производится на основании технико-экономического сравнения двух-трех вариантов.

СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ НА СТОРОНЕ 6-10 кB

а) Схема с одной системой сборных шин

Наиболее простой схемой электроустановок на стороне 6—10 кВ является схема с одной несекционированной системой сборных шин (рис. 4, а).

Схема проста и наглядна. Источники питания и линии 6-10 кВ при­соединяются к сборным шинам с помощью выключателей и разъедините­лей. На каждую цепь необходим один выключатель, который служит для отключения и включения этой цепи в нормальных и аварийных режимах; При необходимости отключения линии W1 достаточно отключить выклю­чатель Q1. Если выключатель Q1 выводится в ремонт, то после его отклю­чения отключают разъединители: сначала линейный QS1, а затем шинный QS 2.

Таким образом, операции с разъединителями необходимы только при выводе присоединения в целях обеспечения безопасного производства ра­бот. Вследствие однотипности и простоты операций с разъединителями аварийность из-за неправильных действий с ними дежурного персонала мала, что относится к достоинствам рассматриваемой схемы.

Рисунок 4. Схемы с одной системой сборных шин, несекционированных (а) и секциони­рованных выключателями (б)

Схема с одной системой шин позволяет использовать комплектные рас­пределительные устройства (КРУ), что снижает стоимость монтажа, позво­ляет широко применять механизацию и уменьшить время сооружения электроустановки.

Наряду с достоинствами схема с одной несекционированной системой шин обладает рядом недостатков. Для ремонта сборных шин и шинных разъединителей любого присоединения необходимо полностью снять на­пряжение со сборных шин, т. е. отключить источники питания. Это приво­дит к перерыву электроснабжения всех потребителей на время ремонта.

При КЗ на линии, например в точке К1 (рис. 4, а), должен отключить­ся соответствующий выключатель (Q4), а все остальные присоединения должны остаться в работе; однако при отказе этого выключателя отклю­чатся выключатели источников питания Q5, Q6, вследствие чего сборные шины останутся без напряжения. Короткое замыкание на сборных шинах (точка К2) также вызывает отключение источников питания, т. е. прекра­щение электроснабжения потребителей. Указанные недостатки частично устраняются путем разделения сборных шин на секции, число которых обычно соответствует количеству источников питания.

На рис. 4,б показана схема с одной системой сборных шин. секциони­рованной выключателем. Схема сохраняет все достоинства схем с одиноч­ной системой шин; кроме того, авария на сборных шинах приводит к от­ключению только одного источника и половины потребителей; вторая секция и все присоединения к ней остаются в работе.

Достоинствами схемы являются простота, наглядность, экономич­ность, достаточно высокая надежность, что можно подтвердить на при­мере присоединения главной понизительной подстанции (ГПП) к шинам электроустановки двумя линиями W3, W4 (рис. 4,б). При повреждении одной линии (КЗ в точке К2) отключаются выключатели Q2, Q3 и автома­тически включается QB2, восстанавливая питание первой секции ГПП по линии W4.

При КЗ на шинах в точке К1 отключаются выключатели QB1, Q6, Q3 и автоматически включается QB2. При отключении одного источника на­грузку принимает оставшийся в работе источник питания.

Таким образом, питание ГПП в рассмотренных аварийных режимах не нарушается благодаря наличию двух питающих линий, присоединенных к разным секциям станции, каждая из которых должна быть рассчитана на полную нагрузку (100%-ный резерв по сети). При наличии такого резерва по сети схема с одной секционированной системой шин может быть реко­мендована для ответственных потребителей.

Однако схема обладает и рядом недостатков.

При повреждении и последующем ремонте одной секции ответственные потребители, нормально питающиеся с обеих секций, остаются без резер­ва, а потребители, нерезервированные по сети, отключаются на все время ремонта. В этом же режиме источник питания, подключенный к ремонти­руемой секции, отключается на все время ремонта.

Последний недостаток можно устранить, присоединив источники пита­ния одновременно к двум секциям, но это усложняет конструкцию распре­делительного устройства и увеличивает число секций (по две секции на каждый источник).

В рассмотренной схеме (рис. 4, б) секционный выключатель QB1 в нор­мальном режиме включен. Такой режим обычно принимают на электро­станциях, чтобы обеспечить параллельную работу генераторов. На под­станциях секционный выключатель в нормальном режиме отключен в це­лях ограничения токов КЗ.

Схема с одной системой сборных шин широко применяется для под­станций на напряжении 6 —10 кВ и для питания собственных нужд станций, где в полной мере можно использовать ее достоинства, особенно благодаря применению КРУ.

На генераторном напряжении электростанций, отдающих большую часть электроэнергии близко расположенным потребителям, возможно применение схемы с одной системой шин, соединенной в кольцо (рис. 5). Сборные шины разделены на секции по числу генераторов. Секции соеди­няются между собой с помощью секционных выключателей QB и сек­ционных реакторов LRB, которые служат для ограничения тока КЗ на шинах. Линии 6 —10 кВ присоединяются к шинам КРУ, получающим пита­ние через групповые сдвоенные реакторы LR1, LR2, LR3 от соответствую­щих секций главного распределительного устройства. Количество груп­повых реакторов зависит от числа линий и общей нагрузки потребителей 6—10 кВ. Благодаря малой вероятности аварий в самом реакторе и оши­новке от реактора до главных сборных шин и до сборок КРУ присоединение группового реактора осуществляется без выключателя, предусматри­вается лишь разъединитель для ремонтных работ в ячейке реактора. Для линий в этих случаях применяют ячейки КРУ.

Рисунок 5. Схема с одной системой сборных шин, соединенных в кольцо

Каждая ветвь сдвоенного реактора может быть рассчитана на ток от 600 до 3000 А, т. е. возможно присоединение нескольких линий напряжением 6 кВ к каждой сборке. На схеме (рис. 5) восемнадцать линий присоеди­нены через три групповых реактора; таким образом, число присоединений к главным сборным шинам уменьшается по сравнению со схемой без групповых реакторов на 15 ячеек, что значительно увеличивает надежность работы главных шин электростанции, снижает затраты на сооружение РУ за счет уменьшения числа реакторов и уменьшает время монтажа благода­ря применению комплектных ячеек для присоединения линий 6—10 кВ.

Питание ответственных потребителей производится не менее чем двумя линиями от разных сдвоенных реакторов, что обеспечивает надежность электроснабжения.

Если шины генераторного напряжения разделены на три-четыре секции, не соединенные в кольцо, то возникает необходимость выравнивания на­пряжения между секциями при отключении одного генератора. Так, при отключении генератора G1 нагрузка первой секции питается от оставшихся в работе генераторов G2 и G3, при этом ток от G2 проходит через реактор LRB1, а ток от G3 проходит через два реактора — LRB2 и LRB1. Из-за по­тери напряжения в реакторах уровень напряжения на секциях будет не­одинаков: наибольший на секции ВЗ и наименьший на секции В1. Для по­вышения напряжения на секции В1 необходимо шунтировать реактор LRB1, для чего в схеме предусмотрен шунтирующий разъединитель QSB1. В рассматриваемом режиме второй шунтирующий разъединитель не вклю­чается, так как это приведет к параллельной работе генераторов G2 и G3 без реактора между ними, что недопустимо по условиям отключения КЗ.

Порядок операций шунтирующими разъединителями должен быть сле­дующим: отключить секционный выключатель QB, включить шунтирую­щий разъединитель QSB, включить секционный выключатель QB.

Чем больше секций на электростанции, тем труднее поддерживать одинаковый уровень напряжения, поэтому при трех и более секциях сборные шины соединяют в кольцо. В схеме на рис.5 первая секция мо­жет быть соединена с третьей секционным выключателем и реактором, что создает кольцо сборных шин. Нормально все секционные выключатели включены, и генераторы работают параллельно. При КЗ на одной секции отключаются генератор данной секции и два секционных выключателя, од­нако параллельная работа других генераторов не нарушается.

При отключении одного генератора потребители данной секции полу­чают питание с двух сторон, что создает меньшую разницу напряжений на секциях и позволяет выбирать секционные реакторы на меньший ток, чем в схеме с незамкнутой системой шин.

В схеме кольца номинальный ток секционных реакторов принимают примерно равным 50 — 60% номинального тока генератора, а сопротивле­ние их — 8-10%.

Рассмотренная схема рекомендуется для ТЭЦ с генераторами до 63 МВт включительно, если потребители питаются по резервируемым ли­ниям, а число присоединений к секции не превышает шести — восьми.

б) Схема с двумя системами сборных шин

С учетом особенностей электроприемников (I, II категории), схемы электроснабжения их (отсутствие резерва по сети), а также большого коли­чества присоединений к сборным шинам для главного распределительного устройства ТЭЦ при технико-экономическом обосновании может предус­матриваться схема с двумя системами сборных шин (рис. 6), в которой каждый элемент присоединяется через развилку двух шинных разъедините­лей, что позволяет осуществлять работу как на одной, так и на другой си­стеме шин.

Рисунок 6. Схемасдвумя системами сборных шин

На рис. 6 схема изображена в рабочем состоянии: генера­торы G1 и G2 присоединены на первую систему сборных шин А1, от которой получают питание групповые реакторы и трансформаторы связи Т1 и Т2. Рабочая система шин секционирована выключателем QB и реак­тором LRB, назначение которых такое же, как и в схеме с одной системой шин. Вторая система шин А2 является резервной, напряжение на ней нор­мально отсутствует. Обе системы шин могут быть соединены между собой шиносоединительными выключателями QA1 и QA2, которые в нормаль­ном режиме отключены.

Возможен и другой режим работы этой схемы, когда обе системы шин находятся под напряжением и все присоединения распределяются между ними равномерно. Такой режим, называемый работой с фиксированным присоединением цепей, обычно применяется на шинах повышенного напря­жения.

Схема с двумя системами шин позволяет производить ремонт одной системы шин, сохраняя в работе все присоединения. Так, при ремонте одной секции рабочей системы шин А1 все присоединения ее переводят на резервную систему шин А2, для чего производят следующие операции:

включают шиносоединительный выключатель QA2 и с его привода сни­мают оперативный ток;

проверяют включенное положение QA2;

включают на систему шин А2 разъединители всех переводимых при­соединений;

отключают от системы шин А1 разъединители всех присоединений, кроме разъединителей QA2 и трансформатора напряжения;

переключают питание цепей напряжения релейной защиты, автоматики и измерительных приборов на трансформатор напряжения системы шин А2;

проверяют по амперметру отсутствие нагрузки на QA2;

на привод подают оперативный ток и отключают QA2;

производят подготовку к ремонту секции шин А1.

При КЗ на первой секции рабочей системы шин А1 отключаются гене­ратор G1, секционный выключатель QB и трансформатор связи Т1.

Для восстановления работы потребителей в этом случае необходимо выпол­нить переключения:

отключить все выключатели, не отключенные релейной защитой (вы­ключатели тупиковых линий);

отключить все разъединители от поврежденной секции;

включить разъединители всех присоединений первой секции на резерв­ную систему шин;

включить выключатель трансформатора связи Т1, подав тем самым на­пряжение на резервную систему шин для проверки ее исправности;

включить выключатели наиболее ответственных потребителей;

развернуть генератор G1 и после синхронизации включить его выклю­чатель;

включить выключатели всех отключившихся линий.

В этой схеме можно использовать шиносоединительный выключатель для замены выключателя любого присоединения.

Рассматриваемая схема является гибкой и достаточно надежной. К недостаткам ее следует отнести большое количество разъединителей, изоляторов, токоведущих материалов и выключателей, более сложную кон­струкцию распределительного устройства, что ведет к увеличению капи­тальных затрат на сооружение ГРУ. Существенным недостатком является использование разъединителей в качестве оперативных аппаратов. Боль­шое количество операций разъединителями и сложная блокировка между выключателями и разъединителями приводят к возможности ошибочного отключения тока нагрузки разъединителями. Вероятность аварий из-за не­правильного действия обслуживающего персонала в схемах с двумя систе­мами шин больше, чем в схемах с одной системой шин.

Схема с двумя системами шин может быть применена на расширяемых ТЭЦ, на которых ранее была выполнена такая схема.

СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ НА СТОРОНЕ 35 кВ И ВЫШЕ

а) Упрощенные схемы РУ

При небольшом количестве присоединений на стороне 35 — 220 кВ при­меняют упрощенные схемы, в которых обычно отсутствуют сборные шины, число выключателей уменьшенное. В некоторых схемах выключате­лей высокого напряжения вообще не предусматривают. Упрощенные схемы позволяют уменьшить расход электрооборудования, строительных материалов, снизить стоимость распределительного устройства, ускорить его монтаж. Такие схемы получили наибольшее распространение на подстанциях.

Одной из упрощенных схем является схема блока трансформатор — ли­ния (рис. 7, а). В блочных схемах элементы электроустановки соединяются последовательно без поперечных связей с другими блоками.

Рисунок 7. Упрощенные схемы на стороне ВН:

а — блок трансформатор — линия с выключателем ВН; б — блок трансформатор —линия с отделителем; в — два блока с отделителями и неавтоматической перемычкой; г — мостик с выключателями

В рас­сматриваемой схеме трансформатор соединен с линией W выключате­лем Q2. При аварии в линии отключаются выключатель Q1 в начале линии (на районной подстанции) и Q2 со стороны ВН трансформатора, при КЗ в трансформаторе отключаются Q2 и Q3. В блоках генератор — трансфор­матор — линия выключатель Q2 не устанавливается, любое повреждение в блоке отключается выключателями генераторным Q3 и на районной под­станции Q1.

В блоках трансформатор — линия на подстанциях (рис. 7,б) со сто­роны высокого напряжения устанавливаются отделители QR и короткозамыкатели QN. Для отключения трансформатора в нормальном режиме, достаточно отключить нагрузку выключателем Q2 со стороны 6—10 кВ, а затем отключить ток намагничивания трансформатора отделителем QR. Допустимость последней операции зависит от мощности трансформатора и его номинального напряжения.

При повреждении в трансформаторе релейной защитой отключается выключатель Q2 и посылается импульс на отключение выключателя Q1 на подстанции энергосистемы. Отключающий импульс может передаваться по специально проложенному кабелю, по линиям телефонной связи или по высокочастотному каналу линии высокого напряжения. Получив телеот-ключающий импульс (ТО), выключатель Q1 отключается, после чего авто­матически отключается отделитель QR. Транзитная линия, к которой при­соединяется трансформатор, должна остаться под напряжением, поэтому после срабатывания QR автоматически включается выключатель Q1. Пау­за в схеме автоматического повторного включения (АПВ) должна быть со­гласована с временем отключения QR, в противном случае линия будет включена на неустраненное повреждение в трансформаторе.

Отключение Q1 можно обеспечить без передачи телеотключающего им­пульса. Для этого на стороне ВН установлен короткозамыкатель QN. За­щита трансформатора, срабатывая, подает импульс на привод QN, ко­торый, включаясь, создает искусственное КЗ. Релейная защита линии W1 срабатывает и отключает Q1. Необходимость установки короткозамыкате-ля вытекает из того, что релейная защита линии W1 на подстанции энерго­системы может оказаться нечувствительной к повреждениям внутри транс­форматора. Однако применение короткозамыкателей создает тяжелые условия для работы выключателя на питающем конце линии (Q1), так как этому выключателю приходится отключать неудаленные КЗ.

Основным достоинством схемы (рис. 7,б) является экономичность, что привело к широкому применению таких схем для однотрансформаторных подстанций, включаемых глухой отпайкой к транзитной линии.

Надежность работы рассмотренной схемы зависит от четкости и на­дежности работы отделителей и короткозамыкателей, поэтому целесооб­разна замена короткозамыкателей открытого исполнения на элегазовые . По тем же причинам вместо отделителя может быть устано­влен выключатель нагрузки QW.

На двухтрансформаторных подстанциях 35-220 кВ применяется схема двух блоков трансформатор — линия, которые для большей гибкости со­единены неавтоматической перемычкой из двух разъединителей QS3, QS4 (рис. 7, в). В нормальном режиме один из разъединителей перемычки должен быть отключен. Если этого не сделать, то при КЗ в любой линии (W1 или W2) релейной защитой отключаются обе линии, нарушая элек­троснабжение всех подстанций, присоединенных к этим линиям.

Отключения трансформаторов (оперативные и аварийные) происходят так же, как и в схеме одиночного блока (рис. 7,б). Перемычка из двух разъединителей используется при отключениях линий.

При устойчивом повреждении на линии W1 отключаются Q1, Q3 и действием АВР на стороне 6—10 кВ включается секционный выключа­тель QB, обеспечивая питание потребителей от Т2. Если линия выводится в ремонт, то действиями дежурного персонала подстанции или оператив­ной выездной бригадой отключается линейный разъединитель QS1, вклю­чается разъединитель в перемычке и трансформатор Т1 ставится под на­грузку включением выключателя со стороны НН (Q3) с последующим отключением секционного выключателя. В этой схеме возможно питаниеТ1от линии W2 при ремонте линии W1 (или питание Т2 от линии W1).

На подстанциях 220 кВ перед отделителями QR1 и QR2 устанавли­ваются разъединители.

На стороне BН электростанций на первом этапе ее развития возможно применение схемы мостика с выключателями (рис. 7, г) с возможностью перехода впоследствии к схемам со сборными шинами.

В схеме для четырех присоединений устанавливаются три выключателя Q1, Q2, Q3 (рис. 7, г). Нормально выключатель Q3 на перемычке между двумя линиями W1 и W2 (в мостике) включен. При повреждении на ли­нии W1 отключается выключатель Q1, трансформаторы Т1 и Т2 остают­ся в работе, связь с энергосистемой осуществляется по линии W2. При повреждении в трансформатореТ1отключаются выключатель Q4 со сто­роны 6—10 кВ и выключатели Q1 и Q3. В этом случае линия W1 оказалась отключенной, хотя никаких повреждений на ней нет, что является недостатком схемы мостика. Если учесть, что аварийное отключение трансформаторов бывает редко, то с таким недостатком схемы можно ми­риться, тем более что после отключения Q1 и Q3 и при необходимости вы­вода в ремонт поврежденного трансформатора отключают разъединитель QS1 и включают Q1, Q3, восстанавливая работу линии W1.

Для сохранения в работе обеих линий при ревизии любого выключа­теля (Q1, Q2, Q3) предусматривается дополнительная перемычка из двух разъединителей QS3, QS4. Нормально один разъединитель QS3 перемычки отключен, все выключатели включены. Для ревизии выключателя Q1 пред­варительно включают QS3, затем отключают Q1 и разъединители по обе стороны выключателя. В результате оба трансформатора и обе линии остались в работе. Если в этом режиме произойдет КЗ на одной линии, то отключится Q2, т. е. обе линии останутся без напряжения.

Для ревизии выключателя Q3 также предварительно включают пере­мычку, а затем отключают Q3. Этот режим имеет тот же недостаток: при КЗ на одной линии отключаются обе линии.

Вероятность совпадения аварии с ревизией одного из выключателей тем больше, чем больше длительность ремонта выключателя, поэтому как окончательный вариант развития эта схема на электростанциях не приме­няется.

На стороне 35 — 220 кВ подстанций допускается применение схемы мо­стика с выключателями в цепи трансформаторов вместо отделителей и ко­роткозамыкателей, если по климатическим условиям установка последних недопустима.

б) Кольцевые схемы

В кольцевых схемах (схемах многоугольников) выключатели соеди­няются между собой, образуя кольцо. Каждый элемент — линия, трансфор­матор — присоединяется между двумя соседними выключателями. Самой простой кольцевой схемой является схема треугольника (рис. 8, а). Ли­ния W1 присоединена к схеме выключателями Q1, Q2, линия W2 — выклю­чателями Q2, Q3, трансформатор — выключателями Ql, Q3. Многократное присоединение элемента в общую схему увеличивает гибкость и надеж­ность работы, при этом число выключателей в рассматриваемой схеме не превышает числа присоединений. В схеме треугольника на три присоедине­ния — три выключателя, поэтому схема экономична.

В кольцевых схемах ревизия любого выключателя производится без перерыва работы какого-либо элемента. Так, при ревизии выключателя Q1 отключают его и разъединители, установленные по обе стороны выключа­теля. При этом обе линии и трансформатор остаются в работе, однако

Рисунок 8. Кольцевые схемы

схема становится менее надежной из-за разрыва кольца. Если в этом режи­ме произойдет КЗ на линии W2, то отключатся выключатели Q2 и Q3, вследствие чего обе линии и трансформатор останутся без напряжения. Полное отключение всех элементов подстанции произойдет также при КЗ на линии и отказе одного выключателя: так, например, при КЗ на ли­нии W1 и отказе в работе выключателя Q1 отключатся выключатели Q2 и Q3. Вероятность совпадения повреждения на линии с ревизией выключа­теля, как было сказано выше, зависит от длительности ремонта выключа­теля. Увеличение межремонтного периода и надежности работы выключа­телей, а также уменьшение длительности ремонта значительно повышают надежность схем.

В кольцевых схемах надежность работы выключателей выше, чем в других схемах, так как имеется возможность опробования любого выклю­чателя в период нормальной работы схемы. Опробование выключателя пу­тем его отключения не нарушает работу присоединенных элементов и не требует никаких переключений в схеме.

На рис. 8,б представлена схема четырехугольника (квадрата). Эта схема экономична (четыре выключателя на четыре присоединения), позво­ляет производить опробование и ревизию любого выключателя без наруше­ния работы ее элементов. Схема обладает высокой надежностью. Отклю­чение всех присоединений маловероятно, оно может произойти при совпадении ревизии одного из выключателей, например Q1, повреждении линии W2 и отказе выключателя второй цепи Q4. В цепях присоединений линий разъединителей не устанавливают, что упрощает конструк­цию ОРУ. При ремонте линии W2 отключают выключатели Q3, Q4 и разъ­единители, установленные в сторону линий. Связь оставшихся в работе присоединений W1,T1 и Т2 осуществляется через выключатели Q1, Q2. Если в этот период повредится Т1, то отключится выключатель Q2, второй трансформатор и линия W1 останутся в работе, но транзит мощности бу­дет нарушен.

Достоинством всех кольцевых схем является использование разъедини­телей только для ремонтных работ. Количество операций разъединителя­ми в таких схемах невелико.

К недостаткам кольцевых схем следует отнести более сложный выбор трансформаторов тока, выключателей и разъединителей, установленных в кольце, так как в зависимости от режима работы схемы ток, протекаю­щий по аппаратам, меняется. Например, при ревизии Q1 (рис. 8,б) в це­пи Q2 ток возрастает вдвое. Релейная защита также должна быть выбрана с учетом всех возможных режимов при выводе в ревизию выключателей кольца.

Схема четырехугольника применяется в РУ 330 кВ и выше электро­станций как один из этапов развития схемы, а также на подстанциях при напряжении 220 кВ и выше.

Достаточно широкое применение получила схема шестиугольника (рис. 8, в), обладающая всеми особенностями разобранных выше схем. Выключатели Q2 и Q5 являются наиболее слабыми элементами схемы, так как их повреждение приводит к отключению двух линий W1 и W2 или W3 и W4. Если по этим линиям происходит транзит мощности, то необходимо проверить, не произойдет ли при этом нарушение устойчивости параллель­ной работы энергосистемы.

В заключение следует отметить, что конструктивное выполнение рас­пределительных устройств по кольцевым схемам позволяет сравнительно просто переходить от схемы треугольника к схеме четырехугольника, а за­тем к схеме блоков трансформатор — шины или к схемам со сборными шинами.

в) Схемы с одной рабочей и обходной системами шин

Одним из важных требований к схемам на стороне высшего напряже­ния является создание условий для ревизий и опробований выключателей без перерыва работы. Этим требованиям отвечает схема с обходной систе­мой шин (рис. 9). В нормальном режиме обходная система шин АО на­ходится без напряжения, разъединители QSO, соединяющие линии и транс­форматоры с обходной системой шин, отключены. В схеме предусматри­вается обходной выключатель QО, который может быть присоединен к любой секции с помощью развилки из двух разъединителей. Секции в этом случае расположены параллельно друг другу. Выключатель QO мо­жет заменить любой другой выключатель, для чего надо произвести сле­дующие операции: включить обходной выключатель QO для проверки исправности обходной системы шин, отключить QO, включить QSO, вклю­чить QО, отключить выключатель Q1, отключить разъединители QS1 и QS2.

После указанных операций линия получает питание через обходную си­стему шин и выключатель Q0 от первой секции (9,б). Все эти операции производятся без нарушения электроснабжения по линии, хотя они свя­заны с большим количеством переключений.

С целью экономии функции обходного и секционного выключателей могут быть совмещены. На схеме рис. 9, а кроме выключателя Q0 есть перемычка из двух разъединителей QS3 и QS4. В нормальном режиме эта перемычка включена, обходной выключатель присоединен к секции В2 и также включен. Таким образом секции В1 и В2 соединены между собой

Рисунок 9. Схема с одной рабочей и обходной системами шин:

а — схема с совмещенным обходным и секционным выключателем и отделителями в цепях трансформаторов; б — режим замены линейного выключателя обходным; в — схема с обход­ным и секционным выключателями

через QO, QS3, QS4, и обходной выключатель выполняет функции секцион­ного выключателя. При замене любого линейного выключателя обходным необходимо отключить QO, отключить разъединитель перемычки (QS3), а затем использовать QO по его назначению. На все время ремонта линей­ного выключателя параллельная работа секций, а следовательно, и линий нарушается. В цепях трансформаторов в рассматриваемой схеме установ­лены отделители (могут устанавливаться выключатели нагрузки QW). При повреждении в трансформаторе (например, Т1) отключаются выключатели линий W1, W3 и выключатель QО. После отключения отделителя QR1 вы­ключатели включаются автоматически, восстанавливая работу линий. Та­кая схема требует четкой работы автоматики.

Схема по рис. 9,арекомендуется для ВН подстанций (110 кВ) при числе присоединений (линий и трансформаторов) до шести включительно, когда нарушение параллельной работы линий допустимо и отсутствует перспектива дальнейшего развития. Если в перспективе ожидается расши­рение РУ, то в цепях трансформаторов устанавливаются выключатели. Схемы с трансформаторными выключателями могут применяться для на­пряжений 110 и 220 кВ на стороне ВН и СН подстанций.

При большем числе присоединений (7—15) рекомендуется схема с от­дельными обходным QO и секционным QB выключателями. Это позво­ляет сохранить параллельную работу линий при ремонтах выключателей (рис. 9, в).

В обеих рассмотренных схемах ремонт секции связан с отключением всех линий, присоединенных к данной секции, и одного трансформатора, поэтому такие схемы можно применять при парных линиях или линиях, резервируемых от других подстанций, а также радиальных, но не более одной на секцию.

На электростанциях возможно применение схемы с одной секциониро­ванной системой шин по рис. 9, в, но с отдельными обходными выклю­чателями на каждую секцию.

г) Схема с двумя рабочими и обходной системами шин

Для РУ 110 — 220 кВ с большим числом присоединений применяется схема с двумя рабочими и обходной системами шин с одним выключате­лем на цепь (рис. 10, а). Как правило, обе системы шин находятся в рабо­те при соответствующем фиксированном распределении всех присоедине­ний: линии W1, W3, W5 и трансформатор Т1 присоединены к первой системе шин А1, линии W2, W4, W6 и трансформаторТ1присоединены ко второй системе шин А2, шиносоединительный выключатель QA включен. Такое распределение присоединений увеличивает надежность схемы, так как при КЗ на шинах отключаются шиносоединительный выключатель QA и только половина присоединений. Если повреждение на шинах устойчи­вое, то отключившиеся присоединения переводят на исправную систему шин. Перерыв электроснабжения половины присоединений определяется длительностью переключений. Рассмотренная схема рекомендуется для РУ 110 — 220 кВ на стороне ВН и СН подстанций при числе присоединений 7—15, а также на электростанциях при числе присоединений до 12.

Рисунок 10. Схема с двумя рабочими и обходной системами шин:

а — основная схема; б, в — варианты схем

Для РУ 110 кВ и выше суще­ственными становятся недостатки этой схемы:

отказ одного выключателя при аварии приводит к отключению всех ис­точников питания и линий, присоединенных к данной системе шин, а если в работе находится одна система шин, отключаются все присоединения. Ликвидация аварии затягивается, так как все операции по переходу с одной системы шин на другую производятся разъединителями. Если ис­точниками питания являются мощные блоки турбогенератор — трансфор­матор, то пуск их после сброса нагрузки на время более 30 мин может за­нять несколько часов;

повреждение шиносоединительного выключателя равноценно КЗ на обеих системах шин, т. е. приводит к отключению всех присоединены;

большое количество операций разъединителями при выводе в ревизию и ремонт выключателей усложняет эксплуатацию РУ;

необходимость установки шиносоединительного, обходного выключа­телей и большого количества разъединителей увеличивает затраты на со­оружение РУ.

Некоторого увеличения гибкости и надежности схемы можно достичь секционированием одной или обеих систем шин.

На ТЭС и АЭС при числе присоединений 12—16 секционируется одна система шин, при большем числе присоединений — обе системы шин.

На подстанциях секционируется одна система шин при U = 220 кВ при числе присоединений 12—15 или при установке трансформаторов мощ­ностью более 125 MBА; обе системы шин 110 — 220 кВ секционируются при числе присоединений более 15.

Если сборные шины секционированы, то для уменьшения капитальных затрат возможно применение совмещенных шиносоединительного и об­ходного выключателей QOA (рис. 10,б). В нормальном режиме разъеди­нители QS1, QSO, QS2 включены и обходной выключатель выполняет роль шиносоединительного. При необходимости ремонта одного выключателя отключают выключатель QOA и разъединитель QS2 и используют, обход­ной выключатель по его прямому назначению. В схемах с большим чис­лом линий количество таких переключений в год значительно, что приво­дит к усложнению эксплуатации, поэтому имеются тенденции к отказу от совмещения шиносоединительного и обходного выключателей.

В схеме с секционированными шинами при повреждении на шинах или при КЗ в линии и отказе выключателя теряется только 25 % присоединений (на время переключений), однако при повреждении в секционном выключа­теле теряется 50% присоединений.

Для электростанций с мощными энергоблоками (300 МВт и более) уве­личить надежность схемы можно, присоединив источники или автотранс­форматоры связи через развилку из двух выключателей (рис. 10, в). Эти выключатели в нормальном режиме выполняют функции шиносоедини­тельного. При повреждении на любой системе шин автотрансформатор остается в работе, исключается возможность потери обеих систем шин.

д) Схема с двумя системами шин и тремя выключателями на две цепи

В распределительных устройствах 330 — 750 кВ применяется схема с двумя системами шин и тремя выключателями на две цепи. Как видно из рис. 11, на шесть присоединений необходимо девять выключателей, т. е. на каждое присоединение «полто­ра» выключателя (отсюда происходит второе название схемы: «полутор­ная», или «схема с 3/2 выключателя на цепь»).

Рисунок 11. Схема с 3/2 выключателя на присоединение

Каждое присоединение включено через два выключателя. Для отклю­чения линии W1 необходимо от­ключить выключатели Q1, Q2, для отключения трансформатораТ1— Q2, Q3.

В нормальном режиме все выклю­чатели включены, обе системы шин находятся под напряжением. Для ре­визии любого выключателя отклю­чают его и разъединители, установленные по обе стороны выключателя. Ко­личество операций для вывода в ревизию — минимальное, разъединители служат только для отделения выключателя при ремонте, никаких опера­тивных переключений ими не производят. Достоинством схемы является то, что при ревизии любого выключателя все присоединения остаются в ра­боте. Другим достоинством полуторной схемы является ее высокая на­дежность, так как все цепи остаются в работе даже при повреждении на сборных шинах. Так, например, при КЗ на первой системе шин отключатся выключатели Q3, Q6, Q9, шины останутся без напряжения, но все присо­единения сохранятся в работе. При одинаковом числе источников питания и линий работа всех цепей сохраняется даже при отключении обеих систем шин, при этом может лишь нарушиться параллельная работа на стороне повышенного напряжения.

Схема позволяет в рабочем режиме без операций разъединителями производить опробование выключателей. Ремонт шин, очистка изолято­ров, ревизия шинных разъединителей производятся без нарушения работы цепей (отключается соответствующий ряд шинных выключателей), все цепи продолжают работать параллельно через оставшуюся под напряже­нием систему шин.

Количество необходимых операций разъединителями в течение года для вывода в ревизию поочередно всех выключателей, разъединителей и сборных шин значительно меньше, чем в схеме с двумя рабочими и об­ходной системами шин.

Для увеличения надежности схемы одноименные элементы присоеди­няются к разным системам шин: трансформаторыТ1, ТЗ и линия W2 — к первой системе шин, линии W1, W3 — трансформатор Т2 — ко второй си­стеме шин. При таком сочетании в случае повреждения любого элемента или сборных шин при одновременном отказе в действии одного выключате­ля и ремонте выключателя другого присоединения отключается не более одной линии и одного источника питания.

Так, например, при ремонте Q5, КЗ на линии W1 и отказе в работе вы­ключателя Q1 отключаются выключатели Q2, Q4, Q7, в результате чего кроме поврежденной линии W1 будет отключен еще один элемент — Т2. После отключения указанных выключателей линия W1 может быть от­ключена линейным разъединителем и трансформатор Т2 включен выклю­чателем Q4. Одновременное аварийное отключение двух линий или двух трансформаторов в рассмотренной схеме маловероятно.

В схеме на рис. 11 к сборным шинам присоединены три цепочки. Если таких цепочек будет более пяти, то шины рекомендуется секционировать выключателем.

Недостатками рассмотренной схемы являются:

отключение КЗ на линии двумя выключателями, что увеличивает общее количество ревизий выключателей;

удорожание конструкции РУ при нечетном числе присоединений, так как одна цепь должна присоединяться через два выключателя;

снижение надежности схемы, если количество линий не соответствует числу трансформаторов. В данном случае к одной цепочке из трех выключателей присоединяются два одноименных элемента, поэтому возможно аварийное отключение одновременно двух линий;

усложнение цепей релейной защиты;

увеличение количества выключателей в схеме.

Благодаря высокой надежности и гибкости схема находит широкое применение в РУ 330 — 750 кВ на мощных электростанциях.

На узловых подстанциях такая схема применяется при числе присоеди­нений восемь и более. При меньшем числе присоединений линии вклю­чаются в цепочку из трех выключателей, как показано на рис. 11, а транс­форматоры присоединяются непосредственно к шинам, без выключателей, образуя блок трансформатор — шины.

ГЛАВНЫЕ СХЕМЫ ТЭЦ

а)СхемыТЭЦсо сборными шинами генераторного напряжения

На ТЭЦ с генераторами 63 МВт потребители электроэнергии, располо­женные на расстоянии 3 — 5 км, могут получать электроэнергию на генера­торном напряжении. В этом случае на ТЭЦ сооружается ГРУ 6—10 кВ, как правило, с одной системой шин. Число и мощность генераторов, присоединенных к ГРУ, определяются на основании проекта электроснабжения потребителей и должны быть таки­ми, чтобы при останове одного генератора оставшиеся полностью обеспечи­вали питание потребителей.

Связь с энергосистемой и выдача избыточной мощности осущест­вляются по линиям 110 и 220 кВ. Если предусматривается присоединение большого числа линий 110, 220 кВ, то при ТЭЦ сооружается РУ с двумя рабочими и обходной системами шин.

При росте тепловых нагрузок на ТЭЦ могут быть установлены турбо­генераторы мощностью 120 МВт и более. Такие турбогенераторы к сбор­ным шинам генераторного напряжения (6—10 кВ) не присоединяются, так как, во-первых, это резко увеличит токи КЗ, а во-вторых, номинальные на­пряжения этих генераторов 15,75; 18 кВ отличаются от напряжения рас­пределительных сетей. Мощные генераторы соединяются в блоки, рабо­тающие на шины 110 — 220 кВ.

б)Схемы блочныхТЭЦ

Рост единичной мощности турбогенераторов, применяемых на ТЭЦ (120, 250 МВт), привел к широкому распространению блочных схем. В схе­ме, изображенной на рис. 12, потребители 6—10 кВ получают питание реактированными отпайками от генераторов G1, G2; более удаленные по­требители питаются через подстанции глубокого ввода от шин 110 кВ. Па­раллельная работа генераторов осуществляется на высшем напряжении, что уменьшает ток КЗ на стороне 6—10 кВ. Как и всякая блочная схема, такая схема дает экономию оборудования, а отсутствие громоздкого ГРУ позволяет ускорить монтаж электрической части. Потребительское КРУ имеет две секции с АВР на секционном выключателе. В цепях генераторов для большей надежности электроснабжения устанавливаются выключатели Q1, Q2. Трансформаторы связи T1, Т2должны быть рассчитаны на выдачу всей избыточной активной и реактивной мощности и обязательно снаб­жаются РПН.

На трансформаторах блоков G3, G4 также может быть предусмотрено устройство РПН, позволяющее обеспе­чить соответствующий уровень напряжения на шинах 110 кВ при выдаче резервной реактивной мощности ТЭЦ, работающей по тепловому графику. Наличие РПН у этих трансформаторов позволяет уменьшить колебания напряжения в установках СН.

При дальнейшем расширении ТЭЦ устанавливают турбогенераторы G5, G6, соединенные в блоки. Линии 220 кВ этих блоков присоединяются к близлежащей районной подстанции. На стороне 220 кВ ТЭЦ выключате­ли не установлены, отключение линии производится выключателем район­ной подстанции. При недостаточной чувствительности релейной защиты подстанции к повреждениям в трансформаторах Т5, Т6предусматривают передачу телеотключающего импульса (ТО) или устанавливают короткозамыкатели и отделители. Отключение генерато­ров производится выключателями Q3, Q4.

Связи между РУ 110 и 220 кВ не предусмотрено, что значительно упро­щает схему РУ 220 кВ. Как было отмечено выше, это допустимо в том случае, если связь сетей 110 и 220 кВ осуществляется на ближайшей район­ной подстанции.

Современные мощные ТЭЦ (500—1000 МВт) сооружаются по блоч­ному типу. В блоках генератор — трансформатор устанавливается гене­раторный выключатель, что повышает надежность питания СН и РУ высокого напряжения, так как при этом исключаются многочисленные операции в РУ СН по переводу питания с рабочего на резервный транс­форматор с.н. при каждом останове и пуске энергоблока и исключаются операции выключателями высокого напряжения. Не следует забывать, что на ТЭЦ отключение и включение энергоблоков производятся значительно чаще, чем на КЭС или АЭС.

Рисунок 12. Схема блочной ТЭЦ

ГЛАВНЫЕ СХЕМЫ КЭС

а) Требования к схемам мощных тепловых электростанций

Мощность генераторов, устанавливаемых на тепловых электростан­циях, неуклонно возрастает. Освоены в эксплуатации энергоблоки 500, 800 МВт, осваиваются блоки 1200 МВт. Установленная мощность совре­менных КЭС достигает нескольких миллионов киловатт. На шинах таких электростанций осуществляется связь между несколькими электростанция­ми, происходит переток мощности из одной части энергосистемы в дру­гую. Все это приводит к тому, что крупные КЭС играют очень ответствен­ную роль в энергосистеме. К схеме электрических соединений КЭС предъявляются требования:

1. Главная схема должна выбираться на основании утвержденного про­екта развития энергосистемы, т. е. должны быть согласованы напряжения, на которых выдается электроэнергия, графики нагрузки на этих напряже­ниях, схема сетей и число отходящих линий, допустимые токи КЗ на повы­шенных напряжениях, требования в отношении устойчивости и секциони­рования сетей, наибольшая допустимая потеря мощности по резерву в энергосистеме и пропускной способности линий электропередачи.

2. На электростанциях с энергоблоками 300 МВт и более повреждение или отказ любого выключателя, кроме шиносоединительного и секционно­го, не должны приводить к отключению более одного энергоблока и одной или нескольких линий, если при этом сохраняется устойчивость энергосистемы. При повреждении секционного или шиносоединительного выключателя допускается потеря двух энергоблоков и линий, если при этом сохраняется устойчивость энергосистемы. При совпадении поврежде­ния или отказа одного выключателя с ремонтом другого также допускает­ся потеря двух энергоблоков.

3. Повреждение или отказ любого выключателя не должны приводить к нарушению транзита через шины электростанции, т. е. к отключению бо­лее одной цепи транзита, если он состоит из двух параллельных цепей.

4. Энергоблоки, как правило, следует присоединять через отдельные трансформаторы и выключатели на стороне повышенного напряжения.

5. Отключение линий электропередачи должно производиться не более чем двумя выключателями, а энергоблоков, трансформаторов собственных нужд — не более чем тремя выключателями РУ каждого напряжения.

6. Ремонт выключателей напряжением 110 кВ и выше должен быть возможным без отключения присоединения.

7. Схемы РУ высокого напряжения должны предусматривать возмож­ность секционирования сети или деления электростанции на самостоятель­но работающие части с целью ограничения токов КЗ.

8. При питании от данного РУ двух пускорезервных трансформаторов собственных нужд должна быть исключена возможность потери обоих трансформаторов при повреждении или отказе любого выключателя.

Окончательный выбор схемы зависит от ее надежности, что может быть оценено математическим методом по удельной повреждаемости эле­ментов. Главная схема должна удовлетворять режимным требованиям энергосистемы, обеспечивать минимальные расчетные затраты.

б) Схемы блоков генератор — трансформатор и генератор — трансформатор — линия

В блоке с двухобмоточным трансформатором выключатели на генера­торном напряжении, как правило, отсутствуют (рис.13, а). Включение и отключение энергоблока в нормальном и аварийном режимах произво­дятся выключателем Q1 со стороны повышенного напряжения. Такой энергоблок называют моноблоком. Соединение генератора с блочным трансформатором и отпайка к трансформатору СН выполняются на со­временных электростанциях закрытыми комплектными токопроводами с разделенными фазами, которые обеспечивают высокую надежность ра­боты, практически исключая междуфазные КЗ в этих соединениях. В этом случае никакой коммутационной аппаратуры между генератором и повы­шающим трансформатором, а также на ответвлении к трансформатору с. н. не предусматривается. Отсутствие выключателя на ответвлении к СН приводит к необходимости отключения всего энергоблока при поврежде­нии в трансформаторе СН (отключаются Q1, выключатели со стороны 6 кВ трансформатора СН и АГП генератора).

Рисунок 13. Схемы энергоблоков генератор-трансформатор:

а, д — блоки с двухобмоточными трансформаторами; б — блок с автотрансформатором;в — объединенный блок; г— блок с генератором 1200 МВт

При высокой надежности работы трансформаторов и наличии необхо­димого резерва мощности в энергосистеме данная схема принята как типо­вая для энергоблоков мощностью 160 МВт и более.

На рис. 13,б показана схема блока генератора с автотрансформато­ром. Такая схема применяется при наличии двух повышенных напряжений на КЭС. При повреждении в генераторе отключается выключатель Q3, связь между двумя РУ повышенного напряжения сохраняется. При повре­ждении на шинах напряжением 110 — 220 кВ или 500 — 750 кВ отключится Q2 или Q1 соответственно, а блок останется работать на шины напряже­нием 500—750 или 110 — 220 кВ. Разъединители между выключателями Q1, Q2, Q3 и автотрансформатором необходимы для возможности вывода в ремонт выключателей при сохранении в работе блока или автотрансфор­матора.

В некоторых случаях с целью упрощения и удешевления конструкции РУ напряжением 330 — 750 кВ применяется объединение двух блоков с от­дельными трансформаторами под общий выключатель Q1 (рис. 13, в). Вы­ключатели Q2, Q3 необходимы для включения генераторов на параллель­ную работу и обеспечивают большую надежность, так как при поврежде­нии в одном генераторе второй генератор сохраняется в работе.

Следует отметить, что наличие генераторных выключателей позволяет осуществить пуск генератора без использования пускорезервного транс­форматора СН. В этом случае при отключенном выключателе генератора питание на шины с.н. подается через блочный трансформатор и рабочий трансформатор с.н. После всех операций по пуску генератор синхронизи­руется и включается выключателем Q2 (Q3).

Вместо громоздких и дорогих воздушных выключателей на генератор­ном напряжении могут устанавливаться выключатели нагрузки. В этом случае повреждение в любом энергоблоке приводит к отключению выклю­чателя Q1. После отделения поврежденного энергоблока исправный вклю­чается в работу.

Применение объединенных энергоблоков допустимо в мощных энерго­системах, имеющих достаточный резерв и пропускную способность меж­системных связей, в случае компоновочных затруднений (ограниченная площадь для сооружения РУ напряжением 500 — 750 кВ), а также в целях экономии выключателей, воздушных и кабельных связей между трансформаторами и РУ повышенного напряжения.

Генераторы 1200 МВт, имеющие две независимые обмотки статора (шестифазная система), соединяются в блок с повышающим трансформа­тором с двумя обмотками НН: одной, соединенной в треугольник, а дру­гой — в звезду для компенсации сдвига в 30 ° между векторами напряжения обмоток статора (рис. 13, г).

В ряде случаев применяют блоки с генераторным выключателем (рис. 13,д). Отключение и включение генератора осуществляются выклю­чателем Q(или выключателем нагрузки QW), при этом не затрагивается

Рисунок 14. Схема КЭС (8х300 + 1 х 1200) МВт

Рисунок 15. Схема КЭС (6х800) МВт

ГЛАВНЫЕ СХЕМЫ АЭС

а)Особые требования к схемам АЭС

Как и схемы других электростанций (ТЭЦ, КЭС), схемы АЭС должны выполняться в соответствии с требованиями, изложенными ранее, в отношении надежности, гибкости, удобства эксплуата­ции, экономичности.

Особенности технологического процесса АЭС, большая мощность реак­торных энергоблоков, достигающая на современных электростанциях 1500 МВт, выдача всей мощности в энергосистему по линиям 330 — 1150 кВ предъявляют ряд особых требований к АЭС:

главная схема АЭС выбирается на основании схемы сетей энергоси­стемы и того участка, к которому присоединяется данная электростанция;

схема присоединения АЭС к энергосистеме должна обеспечивать в нор­мальных исходных режимах на всех стадиях сооружения АЭС выдачу полной введенной мощности АЭС и сохранение устойчивости ее работы в энергосистеме без воздействия противоаварийной автоматики при от­ключении любой отходящей линии или трансформатора связи;

в ремонтных режимах, а также при отказе выключателей или устройств релейной защиты устойчивость АЭС должна обеспечиваться действием противоаварийной автоматики на разгрузку АЭС. Учитывая эти требо­вания, на АЭС, начиная с первого введенного энергоблока, связь с энергосистемой осуществляется не менее чем тремя линиями.

При выборе главной схемы АЭС учитываются: единичная мощность агрегатов и их число; напряжения, на которых выдается мощность в энер­госистему; величина перетоков между РУ различных напряжений; токи КЗ для каждого РУ и необходимость их ограничения; значение наибольшей мощности, которая может быть потеряна при повреждении любого вы­ключателя; возможность присоединения одного или нескольких энергобло­ков непосредственно к РУ ближайшей районной подстанции; применение, как правило, не более двух РУ повышенных напряжений и возможность отказа от автотрансформаторов связи между ними.

Распределительные устройства 330-1150 кВ АЭС должны быть выпол­нены исключительно надежно:

повреждение или отказ любого выключателя, кроме секционного или шиносоединительного, не должны, как правило, приводить к отключению более одного реакторного блока и такого числа линий, которое допустимо по условию устойчивости работы энергосистемы;

при повреждении или отказе секционного или шиносоединительного выключателя, а также при совпадении повреждения или отказа одного вы­ключателя с ремонтом другого, Допускается отключение двух реакторных блоков и такого числа линий, которое допустимо по условию устойчиво­сти энергосистемы;

отключение линий, как правило, должно осуществляться не более чем двумя выключателями;

отключение повышающих трансформаторов, трансформаторов с. н. и связи — не более чем тремя выключателями.

Таким требованиям отвечают схемы 4/3, 3/2 выключателя на присоеди­нение, блочные схемы генератор — трансформатор — ли­ния, схемы с одним или двумя многоугольниками.

Распределительное устройство 110 — 220 кВ АЭС выполняется с одной или двумя рабочими и обходной системами шин. Рабочая система шин секционируется при числе присоединений более 12.

б) Типовые схемы АЭС

Учитывая высокие требования к схемам АЭС, проектные организации разрабатывают главные схемы электрических соединений для каждой кон­кретной АЭС. Рассмотрим наиболее характерную схему АЭС с канальны­ми кипящими реакторами мощностью 1500 МВт (РБМК-1500) и турбоге­нераторами 800 МВт (рис. 16). Выдача мощности АЭС осуществляется на напряжении 750 и 330 кВ. РУ 330 кВ сооружается по схеме 4/3 выключате­ля на присоединение. РУ 750 кВ выполнено по схеме двух связанных четы­рехугольников с выключателями в перемычках. ГенераторыG3, G4 иG5, G6 образуют укрупненные энергоблоки, что позволяет применить эконо­мичную схему четырехугольника после введения в строй третьего реактор­ного энергоблока. Четвертый реакторный энергоблок с генераторамиG7, G8присоединяются ко второму четырехугольнику 750 кВ. При дальней­шем расширении АЭС и установке пятого реакторного энергоблока гене­раторы G7,G8 и вновь установленныеG9, G10 будут объединены в укруп­ненные энергоблоки. Линии 750 кВ имеют пропускную способность около 2000 МВт, поэтому три линии вполне обеспечат выдачу всей мощности присоединенных энергоблоков с учетом возможного расширения.

Шунтирующие реакторыLR1 — LR3 присоединены к линиям через от­дельные выключатели. Связь между РУ 330 и 750 кВ осуществляется груп­пой из трех однофазных автотрансформаторов (предусматривается уста­новка резервной фазы). Резервные трансформаторы с. н. присоединены РТ1 — к районной подстанции 110 кВ; РТ2 — к РУ 330 кВ; РТЗ — к среднему напряжению автотрансформатора связи с возможностью переключения на РУ 330 кВ; РТ4 — к обмотке НН автотрансформатора.

Рисунок 16. Схема АЭС с реакторными энергоблоками 1500 МВт

ГЛАВНЫЕ СХЕМЫ ПОДСТАНЦИЙ

Общие сведения

Главная схема электрических соединений подстанции выбира­ется с учетом схемы развития электрических сетей энергосистемы или схемы электроснабжения района.

По способу присоединения к сети все подстанции можно раз­делить на тупиковые, ответвительные, проходные, узловые.

Тупиковая подстанция — это подстанция, получающая электроэнергию от одной электроустановки по одной или несколь­ким параллельным линиям.

Ответвительная подстанция присоединяется глухой отпайкой к одной или двум проходящим линиям.

Проходная подстанция включается в рассечку одной или двух линий с двусторонним или односторонним питанием.

Узловая подстанция — это подстанция, к которой при­соединено более двух линий питающей сети, приходящих от двух или более электроустановок.

По назначению различают потребительские и системные под­станции.

Схема подстанций тесно увязывается с назначением и спосо­бом присоединения подстанции к питающей сети и должна:

обеспечивать надежность электроснабжения потребителей под­станции и перетоков мощности по межсистемным или магист­ральным связям в нормальном и в послеаварийном режимах;

учитывать перспективу развития;

допускать возможность постепенного расширения РУ всех на­пряжений;

учитывать требования противоаварийной автоматики;

обеспечивать возможность проведения ремонтных и эксплуата­ционных работ на отдельных элементах схемы без отключения соседних присоединений.

Число одновременно срабатывающих выключателей должно быть не более:

двух — при повреждении линии;

четырех — при повреждении трансформаторов напряжением до 500 кВ, трех — 750 кВ.

В соответствии с этими требованиями разработаны типовые схемы распределительных устройств подстанций 6 — 750 кВ, которые должны применяться при проектировании подстанций.

Нетиповая главная схема должна быть обоснована технико-эко­номическим расчетом.

Схемы тупиковых и ответвительных подстанций

Тупиковые однотрансформаторные подстан­ции на стороне 35 —330 кВ выполняются по схеме блока трансформатор — линия без коммутационной аппаратуры или с одним разъединителем (рис. 17, а), если защита линии со стороны питающего конца имеет достаточную чувствительность к повреждениям в трансформаторе. Такая схема может также применяться, если предусмотрена передача телеотключающего сигнала для подстанций 330 кВ с трансформаторами любой мощ­ности, а для подстанций 110 — 220 кВ с трансформаторами более 25 MB А. При кабельном вводе в трансформатор разъединители не устанавливаются.

Предохранители на стороне 35, 110 кВ силовых трансформа­торов не применяются. На тупиковых и ответвительных подстан­циях только на 110 кВ допускается применять схемы с отделите­лями (рис. 17, б) за исключением: подстанций, расположен­ных в зонах холодного климата, а также в особо гололедном рай­оне; если действия отделителей и короткозамыкателей приводят к выпадению из синхронизма синхронных двигателей у потреби­теля; на подстанциях транспорта и добычи нефти и газа; для присоединения трансформаторов мощностью более 25 MBА; в цепях трансформаторов, присоединенных к линиям, имеющим ОАПВ.

В схеме подстанции по рис. 17, б на стороне 110 кВ установле­ны разъединитель QS, отделитель QR и в одной фазе — короткозамыкатель QN, на стороне 6 —10 кВ — выключатель Q2.

В тех случаях, когда рассмотренные выше схемы не рекомен­дуются, применяют типовую схему с выключателем на стороне 35 — 500 кВ (рис. 17, в).

Рисунок 17. Схемы блоков трансформатор – линия:

а – без выключателя ВН; б – с отделителем ВН; в – с выключателем ВН

Схемы проходных подстанций

При необходимости секционирования линий, мощности транс­форматоров до 63 MB А включительно и напряжении 35 — 220 кВ рекомендуются мостиковые схемы (рис. 18). Схема, изображен­ная на рис. 18, а, применяется на стороне 110 кВ при мощности трансформаторов до 25 MB А включительно. Ремонтная перемыч­ка с разъединителями QS7, QS8 нормально отключена одним разъединителем (QS7).

Выключатель Q1 в мостике включен, если по линиям W1, W2 происходит транзит мощности. Если необходимо исключить па­раллельную работу линий W1, W2 с точки зрения ограничения токов КЗ, выключатель Q1 отключен. При повреждении транс­форматора (Т1) отключается выключатель со стороны 6 (10) кВ Q4, включается короткозамыкатель QN1, отключается выключа­тель Q2 на питающем конце линии W1 и отключается отделитель QR1, а затем разъединитель QS1.

Рисунок 18. Схемы мостика:

а — с выключателем в перемычке и отделителями в цепях трансформаторов; б — с выключателями в цепи линий и ремонтной перемычкой со стороны линий

Если по режиму работы сети необходимо восстановить в работе линию W1, то автоматически включается выключатель на питающем конце этой линии и вы­ключатель мостика Q1, таким образом, транзит по линиям W1, W2 восстановлен. Ремонтная перемычка используется при реви­зии выключателя Q1, для этого включается QS7, отключаются Q1 и QS3, QS4. Транзит по линиям W1, W2 осуществляется по ремонт­ной перемычке, трансформаторыТ1, Т2 в работе.

В сетях 220 кВ и трансформаторах до 63 MB А включительно для увеличения надежности работы отделители заменяют выклю­чателями Q1, Q2 (рис. 18, б).

Ремонтная перемычка разомкнута разъединителем QS9. Выклю­чатель Q3 в мостике включен, что обеспечивает транзит мощности по линиям W1 и W2. При аварии в трансформатореТ1отключают­ся выключатель со стороны 6 (10) кВ и выключатели Q1 и Q3. После отключения разъединителя QS3 включаются Q1 и Q3, и транзит восстанавливается. Для ремонта Q1 включают ремонтную перемыч­ку (разъединитель QS9), отключают Q1 и разъединители QS1 и QS2. Если в этом режиме произойдет авария в Т2, то отключаются Q2 и Q3 и оба трансформатора остаются без питания. Необходимо отключить QS6 и включить Q3 и Q2, тогдаТ1подключается к обе­им линиям. Этот недостаток можно устранить, если мостик и ре­монтную перемычку поменять местами. В этом случае при повреж­дении в трансформаторе отключается один выключатель на сторо­не ВН трансформатора, выключатель в мостике остается включен­ным, значит, транзит мощности по W1, W2 сохраняется.

Если проектом системной автоматики в линиях 220 кВ предус­матривается ОАПВ, то вместо рассмотренной схемы рекоменду­ется схема четырехугольника.

Схема четырехугольника применяется при двух линиях и двух трансформаторах при необходимости секционирования транзит­ных линий, при ответственных потребителях и мощности транс­форматоров при напряжении 220 кВ 125 MB А и более и любой мощности при напряжении 330 — 750 кВ.

Схемы мощных узловых подстанций

На шинах 330 — 750 кВ узловых подстанций осуществляется связь отдельных частей энергосистемы или связь двух систем, поэтому к схемам на стороне ВН предъявляют повышенные требования в отношении надежности. Как правило, в этом случае применяют схемы с многократным присоединением линий: кольцевые схемы, схемы 3/2 выключателя на цепь и схемы трансформатор — шины с присоединением линий через два выключателя (при трех и четырех линиях) или с полуторным присоединением линий (при пяти-шести линиях).

На рис. 19 показана схема мощной узловой подстанции. На стороне 330 — 750 кВ применена схема шины — автотрансформа­тор. В цепи каждой линии — два выключателя, автотрансформато­ры присоединяются к шинам без выключателя (устанавливаются разъединители с дистанционным приводом). При поврежденииТ1отключаются все выключатели, присоединенные к К1, работа ли­ний 330—750 кВ при этом не нарушается. После отключенияТ1со всех сторон дистанционно отключается разъединитель QS1 и схе­ма со стороны ВН восстанавливается включением всех выключа­телей, присоединенных к первой системе шин К1.

В зависимости от числа линий 330—750 кВ возможно примене­ние кольцевых схем или схемы 3/2 выключателя на цепь.

На стороне среднего напряжения 110—220 кВ мощных под­станций применяется схема с одной рабочей и одной обходной системами шин или с двумя рабочими и одной обходной система­ми шин.

При выборе схемы на стороне НН в первую очередь решается вопрос об ограничении тока КЗ. Для этой цели можно применять трансформаторы с повышенным значением u_к, трансформаторы с расщепленной обмоткой НН или устанавливать реакторы в цепи трансформатора. В схеме, показанной на рис. 19, на стороне НН установлены сдвоенные реакторы. Синхронные компенсаторы с пусковыми реакторами присоединены непосредственно к выво­дам НН автотрансформаторов. Присоединение мощных GC к ши­нам 6 —10 кВ привело бы к недопустимому увеличению токов КЗ.

В цепях автотрансформаторов со стороны НН для независимо­го регулирования напряжения могут устанавливаться линейные регулировочные трансформаторы JIPT.

Рисунок 19. Схема узловой подстанции

Однотрансформаторные подстанции КТП

Во всех трансформаторных подстанциях нашего производства устанавливаются комплектующие ОАО Контактор г. Ульяновск. Только проверенные комплектующие. Китай не используется!

Гарантийный срок приобретаемого силового трансформатора — 5 лет.
Гарантийный срок приобретаемых трансформаторных подстанций — 5 лет.
Гарантийный срок на ревизионное оборудование с хранения — 1 год.

Внимание! Что может стать причиной отказа в гарантийном обслуживании и снятия с гарантийного учета?

• 1. Невыполнение требований нормативных документов (Руководство по эксплуатации, Правила устройства электроустановок и других):
  — поднятие трёхфазных трансформаторов мощностью 16-250 кВ А за скобы, приваренные к баку, служащие для крепления изделия при транспортировании;
  — поднятие трёхфазных трансформаторов мощностью 400, 630 кВ А за серьги, приваренные к крышке;
  — произведение работ и переключения на трансформаторе, включенном в сеть хотя бы с одной стороны;
  — использование переключателя в промежуточном положении и без фиксации его рукоятки;
  — эксплуатация трансформатора с поврежденными изоляторами (трещинами, сколами);
  — включение трансформатора без заземления бака;
  — нарушение правил эксплуатации изделий.
• 2. Нарушение гарантийных пломб на изделии, кроме тех, которые необходимо снять для выполнения работ по подключению изделия к используемому оборудованию.
• 3. Нарушение герметичности трансформатора (для трансформаторов типа ТМГ и всех типопредставителей): отворачивание пробок, открывание патрубка, крана, предохранительного клапана, снятие маслоуказателя, изоляторов и любые нарушения его уплотнений.
• 4. Испытание бака трансформатора гидравлическим давлением.
• 5. Включение трансформатора под напряжением и его эксплуатация при низком уровне масла в трансформаторе (уровень проверяется по красному сигнальному штоку поплавка маслоуказателя). Отсутствие масла в прозрачном колпаке маслоуказателя не является браковочным признаком. Если выявлена необходимость доливки в трансформатор масла, то она производится только по согласованию с предприятием-изготовителем.
• 6. Проведение испытания изоляции трансформаторов повышенным напряжением без согласования с предприятием-изготовителем.
• 7. Обнаружение следов постороннего вмешательства или несанкционированного ремонта изделия.
• 8. Механические повреждения, полученные при погрузочно-разгрузочных работах, перевозках, монтаже, эксплуатации, вызванные по вине перевозчика или потребителя, не подлежат устранению по гарантии.
• 9. Невыполнение требований по условиям и срокам хранения: — условия хранения силового трансформатора — 8 по ГОСТ 15150-69 (на открытых площадках при температуре от минус 60 до плюс 50°С) на срок сохраняемости до одного года; при условии хранения 5 по ГОСТ 15150-69 (под навесом или в помещениях при температуре от минус 60 до плюс 50°С) — срок сохраняемости до двух лет при ежегодном внешнем осмотре силового трансформатора потребителем. Причем срок транспортирования входит в общий срок сохраняемости изделий (п.2.4 ГОСТ 23216-78).
  — условия хранения комплектной трансформаторной подстанции — 8 по ГОСТ 15150-69 (на открытых площадках при температуре от минус 60 до плюс 50°С) на срок сохраняемости до одного года.Причем срок транспортирования входит в общий срок сохраняемости изделий (п.2.4 ГОСТ 23216-78).

Безналичный расчёт

Для Юридических и физических лиц оплата производится по реквизитам указанными в счете, выставленный специалистом компании ЭНЕРГОПУСК.

Оплата поступает в течение суток.

Что бы зарезервировать товар необходимо прислать платежное поручение на контактную электронную почту e@transformator-energum.ru.

Завод TRANSFORMATOR-ENERGUM в гарантийном случае проводит гарантийный ремонт и техническое обслуживание продукции.

Конюхова Е. А. Электроснабжение объектов

В настоящее время нельзя представить себе жизнь и деятельность современного человека без применения электричества. Электричество уже давно и прочно вошло во все отрасли народного хозяйства и в быт людей. Основное достоинство электрической энергии относительная простота производства, передачи, дробления и преобразования.

В системе электроснабжения объектов можно выделить три вида электроустановок: по производству электроэнергии электрические станции;

по передаче, преобразованию и распределению электроэнергии электрические сети и подстанции;

по потреблению электроэнергии в производственных и бытовых нуждах приемники электроэнергии.

Электрической станцией называется предприятие, на котором вырабатывается электрическая энергия. На этих станциях различные виды энергии (энергия топлива, падающей воды, ветра, атомная и др.) с помощью электрических машин, называемых генераторами, преобразуются в электрическую энергию.

В зависимости от используемого вида первичной энергии все существующие электрические станции разделяются на следующие основные группы: тепловые, гидравлические, атомные, ветряные и др.

Приемником электроэнергии (электроприемником, токоприемником) называется электрическая часть производственной установки, получающая электроэнергию от источника и преобразующая ее в механическую, тепловую, химическую, световую энергию, в энергию электростатического и электромагнитного поля.

По технологическому назначению приемники электроэнергии классифицируются в зависимости от вида энергии, в который данный приемник преобразует электрическую энергию: электродвигатели приводов машин и механизмов; электротермические установки; электрохимические установки; установки электроосвещения; установки электростатического и электромагнитного поля, электрофильтры; устройства искровой обработки, устройства контроля и испытания изделий (рентгеновские аппараты, установки ультразвука и т.д.). Электроприемники характеризуются номинальными параметрами: напряжением, током, мощностью и др.

Совокупность электроприемников производственных установок цеха, корпуса, предприятия, присоединенных с помощью электрических сетей к общему пункту электропитания, называется электропотребителем .

Совокупность электрических станций, линий электропередачи, подстанций, тепловых сетей и приемников, объединенных общим и непрерывным процессом выработки, преобразования, распределения тепловой и электрической энергии, называется энергетической системой.

Единая энергетическая система (ЕЭС) объединяет энергетические системы отдельных районов, соединяя их линиями электропередачи (ЛЭП).

Часть энергетической системы, состоящая из генераторов, распределительных устройств, повышающих и понижающих подстанций, линий электрической сети и приемников электроэнергии, называют электроэнергетической системой.

Электрической сетью называется совокупность электроустановок для передачи и распределения электроэнергии, состоящая из подстанций и распределительных устройств, соединенных линиями электропередачи, и работающая на определенной территории.

Электрическая сеть объекта электроснабжения, называемая системой электроснабжения объекта, является продолжением электрической системы. Система электроснабжения объекта объединяет понижающие и преобразовательные подстанции, распределительные пункты, электроприемники и ЛЭП.

Прием, преобразование и распределение электроэнергии происходят на подстанции электроустановке, состоящей из трансформаторов или иных преобразователей электроэнергии, распределительных устройств, устройств управления, защиты, измерения и вспомогательных устройств.

Распределение поступающей электроэнергии без ее преобразования или трансформации выполняется на распределительных подстанциях (РП).

Электрические сети подразделяют по следующим признакам.

1. Напряжение сети. Сети могут быть напряжением до 1 кВ низковольтными, или низкого напряжения (НН), и выше 1 кВ высоковольтными, или высокого напряжения (ВН).
2. Род тока. Сети могут быть постоянного и переменного тока. Электрические сети выполняются в основном по системе трехфазного переменного тока, что является наиболее целесообразным, поскольку при этом может производиться трансформация электроэнергии. При большом числе однофазных приемников от трехфазных сетей осуществляются однофазные ответвления. Принятая частота переменного тока в ЕЭС России равна 50 Гц.
3. Назначение. По характеру потребителей и от назначения территории, на которой они находятся, различают: сети в городах, сети промышленных предприятий, сети электрического транспорта, сети в сельской местности. Кроме того, имеются районные сети, предназначенные для соединения крупных электрических станций и подстанций на напряжении выше 35 кВ; сети межсистемных связей, предназначенные для соединения крупных электроэнергетических систем на напряжении 330,500 и 750 кВ. Кроме того, применяют понятия: питающие и распределительные сети.

Рис. 1.1. Условные обозначения элементов электрической системы

Рис. 1.2. Схема электрической системы

1. Конструктивное выполнение сетей. Линии могут быть воздушными, кабельными и токопроводами. Подстанции могут быть открытыми и закрытыми.

Для графического изображения электроэнергетических систем, а также отдельных элементов и связи между элементами используют общепринятые условные обозначения. На рис.

1.1 показаны условные обозначения основных элементов электроэнергетической системы.

Примерная схема относительно простой электроэнергетической системы приведена на рис. 1.2. Здесь электрическая энергия, вырабатываемая на двух электростанциях различных типов: тепловой электростанции (ТЭС) и теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), подводится к потребителям, удаленным друг от друга. Для того чтобы передать электроэнергию на расстояние, ее предварительно преобразовывают, повышая напряжение трансформаторами. У мест потребления электроэнергии напряжение понижают до нужной величины. Из схемы можно понять, что электроэнергия передается по воздушным линиям. Схема, приведенная на рис. 1.2, представлена в однолинейном изображении. В действительности элементы системы, работающие на переменном токе, имеют трехфазное исполнение. Однако для выявления структуры системы и анализа ее работы нет необходимости в ее трехфазном изображении, вполне достаточно воспользоваться ее однолинейным изображением.

1.2. Электрические параметры электроэнергетических систем

При анализе работы сети различают параметры элементов сети и параметры ее режимов. Параметрами элементов электрической сети являются сопротивления и проводимости, коэффициенты трансформации. К параметрам сети также относят электродвижущую силу (э.д.с.) источников и задающие токи (мощности) нагрузок. К параметрам режима относятся: значения частоты, токов в ветвях, напряжений в узлах, фазовых углов, полной, активной и реактивной мощностей электропередачи, а также значения, характеризующие несимметрию трехфазной системы напряжений или токов и несинусоидальность изменения напряжения и токов в течение периода основной частоты.

Под режимом сети понимается ее электрическое состояние.

Рассмотрим возможные режимы работы электрических систем.

При работе в нормальном установившемся режиме значения основных параметров (частоты и напряжения) равны номинальным или находятся в пределах допустимых отклонений от них, значения токов не превышают допустимых по условиям нагревания величин. Нагрузки изменяются медленно, что обеспечивает возможность плавного регулирования работы электростанций и сетей и удержание основных параметров в пределах допустимых норм. Отметим, что нормальным считается режим и при включении и отключении мощных линий или трансформаторов, а также для резкопеременных (ударных) нагрузок. В этих случаях после завершения переходного процесса, который продолжается доли секунды, вновь наступает установившийся нормальный режим, когда значения параметров в контрольных точках системы оказываются в допустимых пределах.

В переходном неустановившемся режиме система переходит из установившегося нормального состояния в другое установившееся с резко изменившимися параметрами. Этот режим считается аварийным и наступает при внезапных изменениях в схеме и резких изменениях генераторных и потребляемых мощностей. В частности, это имеет место при авариях на станциях или сетях, например при коротких замыканиях и последующем отключении поврежденных элементов сети, резком падении давления пара или напоров воды и т.д. Во время аварийного переходного режима параметры режима системы в некоторых ее контрольных точках могут резко отклоняться от нормированных значений.

Послеаварийный установившийся режим наступает после локализации аварии в системе. Этот режим чаще всего отличается от нормального, так как в результате аварии один или несколько элементов системы (генератор, трансформатор, линия) будут выведены из работы. При послеаварийных режимах может возникнуть так называемый дефицит мощности, когда мощность генераторов в оставшейся в работе части системы меньше мощности потребителей. Параметры послеаварийного (форсированного) режима могут в той или иной степени отличаться от допустимых значений. Если значения этих параметров во всех контрольных точках системы являются допустимыми, то исход аварии считается благополучным. В противном случае исход аварии неблагополучен и диспетчерская служба системы принимает немедленные меры к тому, чтобы привести параметры послеаварийного режима в соответствие с допустимыми.

1.3. Напряжения электрических сетей

Электрическое оборудование, применяемое в электрических системах, характеризуется номинальным напряжением. При номинальном напряжении электроустановки работают в нормальном и экономичном режимах.

Номинальное напряжение сети совпадает с номинальным напряжением ее приемников. Первичные обмотки трансформаторов (независимо от того, повышающие они или пони

жающие) играют роль потребителей электроэнергии, поэтому их номинальное напряжение принимают равным номинальному напряжению электроприемников.

Генераторы электрических станций и вторичные обмотки трансформаторов находятся в начале питаемой ими сети, поэтому их напряжения должны быть выше номинального напряжения приемников на величину потерь напряжения в сети. Обычно принимают номинальное напряжение вторичных обмоток трансформатора на 5 или 10% выше номинального для электроприемников и сети.

ЛЭП, предназначенные для распределения электроэнергии между отдельными потребителями в некотором районе и для связи энергосистем, могут выполняться как на большие, так и на малые расстояния и предназначаться для передачи мощностей различных величин. Для дальних передач большое значение имеет пропускная способность, т. е. та наибольшая мощность, которую можно передавать по ЛЭП с учетом всех ограничивающих факторов.

Для воздушных ЛЭП переменного тока можно приближенно считать, что та максимальная мощность, которую они могут передать, примерно пропорциональна квадрату

Номинальные напряжения электрических систем

Номинальные напряжения приемников и сети, кВ

Номинальные междуфазные напряжения на зажимах, кВ

Примечания: 1. Напряжения, указанные в скобках, для вновь проектируемых сетей не рекомендуются.

1. Знаком * отмечены напряжения трансформаторов, присоединяемых непосредственно к шинам генераторного напряжения электрических станций или к выводам генераторов.

напряжения и обратно пропорциональна длине передачи. Стоимость сооружения можно принять пропорциональной величине напряжения. Поэтому в развитии передач электроэнергии на расстояние наблюдается тенденция к увеличению напряжения как к главному средству увеличения пропускной способности. Со времени создания первых ЛЭП напряжение повышалось в 1,5 . 2 раза примерно каждые 15 . 20 лет. Рост напряжения давал возможность увеличивать протяженности ЛЭП и передаваемые мощности.

В табл. 1.1 приведены номинальные междуфазные (линейные) напряжения для трехфазных приемников электрической энергии, генераторов и трансформаторов.

1.4. Управление электроэнергетическими системами

Особенностью работы электроэнергетических систем является то, что электростанции должны вырабатывать столько мощности, сколько ее требуется в данный момент для покрытия нагрузки потребителей, собственных нужд станций и потерь в сетях. Поэтому оборудование станций и сетей должно быть готово ко всякому периодическому изменению нагрузки потребителей в течение суток или года. Для того чтобы наиболее экономично эксплуатировать электрическую станцию, персоналу диспетчерских служб энергосистемы необходимо заранее знать, как изменяется спрос на электрическую энергию. Зная эти изменения, персонал может подгото

вить остановку необходимого числа генераторов при снижении нагрузки и, наоборот, подготовить к пуску резервные генераторы при увеличении потребления энергии.

Следует также учитывать, что от энергосистем питается ряд потребителей, нарушение электроснабжения которых недопустимо, так как это может привести к авариям и человеческим жертвам, вызвать простои и недовыпуск продукции предприятиями и т.д. Поэтому к работе энергосистем предъявляются следующие основные требования:

выполнение плана выработки и распределения электроэнергии с покрытием максимумов нагрузки;

бесперебойная работа электрооборудования и надежная работа систем электроснабже

обеспечение необходимого качества отпускаемой потребителям электроэнергии по на

пряжению и частоте.

Для обеспечения указанных требований энергосистемы оборудуются специальными диспетчерскими пунктами, которые оснащаются средствами контроля, управления, связью, четкой мнемонической схемой расположения электростанций, ЛЭП и понижающих подстанций.

Отличительной особенностью диспетчерской службы является полная ответственность диспетчера за работу электростанций, электросетей и электроснабжение потребителей. Распоряжение диспетчера является законом и должно безоговорочно выполняться всеми звеньями энергосистемы.

Основной целью управления энергосистемой является оптимизация ее построения, работы и эксплуатации. Для этого необходимо знать:

свойства и характеристики системы;

данные о состоянии технологического процесса на электростанциях (о расходе воды и топлива, параметрах пара, скорости вращения турбин и т.д.);

сведения об электрических параметрах режима (частоте, напряжениях, токах, активных и реактивных мощностях и т.д.);

положение схемы системы какие элементы в данный момент находятся в работе, а какие отключены.

Вся эта обширная информация о работе энергосистемы должна перерабатываться и использоваться для оптимизации режима работы.

В системе управления электроэнергетикой большое значение имеют электронные цифровые вычислительные машины.

При аварии дежурный инженер должен найти пути и средства восстановления нормального режима, произвести требуемые переключения в схеме электрических соединений. При аварийных режимах в энергосистеме часто требуется выдать управляющий сигнал не более чем через 0,05 с. Человека здесь выручают автоматические устройства, обладающие при переработке информации большим, чем он, быстродействием.

1.5. Структура потребителей и понятие о графиках их электрических нагрузок

В зависимости от выполняемых функций, возможностей обеспечения схемы питания от энергосистемы, величины и режимов потребления электроэнергии и мощности, особенностей правил пользования электроэнергией потребителей электроэнергии принято делить на следующие основные группы:

промышленные и приравненные к ним; производственные сельскохозяйственные; бытовые;

общественнокоммунальные (учреждения, организации, предприятия торговли и общественного питания и др.).

К промышленным потребителям приравнены следующие предприятия: строительные, транспорта, шахты, рудники, карьеры, нефтяные, газовые и другие промыслы, связи, коммунального хозяйства и бытового обслуживания.

Промышленные потребители являются наиболее энергоемкой группой потребителей электрической энергии.

Каждая из групп потребителей имеет определенный режим работы. Так, например, электрическая нагрузка от коммунальнобытовых потребителей с преимущественно осветительной нагрузкой отличается большой неравномерностью в различное время суток. Днем нагрузка небольшая, к вечеру она возрастает до максимума, ночью она резко падает и к утру вновь возрастает. Электрическая нагрузка промышленных предприятий более равномерна в течение дня и зависит от вида производства, режима рабочего дня и числа смен.

Рис. 1.3. Суточные графики осветительной нагрузки города: а зимой; б – летом

Наглядное представление о характере изменения электрических нагрузок во времени дают графики нагрузок. По продолжительности они могут быть суточными и годовыми. Если откладывать по оси абсцисс часы суток, а по оси ординат потребляемую в каждый момент времени мощность в процентах от максимальной мощности, то получим

Рис. 1.4. Суточные графики электрической нагрузки крупного города: а — зимой; б — летом

суточный график нагрузки. На рис. 1.3 изображены суточные графики осветительной нагрузки города для зимнего (октябрь март) и летнего (апрель сентябрь) периодов. Максимальная нагрузка для зимних суток наступает между 17 и 20 ч (кривая а), а для летних суток между 22 и 23 ч (кривая б). Таким образом, летний максимум (мощность в часы пик) наступает позднее и значительно меньше по величине, чем зимой. Дневной минимум также уменьшается.

На рис. 1.4 изображены характерные суточные графики активной мощности (в процентах от максимальной мощности) крупного города с учетом нагрузок освещения, а также силового оборудования коммунальных предприятий, электрифицированного транспорта и др.

1.6. Преимущества объединения электроэнергетических систем

На первой стадии развития электроэнергетика представляла собой совокупность отдельных электростанций, не связанных между собой. Каждая из электростанций через собственную сеть передавала электроэнергию потребителям. В дальнейшем стали создаваться электрические системы, в которых электрические станции соединялись электрическими сетями и включались на параллельную работу. Отдельные территориальные энергосистемы в свою очередь также объединялись, образуя более крупные энергосистемы. Тенденция к образованию по возможности более крупных энергетических объединений проявляется практически во всех странах.

Общее стремление к объединению энергетических систем вызвано огромными преимуществами по сравнению с отдельными станциями.

При создании объединенных энергетических систем можно уменьшить суммарную установленную мощность электростанций.

Большая совокупность потребителей электрической энергии характеризуется графиком нагрузки (см. рис. 1.4). Максимум суммарной нагрузки системы меньше, чем сумма максимумов нагрузок отдельных потребителей. Это объясняется несовпадением отдельных максимумов изза различных условий работы потребителей. В энергетических системах, охватывающих обширные географические районы, несовпадение максимумов вызвано расположением потребителей в разных часовых поясах. Например, объединение потребителей, размещенных в европейской и сибирской частях страны, позволит получить более равномерный суммарный график по сравнению с графиком нагрузки отдельных потребителей (рис. 1.5). Установленная мощность электростанций в системе должна быть достаточной для покрытия максимальных нагрузок потребителей. Кроме того, исходя из требований, предъявляемых к надежности работы систем, должна предусматриваться резервная мощность генераторов. При параллельной работе электрических станций резервная мощность может быть уменьшена. Покажем это на простом примере. Пусть две электростанции, каждая из которых имеет по четыре генератора, работают изолированно. Тогда одна станция может вырабатывать электрическую энергию, используя 75% установленной мощности, так как один генератор должен находиться в резерве. При соединении двух станций общей сетью в резерве находится один генератор из восьми, т.е. может быть использовано 7/8 (87,5%) установленной мощности.

При объединении разных типов электростанций можно более полно использовать гидроэнергетические ресурсы.

Расход воды в реке колеблется в больших пределах. Для надежного снабжения электроэнергией потребителей мощность гидроэлектростанции (ГЭС) при изолированной ее работе нужно выбирать исходя из обеспеченного расхода воды. В случае больших расходов часть воды пришлось бы сбрасывать мимо турбин.

Рис. 1.5. Эффект совмещения графиков нагрузок потребителей, расположенных в разных часовых поясах:

1,2 графики нагрузок отдельных подсистем; 3 — график объединенной системы

Рассмотрим преимущества объединения ТЭС и ГЭС на примере. Пусть мощности каждой станции равны 100 МВт. Каждая станция вырабатывает энергию для своего района, причем станции работают изолированно. Мощности нагрузок в каждом районе равны по 100 МВт. Потребности электроэнергии за сутки в каждом районе по 1600 МВт·ч. Далее предположим, что по расходу воды ГЭС за сутки может выработать только 1200 МВтч. Следовательно, дефицит электроэнергии в районе с ГЭС составит 400 МВт·ч. ТЭС за сутки может выработать 2400 МВт·ч, т.е. в районе с ТЭС могут быть дополнительно использованы 800 МВт·ч. При объединении на параллельную работу ТЭС и ГЭС можно, заставив ТЭС выработать 2400 МВт·ч электроэнергии, полностью удовлетворить спрос всех потребителей двух районов.

Объединение нескольких электростанций разных видов позволяет повысить экономичность выработки электроэнергии.

Энергетические системы дают возможность согласованно работать тепловым и гидроэлектростанциям. В самом деле, в период недостатка воды на ГЭС (зимой) выработка электроэнергии на них снижается, и потребители обеспечиваются электроэнергией в большей мере от ТЭС. Наоборот, летом при большом притоке воды ГЭС работают на полную мощность, а выработка электроэнергии ТЭС снижается. Это обеспечивает экономию топлива и, следовательно, уменьшает себестоимость электроэнергии. Примерное распределение электрических нагрузок между станциями различных видов показано на суточном графике нагрузок в целом энергосистемы и доли в его покрытии различных видов электрических станций (рис. 1.6).

Из суточного графика энергосистемы видно, что в основном нагрузки покрывают тепловые конденсационные электростанции государственные районные электростанции (ГРЭС).

Доля ТЭЦ в покрытии нагрузок энергосистемы определяется их тепловыми графиками. Нагрузка ГЭС определяется стоком реки. Электростанции, подключаемые к системе в часы наибольших (пиковых) нагрузок, называют пиковыми. В большинстве случаев пиковыми станциями являются гидростанции (ГЭС и ГАЭС гидроаккумулирующие электростанции), не обеспеченные водой для длительной работы не в полную мощность в некоторые периоды, и станции, оборудованные газовыми турбинами.

Объединение энергосистем позволяет увеличить единичные мощности агрегатов.

С возрастанием мощностей агрегатов улучшаются их технические характеристики, и снижается удельная стоимость выработки электроэнергии.

Рис. 1.6. Примерные суточные графики нагрузок энергосистемы и электрических станций

Создание объединенных энергосистем позволяет повысить надежность электроснабжения потребителей.

Отдельные элементы системы (генераторы, трансформаторы, ЛЭП и др.) в результате аварий могут выходить из строя. В этих случаях часть потребителей может потерять питание. В схеме, показанной на рис. 1.7, при возникновении трехфазного короткого замыкания на ЛЭП

полностью прекращается подача электроэнергии потребителям. Применение устройств релейной защиты и автоматики является эффективным средством повышения надежности. Релейной защитой называется система устройств, которые производят отключение поврежденных элементов или частей системы и локализуют аварию. К автоматическим устройствам относятся устройства автоматического повторного включения (АПВ) и автоматического ввода (включения) резерва (АВР). Устройства АПВ (рис. 1.8) предназначены для ликвидации «переходящих» повреждений, например коротких замыканий. При появлении дугового короткого замыкания на воздушной линии (например, при попадании молнии) она отключается под действием релейной защиты, дуга гаснет и восстанавливаются диэлектрические свойства воздушного промежутка.

Затем под действием АПВ автоматически включается напряжение на линии электропередачи, которая может продолжить успешную работу.

Рис. 1.7. Схема прекращения подачи электроэнергии потребителям при трехфазном коротком замыкании

Рис. 1.8. Схема повышения надежности электроснабжения с помощью АПВ

Рис. 1.9. Схема повышения надежности электроснабжения с помощью АВР

Принцип работы АВР поясняет рис. 1.9. При повреждении одного из трансформаторов автоматически под действием релейной защиты происходит его отключение, а оставшиеся без напряжения потребители после срабатывания АВР подключаются к исправному трансформатору.

1.7. Организация взаимоотношений между энергосистемой и потребителями

Взаимоотношения между энергосистемой и потребителями регламентированы Правилами пользования электрической энергией. Их в определенной мере можно разделить на юридическиправовые, техникоэкономические и оперативнодиспетчерские.

К юридическиправовым вопросам относятся следующие:

регламентация порядка присоединения электроустановок потребителей к энергосистеме. Различные по составу и присоединяемой мощности потребители ставят перед энергосистемой задачи разной сложности присоединения;

разграничения балансовой принадлежности оборудования и сетей и эксплуатационной ответственности между потребителем и энергосистемой;

выбор соответствующих тарифов и системы расчета за электроэнергию;

определение условий электроснабжения потребителей в период возникновения в энергосистеме временных дефицитов мощности или энергии в целях сохранения устойчивости режима системы и ее разгрузки за счет отключения части потребителей;

определение порядка допуска персонала энергосистемы в электроустановки потребителей для оперативных переключений и для контроля над режимом электропотребления;

регламентация ответственности энергосистемы и потребителей за электроснабжение, качество электроэнергии и соблюдение правил пользования электроэнергией.

Техникоэкономические вопросы взаимоотношений между энергосистемой и потребителем связаны с разработкой и выполнением:

технических условий на присоединение электроустановок потребителей к энергосисте

схем размещения приборов контроля качества электроэнергии; схем размещения приборов учета;

нормативов по компенсации реактивной мощности и оптимальных режимов работы ком

правил и норм по надежной и экономичной эксплуатации электроустановок потребите

Оперативнодиспетчерские взаимоотношения определяются необходимостью обеспечеэлектроснабжения потребителей в соответствии с выбранным уровнем надежности схе

мы их внешнего электроснабжения;

нормальных условий эксплуатации и ремонта оборудования, сетей и приборов энергосистемы и потребителей;

установленных стандартом норм качества электроэнергии;

разгрузки энергосистемы для сохранения устойчивости ее режима при возникновении временных аварийных дефицитов мощности.

Единство электрической схемы энергосистемы и потребителей обуславливает необходимость строгой регламентации взаимоотношений между оперативнодиспетчерским персоналом.

Координация взаимоотношений между энергосистемой и потребителем возложена на Энергосбыт.

Глава 2

РЕЖИМЫ РАБОТЫ НЕЙТРАЛИ В СИСТЕМАХ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

2.1. Режим работы нейтрали в установках напряжением выше 1 кВ

Электротехнические установки напряжением выше 1 кВ согласно Правилам устройства электроустановок (ПУЭ) разделяются на установки с большими токами замыкания на землю (сила тока однофазного замыкания на землю превышает 500 А) и установки с малыми токами замыкания на землю (сила тока однофазного замыкания на землю меньше или равна 500 А).

В установках с большими токами замыкания на землю нейтрали присоединены к заземляющим устройствам непосредственно или через малые сопротивления. Такие установки называются установками с глухозаземленной нейтралью.

В установках, имеющих малые токи замыкания на землю, нейтрали присоединены к заземляющим устройствам через элементы с большими сопротивлениями. Такие установки называются установками с изолированной нейтралью.

В установках с глухозаземленной нейтралью всякое замыкание на землю является коротким замыканием и сопровождается большим током.

В установках с изолированной нейтралью замыкание одной из фаз на землю не является коротким замыканием (КЗ). Прохождение тока через место замыкания обусловлено проводимостями (в основном, емкостными) фаз относительно земли.

Выбор режима нейтрали в установках напряжением выше 1 кВ производится при учете следующих факторов: экономических, возможности перехода однофазного замыкания в междуфазное, влияние на отключающую способность выключателей, возможности повреждения оборудования током замыкания на землю, релейной защиты и др.

В электрических сетях РАО ЕЭС России приняты следующие режимы работы нейтрали: электрические сети с номинальными напряжениями 6. 35 кВ работают с малыми токами

замыкания на землю;

при небольших емкостных токах замыкания на землю с изолированными нейтралями; при определенных превышениях значений емкостных токов с нейтралью, заземленной

через дугогасящий реактор.

Если в одной из фаз трехфазной системы, работающей с изолированной нейтралью, произошло замыкание на землю, то напряжение ее по отношению к земле станет равным нулю, а напряжение остальных фаз по отношению к земле станет равным линейному, т. е. увеличится в

раз. Ток замыкания на землю будет небольшим, поскольку вследствие изоляции нейтрали отсутствует замкнутый контур для его прохождения. Ток замыкания на землю в системе с изолированной нейтралью будет небольшим и не вызовет аварийного отключения линии. Таким образом, изоляция нейтрали источника питания обеспечивает надежность электроснабжения, так как не отражается на работе потребителей.

Однако в сетях с большими емкостными токами на землю (особенно в кабельных сетях) в месте замыкания возникает перемежающаяся дуга, которая периодически гаснет и вновь зажигается, что наводит в контуре с активными, индуктивными и емкостными элементами э.д.с, превышающие номинальные напряжения в 2,5. 3 раза. Такие напряжения в системе при однофазном замыкании на землю недопустимы. Чтобы предотвратить возникновение перемежающихся дуг между нейтралью и землей включают индуктивную катушку с регулируемым сопротивлением.

Повышение напряжения по отношению к земле в неповрежденных фазах при наличии слабых мест в изоляции этих фаз может вызвать междуфазное короткое замыкание,. Кроме то

го, напряжение в неповрежденных фазах повышается в раз, следовательно, требуется вы

полнять изоляцию всех фаз на линейное напряжение, что приводит к удорожанию машин и аппаратов. Поэтому, хотя и разрешается работа сети с изолированной нейтралью при замыкании фазы на землю, его требуется немедленно обнаружить и устранить.

Электрические сети с номинальным напряжением 110 кВ и выше работают с большими токами замыкания на землю (с эффективно заземленными нейтралями).

2.2. Режим работы нейтрали в установках напряжением до 1 кВ

Электроустановки напряжением до 1 кВ работают как с глухозаземленной (четырехпро

водные сети), так и с изолированной (трехпроводные сети) нейтралью.

В наиболее распространенных четырехпроводных сетях напряжением до 380 В, общих для силовых и осветительных электроприемников, нейтраль и нейтральный провод обязательно заземляются. Это вызвано тем, что контроль изоляции нейтрального провода относительно земли практически неосуществим. Нейтральный провод, не имеющий заземления, с неустраненными скрытыми дефектами изоляции представляет собой пожарную опасность, так как при однофазном замыкании на землю образуется петля для протекания тока КЗ через нейтральный провод (рис. 2.1). При относительно малом сечении нейтрального провода этот ток может вызвать значительный его перегрев и возгорание.

Рис. 2.1. Схема четырехпроводной сети напряжением до 1 кВ с заземленной нейтралью трансформатора и занулением оборудования

Рис. 2.2. Принципиальная схема трехпроводной сети напряжением до 1 кВ с изолированной нейтралью трансформатора:

1 вторичная обмотка трансформатора; 2 схема контроля изоляции; 3 – заземление

В четырехпроводных сетях необходимо также осуществить заземление всего оборудования на заземленную нейтраль. Безопасность при этом обеспечивается немедленным автоматическим отключением аварийного участка при протекании большого тока металлического КЗ.

В трехпроводных сетях (рис. 2.2) трехфазные двигатели, печи, сварочные аппараты и другие трехфазные электроприемники включаются только на линейное напряжение. Однофазные электроприемники соединяют по схеме треугольника, распределяя их равномерно по сторонам треугольника напряжений. Рассмотренные выше преимущества и недостатки трехпроводных сетей напряжением 6. 35 кВ с изолированной нейтралью распространяются и при напряжении до 1 кВ. Однако в сетях напряжением до 1 кВ перемежающиеся дуги при однофазном замыкании на землю не возникают и поэтому не требуется установка дугогасящих катушек. Однако емкостные токи при замыканиях на землю представляют опасность для персонала при соприкосновении с фазой. Безопасные значения токов могут быть только в малоразветвленных сетях с хорошим состоянием изоляции.

Таким образом, в установках напряжением до 1 кВ допустимы обе системы: при малоразветвленных сетях имеет преимущества система с изолированной нейтралью, при сильно разветвленных сетях целесообразно работать с заземленной нейтралью.

В электроустановках напряжением 500 и 660 В нейтраль, как правило, изолирована.

Глава 3.

КОНСТРУКТИВНОЕ ВЫПОЛНЕНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ.

3.1. Общие сведения.

Для выполнения электрических сетей применяются неизолированные (голые) и изолированные провода, кабели и токопроводы.

Голые провода не имеют изолирующих покровов. Их можно прокладывать только в условиях, исключающих случайные прикосновения к ним людей. Прикосновение проводящим предметом к одному или нескольким проводам приведет к замыканию. Наибольшее распространение голые провода получили на воздушных линиях, расположенных на открытом воздухе. Провода подвешиваются к опорам при помощи изоляторов и арматуры.

Большинство сетей напряжением до 1 кВ внутри помещений выполняются изолированными проводами, т. е. проводами, имеющими изолирующие, а иногда защитные покровы.

Кабелем называют многопроволочный провод или несколько скрученных вместе изолированных проводов при помещении в общую герметическую оболочку. Силовые кабели предназначены для прокладки в земле, под водой, на открытом воздухе и внутри помещений.

Токопроводом называют устройство, предназначенное для канализации электроэнергии при открытой прокладке в производственных и электротехнических помещениях, по опорным конструкциям, колоннам и фермам зданий. К токопроводам относятся шинные магистрали различного исполнения, которые называются шинопроводами.

Материалами для токоведущих частей проводов и кабелей являются медь, алюминий, их сплавы и сталь.

Медь один из лучших проводников электрического тока, и поэтому необходимые техникоэкономические показатели (потери электроэнергии) можно получить при меньших сечениях медных проводов, чем при проводах из других материалов. Твердотянутая медь при температуре +20°С имеет удельное сопротивление/ 18 Ом·мм2 в расчете на 1 км. Медные провода хорошо противостоят влиянию атмосферных условий и большинству химических реагентов, находящихся в воздухе.

Алюминий худший проводник, чем медь. Его проводимость примерно в 1,6 раза меньше проводимости меди, однако проводимость алюминия все же достаточно высока, чтобы его можно было использовать в качестве токопроводящего материала для проводов и кабелей. Действию атмосферных явлений алюминий противостоит так же хорошо, как и медь.

Стальные провода используются в тех случаях, когда требуется передать небольшую мощность и, следовательно, небольшое сечение, например, в сельских сетях. Стальные провода с большим сопротивлением на разрыв используются для устройства переходов воздушных линий через широкие реки, ущелья и т. п. при длине пролета более 1 км.

Активное и реактивное сопротивление стальных проводов значительно выше, чем проводов из цветного металла, и поэтому область применения этих проводов ограничена. Существенный недостаток стальных проводов их высокая коррозия. Для повышения коррозионной стойкости стальные провода изготовляют из оцинкованной проволоки.

3.2. Воздушные линии

3.2.1. Общие сведения

Воздушной линией электропередачи (ВЛ или ВЛЭП) называют устройство для передачи электроэнергии по проводам.

Воздушные линии состоят из трех элементов: проводов, изоляторов и опор.

Расстояние между двумя соседними опорами называют длиной пролета, или пролетом линии I (рис. 3.1).

Провода к опорам подвешиваются свободно, и под влиянием собственной массы провод в пролете провисает по цепной линии. Расстояние от точки подвеса до низшей точки провода называют стрелой провеса. Наименьшее расстояние от низшей точки провода до земли называется габаритом приближения провода к земле h. Габарит должен обеспечивать безопасность движения людей и транспорта, он зависит от условий местности, напряжения линии и т.п. Для ненаселенной местности габарит h = 5. 7 м, для населенной h = 6. 8 м.

Высота опоры при горизонтальном расположении проводов определяется габаритом h и максимальной стрелой провеса f . При креплении проводов на гирляндах изоляторов высота опоры увеличивается еще на длину гирлянды X.

Расстояние D между соседними проводами фаз ВЛ обеспечивает требуемый изоляционный промежуток и зависит в основном от ее номинального напряжения. Для линий напряжением 6. 10 кВ это расстояние в среднем составляет 1 м, ПО кВ 4 м, 220 кВ 7 м, 500 кВ 12 м, 750 кВ 15 м. На двухцепных опорах расстояния между проводами разных цепей берутся такими, при которых возможны ремонтные работы на одной из цепей без отключения второй.

Длину пролета линии l обычно определяют из экономических соображений. С увеличением длины пролета возрастает стрела провеса, а следовательно, и высота опор, что увеличивает их стоимость.

Вместе с тем с увеличением длины пролета уменьшается число опор и снижается стоимость изоляции линии. Для линий напряжением до 1 кВ длина пролета обычно составляет 30. 75 м, для линий напряжением ПО кВ 150. 200 м при высоте опор с горизонтальным расположением проводов 13. 14 м, для линий напряжением 220. 500 кВ длина пролета составляет 400. 450 м при высоте опор 25. 30 м.

Над проводами воздушных линий для защиты их от атмосферных перенапряжений подвешиваются грозозащитные тросы. Обычно используют тросы из сталеалюминевых проводов. При подвеске на изоляторах тросы могут быть использованы в качестве проводов связи.

Рис. 3.1. Пролет линии на опорах с подвесными изоляторами

3.2.2. Провода воздушных линий

Провода воздушных линий чаще всего неизолированные (голые).

Разнообразные условия работы ВЛЭП определяют необходимость иметь разные конструкции проводов.

Основными конструкциями являются: однопроволочные провода из одного металла; многопроволочные провода из одного металла; многопроволочные провода из двух металлов; пустотелые провода;

Однопроволочные провода, как показывает само название, выполняют из одной прово

Многопроволочные провода из одного металла состоят из нескольких свитых между со

бой проволок. Провода имеют одну центральную проволоку, вокруг которой делаются следующие повивы (ряды) проволок. При одном повиве провод свит из 7 проволок, при двух повивах из 19, при трех повивах из 37 проволок. Скрутка смежных повивов производится в разных направлениях, что обеспечивает более круглую форму и позволяет получить более устойчивый против раскручивания провод.

Многопроволочные провода имеют по сравнению с однопроволочными ряд существенных преимуществ:

большую гибкость, что обеспечивает большую сохранность и удобство монтажа;

высокие сопротивления на разрыв могут быть получены только для проволок относительно небольшого диаметра. Однопроволочные провода с сечениями 25 мм2 и более имели бы пониженное сопротивления на разрыв.

Однопроволочные провода изготавливаются для сечений 4, 6, 10 мм2, многопроволочные

Проволоки из цветного металла под действием химических реагентов воздуха быстро покрываются тонким слоем окиси металла проводника и дальнейшему разрушению не поддаются. Электрический ток изза плохой проводимости оксидной пленки «разбивается» на ряд параллельных токов, идущих по проволокам провода. Результатом этого явления и скрутки провода (длина проволок на 2. 3% больше длины провода, измеренной по оси) является повышение активного сопротивления многопроволочного провода на2. 3%.

Желание повысить механическую прочность привело к изготовлению алюминиевых проводов со стальным сердечником, называемых сталеалюминевыми. Сердечник провода выполняется из одной или нескольких свитых стальных оцинкованных проволок.

Алюминиевые проволоки, покрывающие стальной сердечник одним, двумя или тремя повивами, являются токоведущей частью провода. Электропроводность стального сердечника мала и потому не учитывается.

Механическую нагрузку (тяжение по проводу) воспринимают сталь и алюминий. В сталеалюминевых проводах с отношением сечения алюминия к сечению стали около 5. 6 алюминиевые проволоки принимают 50. 60 % полного тяжения по проводу, а остальное стальной сердечник.

При необходимости сочетать малое активное сопротивление провода с очень большой механической прочностью применяют сталебронзовые и сталеалдреевые провода. Алдрей представляет собой сплав алюминия с незначительной долей (около 1,2%) магния и кремния.

Пустотелые медные и биметаллические (стальная проволока покрыта приваренным слоем меди) применяются редко.

Для удобства записей провода обозначаются марками: М медь, А алюминий, Ал алдрей, С сталь, Б бронза.

Сталеалюминевые провода изготавливаются следующих марок: АС, имеющие отношение сечений алюминия и стали 5,5. 6;

АСО (облегченной конструкции), имеющие отношение сечений алюминия и стали

АСУ (усиленной конструкции), имеющие отношение сечений алюминия и стали около Наиболее целесообразно применение проводов АСО.

Для обозначения провода рядом с маркой дается номинальное сечение провода, напри

мер, А50 обозначает алюминиевый провод с сечением 50 мм2. Номинальным сечением называ

ется округленная величина фактического сечения провода. Цифра при марке сталеалюминевого провода, например АС150, дает только номинальное сечение алюминиевой части провода.

Принята следующая шкала номинальных сечений неизолированных проводов: 4, 6, 10, 16, 25, 35, 50, 70, 95, 120, 150, 185, 240, 300, 400, 500, 600, 700 мм2.

3.2.3. Изоляторы воздушных линий

Применяются следующие типы изоляторов:

фарфоровые штыревые типа ШС6, ШС10 для линий напряжением 6. 10 кВ; фарфоровые штыревые типа Ш20, ШД35 для линий напряжением 20. 35 кВ; подвесные фарфоровые или стеклянные изоляторы ПФ и ПС для линий напряжением

Изоляторы типа ШД и ШС крепятся к опорам на крюках и штырях. При напряжении ПО кВ и выше применяются только подвесные изоляторы, которые собираются в гирлянды (рис.

Рис. 3.2. Гирлянда подвесных изоляторов:

1 изолятор; 2 зажим для крепления провода; S провод

Гирлянды подвесных изоляторов бывают поддерживающие и натяжные. Поддерживающие изоляторы располагаются вертикально на промежуточных опорах, натяжные гирлянды используются на анкерных опорах и находятся почти в горизонтальном положении. На ответственных участках ЛЭП применяют сдвоенные гирлянды.

Число изоляторов в гирлянде зависит от напряжения ЛЭП, эффективной и нормированной длины пути утечки и материала опоры (требуемого уровня изоляции). На деревянных и железобетонных опорах при напряжении 35 кВ берется два подвесных изолятора в гирлянде, при напряжении 110 кВ шесть изоляторов, при напряжении 220 кВ двенадцать изоляторов. На металлических опорах берется на одиндва изолятора больше.

На воздушных линиях напряжением выше

220 кВ для защиты гирлянд от повреждений при возникновении дуги короткого замыкания применяются защитные рога и кольца.

3.2.4. Опоры воздушных линий

Воздушные ЛЭП прокладываются на деревянных, металлических и железобетонных опорах.

По назначению опоры бывают промежуточными, анкерными, угловыми и концевыми. Опоры могут быть одноцепными и двухцепными, с тросом и без троса.

Рис. 3.3. Схема воздушной линии

Рис. 3.4. Промежуточная металлическая опора для двухцепной линии напряжением 110 кВ

Наиболее распространенными на линиях являются промежуточные опоры. В равнинных местностях число этих опор составляет 80. 90% от общего числа опор (рис. 3.3) при нормальных режимах работы, когда все провода целы, на промежуточные опоры усилий, действующих вдоль линии, нет. Опора (рис. 3.4) воспринимает вертикальные силы массу проводов, изоляторов, льда и самой опоры, и горизонтальные силы давление ветра на провода и опору.

При обрыве провода промежуточная опора должна принять продольную силу неуравновешенного тяжения по проводу, оборвавшемуся по одному из пролетов.

Анкерные опоры устанавливаются через определенное число пролетов (через каждые 3. 5 км линии), имеют жесткое закрепление проводов и рассчитываются на обрыв всех проводов. Провода линий с подвесными изоляторами крепятся на анкерных опорах натяжными гирляндами, провода одной и той же фазы смежных с опорой пролетов соединены петлями проводов.

При подходах к подстанциям устанавливаются концевые опоры, назначение которых принять тяжения, действующие по проводам линии. Концевые опоры являются ближайшими к подстанциям. Концевые опоры выполняются жесткими, провода на них крепятся, как и на анкерных опорах, натяжными гирляндами изоляторов. В точках поворота линии устанавливаются угловые опоры.

Рис. 3.5. Расположения проводов и тросов на опорах:

а по вершинам треугольника; 6 горизонтальные; в обратной елкой; / — тросы; 2 — провода

Рис. 3.6. Схема транспозиции проводов: а,Ь,сфазы трехфазной сети

На линиях напряжением 220 кВ и выше применяют расщепление проводов подвешивают несколько проводов в фазе. Этим достигается уменьшение напряженности электрического поля около проводов и ослабление ионизации воздуха (короны). Расстояние между проводами расщепленной фазы составляет около 40 см. Для фиксирования вдоль линии устанавливают специальные распорки между проводами расщепленной фазы.

На рис. 3.5 схематически изображены наиболее часто встречающиеся расположения проводов и тросов на опорах. Расположение проводов по вершинам треугольника широко распространено на линиях напряжением до 35 кВ и на одноцепных линиях напряжением 110 кВ на металлических и железобетонных опорах. Горизонтальное расположение проводов применяют на линиях напряжением ПО кВ и выше с металлическими и железобетонными опорами. Для двухцепных опор более удобно с точки зрения эксплуатации расположение проводов по типу

Различие во взаимном расположении проводов приводит к различию параметров (индуктивных сопротивлений) фаз. Для уравнивания этих параметров на линиях длиной более 100 км применяют транспозицию проводов: линия делится на три участка, на которых каждый из трех проводов занимает все три возможных положения (рис. 3.6). В точках линии, где провода линии меняются местами, устанавливаются транспозиционные опоры.

При пересечениях больших рек, ущелий и т. п. при больших пролетах устанавливаются переходные опоры высотой 50. 100 м и более.

3.3. Кабельные линии

3.3.1. Конструкции кабелей

Кабель готовое заводское изделие, состоящее из изолированных токоведущих жил, заключенных в защитную герметичную оболочку, которая может быть защищена от механических повреждений броней.

Силовые кабели выпускаются на напряжение до 110 кВ включительно.

Силовые кабели на напряжение до 35 кВ имеют от одной до четырех медных или алюминиевых жил сечениями 1. 2000 мм2. Жилы сечением до 16 мм2однопроволочные, свыше многопроволочные. По форме сечения жилы одножильных кабелей круглые, а многожильных сегментные или секторные (рис. 3.7). Преимущественно применяются кабели с алюминиевыми

жилами. Кабели с медными жилами применяются редко: для перемещающихся механизмов, во взрывоопасных помещениях.

Изоляция жил выполняется из кабельной бумаги, пропитанной маслоканифольным составом, резины, поливинилхлорида и полиэтилена. Кабели с бумажной изоляцией,

Рис. 3.7. Кабель с вязкой пропиткой на напряжение 10 кВ типа СБ или АСБ: / медные или алюминиевые жилы; 2 фазная изоляция из пропитанной бумаги; 3 заполнитель из джута; 4 поясная изоляция из пропитанной маслом бумаги; 5 свинцовая оболочка; 6 джутовая прослойка; 7 броня из стальной ленты; 8 – джутовый покров.

предназначенные для прокладки на вертикальных и крутонаклонных трассах, имеют обедненную пропитку.

Защитная герметичная оболочка кабеля предохраняет изоляцию от вредного действия влаги, газов, кислот и механических повреждений. Оболочки делаются из свинца, алюминия, резины и поливинилхлорида.

В кабелях напряжением выше 1 кВ для повышения электрической прочности между изолированными жилами и оболочкой прокладывается слой поясной изоляции.

Броня кабеля выполняется из стальных лент или стальных оцинкованных проволок. Поверх брони накладывают покровы из кабельной пряжи (джута), пропитанной битумом и покрытой меловым составом. При прокладке кабеля в помещениях, каналах и тоннелях джутовый покров во избежание возможного пожара снимают.

Кабели на напряжение ПО кВ и выше обычно выполняют газойли маслонаполненными, одножильными с покрытием стальной броней или асфальтированными, для прокладки в земле или на воздухе. Масло в кабелях находится под давлением.

Обозначения марок кабелей соответствует их конструкции.

Кабели с бумажной изоляцией и алюминиевыми жилами имеют марки: ААБ, ААГ, ААП, ААШв, АСБ, АСБГ, АСПГ, АСШв. Первая буква обозначает материал жил (А алюминий, отсутствие впереди буквы А в маркировке означает наличие медной жилы), вторая материал оболочки (А алюминий, С свинец). Буква Б означает, что кабель бронирован стальными лентами; буква Г отсутствие наружного покрова; Шв наружный покров выполнен в виде шланга из поливинилхлорида.

Изоляция обозначается: Р резиновая, П полиэтиленовая, В поливинилхлоридная, отсутствие обозначения бумажная с нормальной пропиткой.

Броня обозначается при выполнении: стальными лентами Б, плоской оцинкованной стальной проволокой П, круглой оцинкованной стальной проволокой К.

Рис. 3.8. Концевая эпоксидная заделка кабеля:

/ бандаж из шпагата, покрытого эпоксидным компаундом; 2 дополнительная подмотка из киперной ленты с покрытием каждого слоя эпоксидным компаундом; 3 трехслойная дополнительная подмотка из киперной ленты с покрытием каждого слоя эпоксидным компаундом; 4 эпоксидный компаунд; 5 конец подмотки корешка заделки; 6 бандаж из хлопчатобумажной пряжи; 7 поясная изоляция; 8 насечка ножом на оболочке кабеля; 9 проволочный бандаж; 10 заземляющий трос.

Например, марка кабеля СБШв обозначает кабель с медными жилами в свинцовой оболочке с наружным покровом в виде шланга из поливинилхлорида.

Маркировка маслонаполненных кабелей начинается с буквы М, вторая буква обозначает тип давления масла: Н низкое, В высокое.

Маркировка контрольных кабелей начинается с буквы К.

В маркировке кабеля после буквенных обозначений указывается его номинальное напряжение, кВ; число жил и сечение одной жилы. Например, кабель АВПБГ 13×50+1×25ка

бель с тремя алюминиевыми жилами по 50 мм2 и четвертой сечением 25 мм2, полиэтиленовой изоляцией на напряжение 1 кВ, оболочкой из полихлорвинила, бронированный стальными лентами без наружного противокоррозионного покрытия.

Отдельные отрезки кабелей напряжением до 1 кВ соединяются чугунными муфтами, напряжением выше 1 кВ свинцовыми муфтами, залитыми специальным составом.

Концы кабелей разделываются, а для лучшего контакта с шинами распределительного устройства на концы жил напаиваются или привариваются наконечники. Для предотвращения попадания в кабель влаги, кислот и других реагентов, ухудшающих изоляцию, концы кабеля герметически заделывают. Часто применяются концевые заделки кабелей из эпоксидного компаунда (рис. 3.8). Также применяют сухие концевые заделки из поливинилхлоридных липких лент и лаков.

3.3.2. Способы прокладки кабелей напряжением 6. 10 кВ

Кабельные прокладки требуют меньших площадей по сравнению с воздушными и могут применяться при любых природных и атмосферных условиях.

Кабельные прокладки напряжением 6. 10 кВ применяются на предприятиях небольшой и средней мощности и в городских сетях.

Трасса кабельных линий выбирается кратчайшая с учетом наиболее дешевого обеспечения их защиты от механических повреждений, коррозии, вибрации, перегрева и от повреждений при возникновении электрической дуги в соседнем кабеле.

Рис. 3.9. Конструктивное выполнение кабельных прокладок:

а на настенных конструкциях; 6 на перфорированных лотках; в в коробах

Прокладка кабелем может осуществляться несколькими способами: в траншеях, каналах, туннелях, блоках, эстакадах. Внутри кабельных сооружений и производственных помещений предусматривают прокладку кабелей на стальных конструкциях различного исполнения (рис.

3.9): на настенных конструкциях, лотках, в коробах, укрепленных на стенах. Способ и конструктивное выполнение прокладки выбираются в зависимости от числа кабелей, условий трассы, наличия или отсутствия взрывоопасных газов тяжелее воздуха, степени загрязненности почвы, требований эксплуатации, экономических факторов и т.п. (табл. 3.1).

Прокладка кабелей в траншеях. Наиболее простой является прокладка кабелей в траншеях (рис. 3.10). Она экономична и по расходу цветного металла, так как допустимые токи на кабели больше (примерно в 1,3 раза) при прокладке в земле, чем в воздухе. Однако по ряду причин этот способ не получил широкого применения на промышленных предприятиях. Прокладка в траншеях не применяется:

на участках с большим числом кабелей;

при большой насыщенности территории подземными и наземными технологическими и транспортными коммуникациями и другими сооружениями;

на участках, где возможно разлитие горячего металла или жидкостей, разрушающе действующих на оболочку кабелей;

в местах, где возможны блуждающие токи опасных значений, большие механические нагрузки, размытие почвы и т. п.

Рис. 3.10. Прокладка кабелей в траншее

Области применения силовых кабелей с бумажной, пластмассовой и резиновой изоляцией при отсутствии механических воздействий и растягивающих усилий при эксплуатации

Кабели с бумажной изоляцией

Кабели с пластмассовой и резиновой изоляцией

ААШв, ААШп, ААБл, АСБ

АВВГ, АПсВГ, АПвВГ, АПВГ, АВВБ, АПВБ, АПсВБ, АППБ, АПвПБ,АПсПБ, АПБбШв,

АПвБбШв, АВБбШв, АВБбШп,

АПсБбШв, АПАШв, АПАШп, АВАШв, АПсАШв, АВРБ, АНРБ, АВАБл, АПАБл

ААШв, ААШп, ААБ2л, АСБ

ААШв, ААБл, ААШп, ААБ2л, АСБ, АСБл

ААШв, ААБв, ААШп, ААБ2л, АСБ2л, АСБл

ААБ2лШв, АСБл, ААБ2лШп, ААБв, АСБ2л

ААШп, ААБв, АСБ2л, АСБ2лШв

Средняя и высокая

АВВГ, АВРГ, АПсВГ, АПвсВГ, АНРГ, АСРГ

Во взрывоопасных зонах

ВВГ, ВРГ, НРГ, СРГ

Примечание. П полиэтиленовая; Пс из самозатухающего полиэтилена; Пв из вулканизуемого полиэтилена; Пвс из вулканизуемого самозатухающего полиэтилена; Н из найритовой (негорючей) резины; Ш шланг; л, 2л усиленная и особо усиленная подушка под оболочкой.

Рис. 3.11. Прокладка кабелей в канале

Опыт эксплуатации кабелей, проложенных в земляных траншеях, показал, что при всяких разрытиях кабели часто повреждаются. При прокладке в одной траншее шести кабелей и более вводится очень большой снижающий коэффициент на допустимую токовую нагрузку.

Поэтому не следует прокладывать в одной траншее более шести кабелей. При большом числе кабелей предусматриваются две рядом расположенные траншеи с расстоянием между ними 1,2 м.

Земляная траншея для укладки кабелей должна иметь глубину не менее 800 мм. На дне траншеи создают мягкую подушку толщиной100 мм из просеянной земли. Глубина заложения кабеля должна быть не менее 700 мм. Ширина траншеи зависит от числа кабелей, прокладываемых в ней. Расстояние между несколькими кабелями напряжением до 10 кВ должно быть не

менее 100 мм. Кабели укладывают на дне траншеи в один ряд. Сверху кабели засыпают слоем мягкого грунта. Для защиты кабельной линии напряжением выше 1 кВ от механических повреждений ее по всей длине поверх верхней подсыпки покрывают бетонными плитами или кирпичом, а линии напряжением до 1 кВ только в местах вероятных разрытии.

Трассы кабельных линий прокладываются по непроезжей части на расстоянии не менее: 600 мм от фундаментов зданий, 500 мм до трубопроводов, 2000 мм до теплопроводов.

Прокладка кабелей в каналах. Прокладка кабелей в железобетонных каналах может быть наружной и внутренней (рис. 3.11). Этот способ прокладки более дорогостоящий, чем в траншеях. При внецеховой канализации на неохраняемой территории каналы прокладываются под землей на глубине 300 мм и более. Глубина канала не более 900 мм. На участках, где возможно разлитие расплавленного металла, жидкостей или других веществ, разрушительно действующих на оболочки кабелей, кабельные каналы применять нельзя.

Прокладка кабелей в туннелях. Прокладка в туннелях удобна и надежна в эксплуатации, но она оправдана лишь при большом числе (белее 30. 40) кабелей, идущих в одном направлении, например, на главных магистралях, для связей между главной подстанцией и распределительной и других аналогичных случаях.

Туннели (рис. 3.12) бывают проходные высотой 2100 мм и полупроходные высотой 1500 мм. Полупроходные туннели допускаются на коротких участках (до 10 м) в местах, затрудняющих прохождение туннелей нормальной высоты. Глубина заложения туннеля от верха покрытия принимается не менее 0,7 м.

Рис. 3.12. Прокладка кабелей в туннеле.

Прокладка кабелей в блоках. Прокладка кабелей в блоках (рис. 3.13) надежна, но наименее экономична как по стоимости, так и по пропускной способности кабелей. Она применяется только тогда, когда по местным условиям прокладки недопустимы более простые способы прокладки, а именно: при наличии блуждающих токов, при агрессивных грунтах, вероятности разлива по трассе металла или агрессивных жидкостей и др.

Блочную канализацию кабелей следует переводить в траншею или канал во всех случаях, когда это возможно по условиям трассы. Тип кабельных блоков выбирается в зависимости от уровня грунтовых вод, их агрессивности и наличия блуждающих токов.

Прокладка кабелей на галереях и эстакадах. При больших потоках кабелей целесообразно вместо туннелей применять для прокладки кабелей открытые эстакады (рис. 3.14) и закрытые галереи (рис. 3.15), а также использовать стены зданий, в которых нет взрывов и пожароопасных производств.

Рис. 3.13. Блоки из железобетонных панелей:

а для прокладки в сухих грунтах; б для прокладки во влажных и насыщенных водой грунтах; 1 кирпич; 2 железобетонная панель; 3 окрасочная гидроизоляция; 4 бетон; 5 оклеенная гидроизоляция

Рис. 3.14. Кабельные эстакады:

а проходная односторонняя на отдельной опоре; б двусторонняя; / стационарные солнцезащитные панели; 2 съемная солнцезащитная панель; 3 кабельная полка

Рис. 3.15. Кабельные галереи: а односторонняя; б двусторонняя; 1 кабельная полка; 2 солнцезащитные панели

Прокладка кабелей на эстакадах и в галереях целесообразна:

на химических, нефтехимических, металлургических и других заводах, территории которых насыщены различными подземными коммуникациями;

на предприятиях с большой агрессивностью почвы;

в местах, где возможно значительное скопление при подземных способах прокладки (ка

налы и туннели) взрывоопасных газов тяжелее воздуха.

3.4. Токопроводы напряжением 6. 35 кВ

Токопроводы напряжением 6. 35 кВ применяются на промышленных предприятиях при больших удельных плотностях нагрузки, концентрированном расположении крупных мощностей и при размещении потребителей, благоприятном для осуществления магистрального питания. Основными отраслями промышленности, в которых широкое применение находят токопроводы, являются черная и цветная металлургия и химия. Токопроводы имеют ряд преимуществ по сравнению с кабельными прокладками. Они позволяют заменять кабели высокого напряжения неизолированными алюминиевыми шинами или проводами, экономить свинец и алюминий, идущий на оболочки кабеля, а также изоляционные материалы. Индустриализуются монтажные работы по сетям, так как на монтаж поступают готовые секции токопроводов.

Токопроводы имеют значительно большую способность к перегрузке, чем кабельные линии, изза отсутствия горючей изоляции. Обследования работающих токопроводов различных типов показали, что токопроводы значительно надежнее кабельных прокладок.

Сведения о применении токопроводов, выгодном в диапазоне мощностей и длин, приведены в табл. 3.2.

При меньших мощностях токопроводы не имеют преимуществ перед кабельной канализацией.

Помимо электрических параметров (напряжение, ток, сопротивление), токопроводы различаются по исполнению в отношении

Диапазон мощностей и длин, при которых выгодно применение токопроводов

Номинальное напряжение, кВ

Предельная длина, км

Рис. 3.16. Жесткий несимметричный шинопровод напряжением 6. 10 кВ

условий прикосновения к токоведущим частям, а также рядом конструктивных характеристик (тип, расположение фаз, изоляция и т.д.).

По условиям прикосновения к токоведущим частям различают токопроводы открытые, защищенные и закрытые. Защищенные и закрытые токопроводы обычно находят применение в сетях напряжением до 1 кВ, монтируемых внутри промышленных объектов. Они рассмотрены в подразд. 3.5.3. В сетях напряжением 6. 35 кВ применяются открытые токопроводы.

Открытые токопроводы с жесткой несимметричной ошиновкой. Шины токопроводов изготовляют из алюминия или из его сплавов. При силе тока до 2000 А пакет шин состоит из плоских шин, а при силе тока больше 2000 А из шин швеллерного профиля. Конструкция открытого токопровода с вертикально расположенными опорными изоляторами для наружной установки приведена на рис. 3.16. Этот токопровод имеет высокую стоимость строительной части, а также создает значительную несимметрию напряжения вследствие разной индуктивности фаз.

Открытые токопроводы с жесткой симметричной ошиновкой. Жесткие шины токопровода закреплены на опорных изоляторах по вершинам равностороннего треугольника (рис.

3.17). Это исполнение токопровода выгодно отличается от исполнений рассмотренных выше токопроводов пониженной величиной дополнительных потерь мощности, симметрией напряжений и меньшей стоимостью.

Гибкие токопроводы. Жесткие токопроводы имеют небольшие пролеты между точками крепления шин, а, следовательно, большее число пунктов изоляции и контактных соединений.

Гибкий токопровод (рис. 3.18) практически представляет собой воздушную линию с большими сечениями проводов, величина пролета в нем резко увеличена по сравнению с жестким токопроводом. Однако гибкие токопроводы требуют больше места для прохождения на промышленной площадке, чем жесткие. Ширина полосы территории, занимаемой двухцепным гибким токопроводом вместе с его молниезащитными устройствами, составляет 24 м. Поддерживающие гирлянды крепятся на высоте 15 м от уровня земли.

Унифицированные гибкие шинопроводы имеют следующее число алюминиевых проводов А600 на фазу: 4, 6, 8, 10. Их пропускная способность по силе тока составляет соответственно 4080,6120 8160 10200 А.

Гибкий токопровод с междуфазными и фазными распорками может быть применен при ударном токе КЗ до 400 кА.

Рис. 3.17. Жесткий симметрии Рис. 3.18. Гибкий симметрич

ный шинопровод напряжением ный шинопровод напряжением

3.5. Конструктивное выполнение цеховых сетей напряжением до 1 кВ

3.5.1. Общие сведения

Цеховые электрические сети напряжением до 1 кВ выполняют: кабелями и изолированными проводами, прокладываемыми непосредственно на строительных элементах и элементах технологического оборудования, в коробах, на лотках и в трубах, а также тросовыми проводами;

комплектными шинопроводами магистральными, распределительными и осветительными, устанавливаемыми на опорных конструкциях на полу, стенах, колоннах, фермах и т. п.;

комплектными троллеями, укрепляемыми на троллейных кронштейнах, и комплектными троллейными шинопроводами, укрепляемыми на специальных конструкциях.

Электропроводка должна соответствовать условиям окружающей среды, назначению и ценности сооружений, их конструкции и архитектурным особенностям. При выборе вида электропроводки и способа прокладки должны учитываться требования электробезопасности и по

жарной безопасности. Оболочки и изоляция проводов должны соответствовать способу прокладки и условиям окружающей среды.

Воздушные линии напряжением до 1 кВ на промышленных предприятиях используются главным образом в качестве сетей наружного освещения и для питания отдельных маломощных потребителей.

3.5.2. Электропроводки

Электропроводки являются распространенным видом сетей внутри зданий и сооружений. Этот вид сетей широко применяется для питания осветительных устройств, для цепей вторичной коммутации, защиты и управления, для питания установок небольшой мощности.

Электропроводками принято называть сети постоянного и переменного тока напряжением до 1 кВ, выполняемые изолированными проводами, а также небронированными кабелями мелких (до 16 мм2) сечений с резиновой и пластмассовой изоляцией. Они могут прокладываться внутри зданий и сооружений, а также по наружным их стенам, по территории возле зданий.

Установочные провода напряжением до 1 кВ имеют в своей маркировке (табл. 3.3) букву П, стоящую на первом месте для проводов с медными жилами и на втором для проводов с алюминиевыми жилами (А). Например, марка ПР означает: провод с медными жилами в оплетке из хлопчатобумажной ткани; АПР то же, но с алюминиевыми жилами. АПВ провод с алюминиевыми жилами с поливинилхлоридной изоляцией; ПРГН провод с медными жилами с резиновой изоляцией, гибкий, в негорючей оболочке.

В соответствии с рекомендациями по экономии меди следует применять провода и кабели с алюминиевыми жилами. Провода с медными жилами разрешается применять для вторичных цепей, для силовых и осветительных установок во взрывоопасных помещениях, а также для силовых цепей всех кранов при сечении жилы до 6 мм2.

Все электропроводки внутри зданий разделяются на открытые и скрытые. Таблица 3. 3 Буквенные обозначения в маркировке проводов

Назначение в конструкции

Пластмасса (поливинилхлорид) Пластмасса (самозатухающий полиэтилен) Найрит (негорючая резина)

Пластмасса (поливинилхлорид) Пластмасса (самозатухающий полиэтилен) Найрит (негорючая резина) Хлопчатобумажная пряжа

Стальные оцинкованные проволоки Лавсановый шелк

Открытая электропроводка, т.е. проложенная по поверхностям стен и потолков, по конструкциям сооружений и т.п., имеет много конструктивных исполнений. В зависимости от условий окружающей среды, требований технической эстетики, марки и сечений применяемых проводников и т.п. способы выполнения электропроводки могут в значительной мере отличаться друг от друга. Из большого числа различных способов открытой электропроводки для промышленных предприятий основными являются прокладка в специальных лотках, коробах и

различных трубах, а также на тросах. Значительно реже применяется открытая электропроводка внутри помещений на роликах и изоляторах.

Скрытая электропроводка, т.е. проложенная в конструктивных элементах зданий, стенах и потолках, полах и перекрытиях, фундаментах оборудования и т.п., выполняется в различных трубах, специальных каналах, образованных в толще бетона.

Ко всем видам исполнения электропроводок предъявляются определенные требования, обеспечивающие надежную эксплуатацию и безопасность.

Для обеспечения надежной работы электроустановок необходимо выполнять прокладку проводников таким образом, чтобы повреждение в цепях одного агрегата не вызвало остановки других, работающих независимо. Поэтому в одной трубе или коробе, одном замкнутом канале строительной конструкции или одном лотке запрещается прокладывать цепи разных технологических агрегатов, не связанных единым технологическим процессом. Из этих же соображений запрещается совместная прокладка взаиморезервирующих цепей, цепей аварийного и рабочего освещения.

Большое значение для обеспечения надежной работы электроустановок имеет устойчивость работы электропроводок в отношении нераспространения огня при повреждениях. Для открытых электропроводок без стальных труб желательно применять провода и кабели только с такими внешними оболочками, которые не поддерживают горение после удаления источника воспламенения. В этом случае, если в электропроводке возникло повреждение, и она загорелась, после действия защиты и отключения поврежденного участка пожар проводки не будет распространяться, и размеры аварии будут ограничены. К числу не распространяющих горение относятся оболочки и изоляция из полихлорвинила и найрита.

Важным общим требованием к конструкции электропроводок является обеспечение возможности смены проводов в условиях эксплуатации. Срок службы изоляции проводов и кабелей ограничен. Под воздействием тепла и света, кислорода воздуха и влаги, а также различных газов, попадающих в атмосферу, изоляция и оболочки проводов и кабелей теряют со временем свои механические и электрические свойства. Замена проводов и кабелей в сети не должна быть связана с необходимостью разрушения строительных элементов зданий и сооружений.

В зависимости от условий окружающей среды и качества изоляционных материалов провода приходится менять приблизительно каждые 10. 15 лет эксплуатации. В отдельных неблагоприятных условиях такие замены приходится производить значительно чаще.

Наружная электропроводка прокладывается по наружным стенам зданий и сооружений, под навесами, а также между зданиями. К наружной электропроводке относится также прокладка изолированных проводов и кабелей мелких сечений на опорах, между отдельными зданиями. Она выполняется обычно одножильными изолированными проводами на изоляторах и в трубах.

В цеховых электрических сетях применяют для прокладки провода марок: АПВ, АПРВ, АТПРВ непосредственно по несгораемым поверхностям; АПР на роликах и изоляторах; АПВ, АПРТО, АПРВ, АПР в пластмассовых и стальных трубах и металлорукавах; АПВ, АПР, АПРВ в коробах и на лотках. Тросовые прокладки выполняют проводами APT.

Кабели в неметаллической и металлической оболочках применяются в наружных установках и помещениях всех видов и прокладываются по поверхности стен, потолков, на лотках и в коробах, на тросах.

Кабели в неметаллической оболочке применяются в помещениях всех видов и наружных установках в металлических гибких рукавах, стальных трубах (за исключением сырых и особо сырых помещений и наружных установок) и неметаллических трубах и коробах, в замкнутых каналах строительных конструкций.

Для стационарных электропроводок должны применяться преимущественно провода и кабели с алюминиевыми жилами.

В помещениях и наружных установках с химически активной средой все элементы электропроводок должны быть стойкими по отношению к среде либо должны быть защищены от ее воздействия.

В производственных помещениях спуски незащищенных проводов к выключателям, аппаратам, щиткам и т. п. должны быть защищены от механических воздействий до высоты не менее 1,5 м от уровня пола.

3.5.3. Шинопроводы

Жесткий токопровод напряжением до 1 кВ заводского изготовления, поставляемый комплектными секциями, называется шинопроводом. Шинопроводы различных серий и типов комплектуются из отдельных секций различной конфигурации и назначения. Секции могут быть прямые, угловые, гибкие, вводные, ответвительные, компенсационные, переходные, подгоночные. Длины секций унифицированы и кратны 770 мм.

Крановые троллеи, троллейные шинопроводы, кабели в лотках и на конструкциях, блоки труб прокладывают на высоте 7. 15 м вдоль стены или подкрановой балки. Технические данные на шинопроводы приведены в табл. 3.4, 3.5, 3.6, 3.7.

Магистральные шинопроводы предназначены для питания распределительных шинопроводов и пунктов, отдельных крупных электроприемников

Магистральный шинопровод ШМА предназначен для магистральных четырехпроводных электрических сетей в системе с глухозаземленной нейтралью напряжением до 1000 В. Номинальный ток 1600, 2500, 4000 А.

Таблица 3. 4 Технические данные магистральных шинопроводов переменного тока.