Устройство системы возбуждения и предъявляемые к ней требования. 1 страница

Федеральное ГОСУДАРСТВЕННОЕ бюджетное

ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ

ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

«Донской государственный технический университет»

(дгту)

 

КУРС ЛЕКЦИЙ ПО ДИСЦИПЛИНЕ
«ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СТАНЦИИ И ПОДСТАНЦИИ»

Для направления 140400 Электроэнергетика и электротехника

Г. Ростов-на-Дону

Лекция 1. 1. ОСНОВНЫЕ СВЕДЕНИЯ ОБ ЭНЕРГОСИСТЕМЕ

1.1. Понятие об электрической системе

Совокупность установок, устройств, объединенных процессом выработки, преобразования, распределения и потребления тепловой и электрической энергии называют энергетической системой. Электрическая часть энергетической системы составляет электрическую систему. В электрическую систему входят электрические станции, линии электропередачи, преобразовательные подстанции для изменения рода тока, электрические подстанции, предназначенные для изменения параметров электроэнергии и распределения ее по различным участкам электрической цепи, нагрузки электрической системы- совокупность приемников электроэнергии, потребителей.

 

 

Дадим определение основных элементов системы
Электроустановка- установка, в которой производится, преобразуется, распределяется или потребляется электроэнергия.
Электрическая станция- электроустановка, производящая электрическую или электрическую и тепловую энергию.
Электрическая подстанция- электроустановка, предназначенная для преобразования электрической энергии одного напряжения (частоты) в электроэнергию другого напряжения (частоты).
Линия электропередачи- система проводов или кабелей, предназначенная для передачи электроэнергии от источника к потребителю.
Электрическая сеть- совокупность линий электропередачи и подстанций.
Электрические станции, объединенные между собой и с потребителями линиями электропередач, располагаются на обширной территории и вместе с тем связаны непрерывным процессом выработки электроэнергии, которая в тот же момент должна быть использована. Поэтому все процессы в электрической системе связаны и протекают в тесном взаимодействии.
Объединение станций на параллельную работу и создание энергосистем дает ряд экономических и технических преимуществ:
1) позволяет быстро и экономично развивать энергетику за счет преобладающего ввода крупных тепловых электростанций (мощностью 3000 и 4000 МВт) с блочными агрегатами единичной мощностью 300, 500, 800 МВт;
2) резко повышать надежность снабжения потребителей;
3) обеспечивает повышение экономичности производства и распределения электроэнергии в целом по энергосистеме за счет наиболее рационального распределения нагрузки между электростанциями;
4) улучшает качество электроэнергии, т.е. обеспечивает поддержание напряжения и частоты в допустимых пределах, т.к. колебания нагрузки воспринимаются большим числом агрегатов;
5) позволяет снизить суммарный резерв мощности по энергосистеме, величина которого составляет до 20% общей мощности генераторов энергосистемы;
6) дает возможность обеспечить быструю, маневренную взаимопомощь между равными станциями при изменении нагрузки системы и аварийных повреждениях ее элементов.

Объединение энергосистем восточных и западных районов страны дает экономический эффект за счет возможности использования общей установленной мощности электростанций для обеспечения сдвинутых по времени максимумов нагрузки.

1.2. Требования к качеству электроэнергии.
Качество вырабатываемой электрической энергии характеризуется двумя параметрами: величинами напряжения и частоты. Отклонение этих параметров от номинальных значений ухудшает экономические показатели отдельных элементов и энергосистемы в целом. У вращающихся токоприемников с изменением частоты и напряжения ухудшается КПД, изменяется производительность, что в ряде случаев сказывается на технологическом процессе. В энергосистеме с изменением частоты возможно самопроизвольное перераспределение мощности между отдельными участками энергообъединения, что повышает экономические потери, вызывает перегруз линий электропередач, а в некоторых случаях может привести к нарушению устойчивой работы энергосистемы.
Причиной изменения частоты в энергосистеме служит нарушение баланса между суммарной мощностью турбин и нагрузкой генераторов.
Номинальное значение частоты электрического тока составляет 50 Гц, а допустимое отклонение частоты 0,1-0,2 Гц.
Причиной изменения напряжения является его потеря на линиях, трансформаторах при передаче энергии от электростанции к потребителю.
В России применяется следующая шкала номинальных напряжений (междуфазных) трехфазного тока:
1150, 750, 500, 330, 220, 110, 35, 20, 10, 6,0, 0,66, 0,38, 0,22 кВ - для линий и
24, 20, 18, 15,75, 13,8, 10,5, 6,3, кВ - для генераторов.
Допустимое отклонение напряжения ±5%. Несимметрия трехфазной системы напряжений допускается до 2%, а несинусоидальность формы кривой напряжения- до 5%.

1.3. Режимы нагрузок потребителей и электрических систем.

Электрическая нагрузка отдельных потребителей, а следовательно, и суммарная нагрузка, которая определяет режим работы электростанций в энергосистеме, непрерывно меняется. Принято отражать этот факт графиком нагрузки, т.е. диаграммой изменения мощности во времени. Как правило, графики отражают изменение нагрузки за определенный период времени. По этому признаку они подразделяются на суточные, годовые и т.п.
По месту изучения или элементу энергосистемы они разделяются на следующие группы:
- графики потребителей;
- графики сетевые (на шинах узловых подстанций);
- графики энергосистемы;
- графики нагрузки электрических станций.
Графики потребления мощности отдельными потребителями и системой в целом необходимы для правильного ведения режима работы электрических сетей. Ежегодные наблюдения позволяют на основе статистических данных заранее готовить электростанции к ожидаемой выдаче мощности.
Всем графикам свойственно неравномерно потребление мощности в течение суток. Для примера рассмотрим потребление активной мощности освещением жилых домов и уличным освещением.
=
Графики потребления активной мощности промышленными предприятиями могут сильно отличаться друг от друга в зависимости от сменности и характера технологического процесса.

Стабильным потреблением мощности в течение суток отличаются химические предприятия. Суточный график активной нагрузки энергосистемы имеет вид:

 

Распределение мощности между станциями в системе осуществляется так, чтобы, обеспечив мощностью всех потребителей, получить наименьший расход топлива на выработку электроэнергии. На рис. приведен пример распределения суточного графика мощности между станциями. В базовой части графика 1, не изменяя своей мощности, работают крупные конденсационные станции с мощными агрегатами, атомные станции, гидростанции, не имеющие водохранилищ и в период паводка, чтобы не делать холостого сброса воды. Часть графика, отмеченная цифрой 2, может передаваться ТЭЦ, работающим по вынужденному графику, обусловленному графиком теплового потребления. Выработка мощности в период пиков 4 и 5 поручается гидростанциям, имеющим водохранилища и станциям, работающим на газе. Участок 3 распределяется между агрегатами станций небольшой и средней мощности.

Электрическая часть электрической станции включает:

-Электрические генераторы, предназначенные для выработки электрической энергии.

- Силовые трансформаторы и автотрансформаторы, предназначенные для преобразования электрической энергии одного напряжения в другое.

- Электрические аппараты (включатели-разъединители, трансформаторы напряжения, трансформаторы тока и др.), необходимые для выполнения оперативных переключений, а также получения необходимой информации о вырабатываемой энергии и состоянии оборудования.

Связь между указанным оборудованием осуществляется с помощью токоведущих частей.

Лекция 2. ТИПЫ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ И ПОДСТАНЦИЙ.

Основную часть электрической энергии вырабатывают:

1) тепловые станции (ТЭС), которые подразделяются на конденсационные(КЭС) и теплофикационные (ТЭЦ), пока незначительную часть энергии вырабатывают ТЭС с газотурбинными (ГТУ) и парогазовыми установками (ПГУ);

2) атомные электрические станции (АЭС);

3) гидравлические электрические станции (ГЭС) и их разновидность - гидроаккумулирующие станции (ГАЭС)

Ниже рассмотрены особенности основных электрических станций и их структурных схем.

Структурная схема станции представляет собой схему, на которой показываются в их связи основное электрооборудование: генераторы и силовые трансформаторы, и условно представленные распределительные устройства (РУ). Коммутационные и измерительные аппараты в РУ на этой схеме не изображаются. Эти схемы показывают пути выдачи энергии производимой станцией потребителю. Подробнее структурные схемы разных типов станций и подстанций будут рассмотрены в следующих лекциях.

Тепловые конденсационные электрические станции (КЭС). В отечественных энергосистемах на долю тепловых конденсационных электростанций приходится приблизительно три четверти всей вырабатываемой энергии. Мощность отдельных электростанций этого типа достигла 6000 МВт и имеет тенденцию к дальнейшему увеличению до 8000 МВт. На КЭС устанавливают экономичные паротурбинные агрегаты с параметрами пара 24 МПа и 560/565 °С с промежуточным перегревом пара мощностью 300, 500, 800 и 1200 МВт, рассчитанные на работу в базисной части суточного графика нагрузки энергосистемы с продолжительностью использования установленной мощности Т_у = W/P_y = 5000 ч/год и более.

Тепловые станции с агрегатами столь большой мощности по техническим и экономическим соображениям выполняют из ряда автономных частей — блоков. Каждый блок состоит из парогенератора, турбины, электрического генератора и повышающего трансформатора, полная мощность которого соответствует полной мощности генератора. Поперечные связи между блоками в тепломеханической части в виде паропроводов и водопроводов отсутствуют.

Блоки связаны между собой только на сборных шинах высшего или среднего напряжения, откуда мощность станции поступает в сеть системы.

Важнейшим условием, определяющим место строительства мощной КЭС, является наличие источника водоснабжения. Коэффициент полезногодействия КЭС с учетом расхода энергии на собственные нужды не превышает 0,32 — 0,40.

Конденсационные электростанции недостаточно маневренны. Это означает, что подготовка к пуску, синхронизация и набор нагрузки блока требуют значительного времени — от 3 до 6 ч. Поэтому для турбоагрегатов КЭС предпочтительным является режим работы с достаточно равномерной нагрузкой, изменяющейся в пределах от технического минимума, определяемого видом топлива и конструкцией агрегата, до номинальной мощности.

Недостатком КЭС, как и других тепловых станций, использующих органические виды топлива (уголь, нефть, газ), является то, что они выбрасывают в атмосферу окислы серы и азота, а также углекислый газ, который накапливается в верхних слоях атмосферы и способствует парниковому эффекту.

 

Теплофикационные станции (ТЭЦ). Теплоэлектроцентрали предназначены для централизованного снабжения промышленных предприятий и городов теплом и электроэнергией. Они отличаются от конденсационных электростанций использованием тепла «отработавшего» в турбинах пара для нужд производства, отопления, вентиляции и горячего водоснабжения. При такой комбинированной выработке электрической и тепловой энергии достигается значительная экономия топлива сравнительно с раздельным энергоснабжением, т. е. выработкой электроэнергии на конденсационных электростанциях и получением тепла от местных котельных. Поэтому станции типа ТЭЦ получили широкое распространение в районах и городах с большим потреблением тепла.

Радиус действия мощных городских ТЭЦ — снабжения горячей водой для отопления — не превышает 10 км. Загородные ТЭЦ передают горячую воду при более высокой начальной температуре на расстояния до 30 км. Пар для производственных процессов при давлении 0,8 — 1,6 МПа может быть передан не далее чем на 2 — 3 км. При средней плотности тепловой нагрузки мощность ТЭЦ обычно не превышает 300 — 500 МВт. Лишь в самых больших городах (Москве, Петербурге) с большой плотностью нагрузки целесообразны ТЭЦ мощностью до 1000-1500 МВт.

Близкое расположение ТЭЦ к потребителю позволяет передавать электроэнергию в местную нагрузку на гененераторном напряжении. По этой причине на ТЭЦ могут создаваться генераторные распределительные устройства (ГРУ) напряжением 6 – 10 кВ, к которым и подключают турбогенераторы.

 

Режим ТЭЦ — суточный и сезонный — определяется в основном потреблением тепла. Станция работает наиболее экономично, если ее электрическая мощность соответствует отпуску тепла. В периоды, когда потребление тепла относительно мало, например, летом, а также зимой при температуре воздуха выше расчетной и в ночные часы электрическая мощность ТЭЦ, соответствующая потреблению тепла, уменьшается. Если энергосистема нуждается в электрической мощности, ТЭЦ должна перейти в смешанный режим, при котором увеличивается поступление пара в части низкого давления турбин и в конденсаторы. Экономичность электростанции при этом снижается.

Максимальная выработка электроэнергии теплофикационными станциями «на тепловом потреблении» возможна только при совместной работе с мощными КЭС и ГЭС, принимающими на себя значительную часть нагрузки в часы снижения потребления тепла. В отечественных энергосистемах на долю ТЭЦ приходится около 40% всей вырабатываемой энергии. Приблизительно половина этой энергии вырабатывается «на тепловом потреблении» и половина — с пропуском пара в ступени низкого давления и конденсаторы.

Большинство ТЭЦ используют природный газ, транспортируемый по газопроводам.

Атомные электрические станции (АЭС) — это тепловые станции, использующие энергию ядерных реакций. В качестве ядерного горючего используют обычно изотоп урана U-235, содержание которого в природном уране составляет 0,714%.

Реакция деления происходит в ядерном реакторе. Ядерное топливо используют обычно в твердом виде. Его заключают в предохранительную оболочку. Такого рода тепловыделяющие элементы называют твэлами. Их устанавливают в рабочих каналах активной зоны реактора. Тепловая энергия, выделяющаяся при реакции деления, отводится из активной зоны реактора с помощью теплоносителя, который прокачивают под давлением через каждый рабочий канал или через всю активную зону. Наиболее распространенным теплоносителем является вода, которую подвергают тщательной очистке в неорганических фильтрах.

Реакторы с водяным теплоносителем могут работать в водном или паровом режиме. Во втором случае пар получается непосредственно в активной зоне реактора.

В настоящее время наиболее освоены реакторы на тепловых нейтронах. Такие реакторы конструктивно проще и легче управляемы по сравнению с реакторами на быстрых нейтронах. Однако перспективным направлением является использование реакторов на быстрых нейтронах

На атомных станциях России используют ядерные реакторы следующих основных типов:

РБМК (реактор большой мощности, канальный) — реактор на тепловых нейтронах, водографитовый;

ВВЭР (водо-водяной энергетический реактор) — реактор на тепловых нейтронах, корпусного типа;

БН (быстрые нейтроны) - реактор на быстрых нейтронах с жидкометаллическим натриевым теплоносителем.

Единичная мощность ядерных энергоблоков достигла 1500 МВт. В настоящее время считается, что единичная мощность энергоблока АЭС ограничивается не столько техническими соображениями, сколько условиями безопасности при авариях с реакторами.

Действующие в настоящее время АЭС по технологическим требованиям работают главным образом в базовой части графика нагрузки энергосистемы с продолжительностью использования установленной мощности 6500 — 7000 ч/год.

Технологическая схема АЭС зависит от типа реактора, вида теплоносителя и замедлителя, а также от ряда других факторов. Схема может быть одноконтурной, двухконтурной, и трехконтурной.

Так же, как и КЭС АЭС строятся по блочному принципу. В блок входят реактор, парогенератор, турбина, генератор, повышающий трансформатор. Блоки имеют связь только в распределительных устройствах, к которым подключаются повышающие трансформаторы блоков.

Гидроэлектростанции.

При сооружении ГЭС обычно преследуют цель выработки электроэнергии, улучшения условий судоходства по реке и орошения земель. ГЭС обычно имеют водохранилища, позволяющие аккумулировать воду и регулировать ее расход и, следовательно, рабочую мощность станции так, чтобы обеспечить наивыгоднейший режим для энергосистемы в целом.

Процесс регулирования заключается в следующем. В течение некоторого времени, когда нагрузка энергосистемы мала (или естественный приток воды в реке велик), гидроэлектростанция расходует воду в количестве, меньшем естественного притока. При этом вода накапливается в водохранилище, а рабочая мощность станции относительно мала. В другое время, когда нагрузка системы велика (или приток воды мал), гидроэлектростанция расходует воду в количестве, превышающем естественный приток. При этом расходуется вода, накопленная в водохранилище, а рабочая мощность станции увеличивается до максимальной. В зависимости от объема водохранилища период регулирования или время, необходимое для наполнения и срабатывания водохранилища, может составлять сутки, неделю, несколько месяцев и более. В течение этого времени гидроэлектростанция может израсходовать строго определенное количество воды, определяемое естественным притоком.

При совместной работе гидроэлектростанций с тепловыми и атомными станциями нагрузку энергосистемы распределяют между ними так, чтобы при заданном расходе воды в течение рассматриваемого период обеспечить спрос на электрическую энергию с минимальным расходом топлива (или минимальными затратами на топливо) в системе. Опыт эксплуатации энергосистем показывает, что в течение большей части года гидроэлектростанции целесообразно использовать в пиковом режиме. Это означает, что в течение сутокрабочая мощность гидроэлектростанции должна изменяться в широких пределах — от минимальной в часы, когда нагрузка энергосистемы мала, до максимальной в часы наибольшей нагрузки системы. При таком использовании гидроэлектростанции нагрузка тепловых станций выравнивается, и работа их становится более экономичной.

В периоды паводка, когда естественный приток воды в реке велик, целесообразно использовать гидроэлектростанции круглосуточно с рабочей мощностью, близкой к максимальной, и таким образом уменьшить холостой сброс воды через плотину. Наивыгоднейший режим гидроэлектростанции зависит от множества факторов и должен быть определен соответствующим расчетом.

Работа гидроэлектростанций характеризуется частыми пусками и остановами агрегатов, быстрым изменением рабочей мощности от нуля до номинальной. Гидравлические турбины по своей природе приспособлены к такому режиму. Для гидрогенераторов этот режим также приемлем, так как в отличие от паротурбинных генераторов осевая длина гидрогенератора относительно мала и температурные деформации стержней обмотки проявляются меньше. Процесс пуска гидроагрегата и набора мощности полностью автоматизирован и требует всего несколько минут.

Продолжительность использования установленной мощности гидроэлектростанций, как правило, меньше, чем тепловых электростанций. Она составляет 1500 — 3000 ч для пиковых станций и до 5000 — 6000 ч для базовых.

Удельная стоимость гидростанции (руб/МВт) выше удельной стоимости тепловой станции той же мощности вследствие большего объема строительных работ. Время сооружения гидроэлектростанции также больше. Однако себестоимость электроэнергии на ГЭС ниже т. к. нет затрат на топливо.

Структурные схемы ГЭС близки структурным схемам КЭС.

Подстанции (ПС)

Главными признаками, определяющими тип ПС, являются ее местоположение, назначение и роль в энергосистеме, число и мощность установленных трансформаторов, их типы и высшее напряжение.

Все ПС можно разбить на следующие три основные категории:

I — по упрощенным схемам, как правило, без выключателей на стороне ВН;

II — проходные (транзитные) с малым числом ВЛ и выключателей на стороне ВН;

III—узловые (мощные коммутационные узлы системы).

По своему назначению ПС разделяются на следующие основные группы:

потребительские — для электроснабжения потребителей, территориально примыкающих к ПС;

сетевые для электроснабжения небольших районов;

системные — для отбора мощности и осуществления управления перетоком мощности в энергосистеме.

Подстанции I категории — главным образом потребительские; ПС II категории — преимущественно сетевые, как правило, со смешанными функциями, где наряду с транзитом относительно небольшой мощности на ВН имеются значительные местная на низком напряжении (НН) и районная (на СН) нагрузки; ПС III категории — во всех случаях мощные системные ПС, со значительным перетоком мощности по магистральным сетям ВН, а также в сеть СН.

Потребительские ПС в основном характеризуются наличием двух напряжений (ВН и НН), т. е. установкой, как правило, двухобмоточных трансформаторов. В соответствии с существующей практикой двухобмоточные понижающие трансформаторы выпускаются вплоть до напряжения 330 кВ. К потребительским ПС могут относиться в ряде случаев ПС с установкой трехобмоточных трансформаторов 110—150/38,5/6—10 кВ, а также трансформаторов 220/38,5/6—10 кВ и 220/110/6—10 кВ.

Все системные ПС проектируются, как правило, с установкой автотрансформаторов. По характеру выдачи мощности и питанию нагрузки системные ПС можно разбить на следующие основные группы:

подстанции, через шины которых преимущественно протекают обменные потоки мощности на ВН между системами или энергорайонами по ВЛ магистрального напряжения;

подстанции, преимущественно выдающие мощность через автотрансформаторы из сети ВН в сеть СН для электроснабжения на этом напряжении целых районов;,

подстанции с реверсивными потоками мощности через автотрансформаторы из сети ВН в сеть СН или из сети СН в сеть ВН (наличие электростанций в сети СН);

подстанции с комбинированным режимом работы, когда наряду с обменными потоками мощности в сети ВН, а также между ВН и СН имеется нагрузка на стороне 10—-35 кВ.

На указанных ПС, за исключением ПС с комбинированным режимом работы, третичная обмотка является только компенсационной и имеет небольшую мощность (от 3 до 15% номинальной проходной мощности автотрансформатора), тогда как на ПС с комбинированным режимом работы третичная обмотка, используемая для питания нагрузки, достигает типовой мощности.

По способу присоединения к сети ПС разделяются на: тупиковые (блочные)—питаемые по одной или двум тупиковым ВЛ; ответвительные (блочные) — питаемые в виде ответвления от одной или двух проходящих ВЛ с односторонним или двусторонним питанием; проходные (транзитные) — включаемые в рассечку одной или двух проходящих ВЛ с односторонним или двусторонним питанием; комбинированные — когда кроме питающих от ПС отходят дополнительно радиальные или транзитные ВЛ.

По способу защиты трансформаторов ПС I категории разделяются на ПС: с предохранителями (только 35 кВ); с короткозамыкателями; с короткозамыкателями и отделителями (а при отсутствии отделителей в холодностойком исполнении — разъединителями с дистанционным приводом с включением их в цикл автоматики); с короткозамыкателями и выключателями нагрузки; с различными системами передачи телеотключающего импульса (ТОЙ) и резервирующего его короткозамыкателя.

Трансформаторы на ПС II категории со схемой на ВН 110 и 220 кВ мостика, а также на ПС III категории со схемой на ВН 220 и 330 кВ расширенного четырехугольника также защищаются короткозамыкателями (110 и 220 кВ или ТОЙ при 330 кВ) и отделителями (или, как на ПС I категории, разъединителями 110—330 кВ с приводом, включенным в цикл автоматики). Все остальные трансформаторы на ПС II и III категорий во всех схемах РУ, кроме вышеуказанных, защищаются выключателями.

По типам устанавливаемой коммутационной аппаратуры на стороне высшего напряжения ПС можно разбить на три группы: с выключателями; без выключателей (с тремя подгруппами — с выключателями нагрузки, с отделителями, с разъединителями, с дистанционными приводами, включенными в цикл автоматики); комбинированные с применением вышеуказанной коммутационной аппаратуры в различных сочетаниях.

По типам устанавливаемых компенсирующих устройств ПС можно разбить на ПС: с синхронными компенсаторами; с батареей шунтирующих статических конденсаторов; с продольной емкостной компенсацией (УПК); с установкой шунтирующих реакторов на стороне ВН, СН или НН.

По способу управления различаются ПС с автоматизированным управлением — телеуправляемые с телесигнализацией; только с телесигнализацией; с управлением с общестанционного поста управления (ОПУ) при наличии телесигнализации.

Подстанции оперативно обслуживаются оперативно-выездными бригадами (ОВБ); дежурным на дому; дежурным на щите управления; совместно с распределительными сетями.

Ремонтное оборудование ПС осуществляется специализированными выездными бригадами централизованного ремонта (с ремонтно-производственных баз — РПБ) или местным персоналом ПС.

По способу сооружения и конструктивному типу ПС разделяются на: комплектные, заводской поставки (КТП и КТПБ) и сборные из крупноблочных индустриальных узлов.

В зависимости от местных климатических условий и степени загрязнения окружающей среды на ПС применяются: открытые РУ (ОРУ); закрытые РУ (ЗРУ); комплектные РУ в виде герметизированных металлических шкафов, заполненных элегазом (SFe) в качестве изолирующей и дугогасящей среды (КРУЭ), последние выполняются преимущественно для внутренней установки. В последнее время появляются РУ смешанного типа, в которых основная аппаратура высокого напряжения (выключатель, выходной разъединитель и трансформатор тока) заключена в металлические шкафы, заполненные элегазом (КУВ — комплектный универсальный выклю­чатель), а сборные шины, ошиновка и шинные разъединители уста­навливаются на открытом воздухе.

Комплектные РУ (КРУ) низшего напряжения 6—10 кВ выполняются в виде металлических шкафов с воздушной изоляцией для закрытой и для наружной установки (КРУН).

Лекция 3. СХЕМЫ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ СТАНЦИЙ И ПОДСТАНЦИЙ.

Классификация схем коммутации. Распределительные устройства определяются типом, мощностью, напряжением и технологическим режимом электроустановок и выполняются по схемам, группируемым по виду подключения присоединений. В зависимости от количества выключателей на присоединение условно выделяются следующие группы схем (рис. 3.1—3.4).

1. Схемы с коммутацией присоединения одним выключателем (рис. 3.1) — одна-две системы шин с обходной системой шин либо без нее.

2. Схемы с коммутацией присоединения двумя выключателями (рис. 3.2) — две системы шин с тремя выключателями на два присоединения (схема 3/2, полуторная), две системы шин с четырьмя выключателями на три присоединения (схема 4/3), многоугольники (треугольник, четырехугольник, пятиугольник, шестиугольник.

3. Схемы с коммутацией присоединения тремя и более выключателями (рис. 3.3) — связанные многоугольники, генератор—трансформатор—линия с уравнительно-обходным многоугольником, трансформаторы—шины.

4. Схемы упрощенные, с количеством выключателей меньшим количества присоединений (рис. 3.4) — блочные, ответвления от проходящих линий (комбинирование блочных схем), мостики, расширенный четырехугольник, заход—выход; в некоторых из схем выключатели отсутствуют, а вместо них используются отделители и короткозамыкатели.

Схемы первой группы именуют радиальными, а второй и третьей — кольцевыми. Их классификация от количества выключателей на присоединение имеет технико-экономическую основу. Стоимость ячейки выключателя 110—500 кВ на мировом рынке составляет 0,1—3 и даже 5 млн долл. (ячейка КРУЭ 500 кВ с выключателем).

Типовая сетка схем коммутации. Типовые схемы коммутации и области их применения определены нормами типового проектирования (НТП) электростанций и подстанций. В табл. 3.1—3.3 приведены типовые схемы коммутации электростанций, а в табл. 3.4 — подстанций. Знак «+» в табл. 3.1—3.4 относится к рекомендуемым схемам, знак «-» ставился, если рассматриваемая схема в НТП не упоминалась.