Глава 6. Схемы электрических соединений

ГЛАВА 6. СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ

ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ И ПОДСТАНЦИЙ

Общие сведения

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 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 соединении, 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). Условные графические обозначения основных элементов схем приведены в табл. 6-1.

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 неё 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 отличаются 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 электросистемы 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 разделяются на три категории.

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 очередь 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 к. з. 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.

Н а д е ж н о с т ь можно оценить частотой и продолжительностью нарушения электроснабжения потребителей и относительной величиной аварийного резерва, который необходим для обеспечения заданного уровня безаварийной работы энергосистемы и ее отдельных узлов.

П р и с п о с о б л е н н о с т ь э л е к т р о у с т а н о в к и к п р о в е д е н и ю р е м о н т ов 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.

О п е р а т и в н а я г и б к о с т ь 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.

Э к о н о м и ч е с к а я ц е л е с о о б р а з н о с т ь схемы оценивается приведенными затратами, включающими в себя затраты на сооружение установки - капиталовложения, ее эксплуатацию и возможный ущерб от нарушения электроснабжения. Подробно методика подсчета приведенных затрат изложена ниже.

в) Схемы выдачи электроэнергии на электростанциях и подстанциях:

Схема выдачи электроэнергии зависит от состава оборудования (числа генераторов, трансформаторов) и распределения нагрузки между распредустройствами (РУ) разного напряжения.

Рис. 6.1. Структурные схемы выдачи электроэнергии ТЭЦ.

 

На рис. 6.1 показаны структурные схемы выдачи электроэнергии на ТЭЦ. Такие станции обычно имеют потребителей на генераторном напряжении 6 - 10 кВ, что вызывает необходимость сооружения главного распределительного устройства (ГРУ).

Связь с энергосистемой по линиям высокого напряжения 110, 220кВ, поэтому на ТЭЦ кроме ГРУ сооружается распределительное устройство высшего напряжения (РУ ВН).

Если вблизи ТЭЦ имеются энергоемкие производства, то питание их может осуществляться по линиям 35 кВ и выше. В этом случае на ТЭЦ предусматривается распределительное устройство среднего напряжения (РУ СН) рис. 6.1, б.

При установке на ТЭЦ мощных генераторов 100, 250 МВт нецелесообразно присоединять их к ГРУ. Это привело бы к значительному увеличению токов к. з., а следовательно, к утяжелению и удорожанию всей аппаратуры ГРУ. Кроме того, известно, что мощные генераторы имеют номинальное напряжение 13,8 - 20 кВ, а питание потребителей от ГРУ осуществляется обычно на напряжении 6 - 10 кВ. Все это делает целесообразным присоединение мощных генераторов на ТЭЦ непосредственно к РУ высокого напряжения в виде блоков генератор-трансформатор (рис. 6.1, б).

Связь между распределительными устройствами разного напряжения осуществляется с помощью двух обмоточных или трех обмоточных трансформаторов (автотрансформаторов).

 

Рис. 6.2. Структурные схемы выдачи электроэнергии

Рис. 6.4. К выбору трансформаторов связи

 

На рис. 6.4 приведена схема выдачи электроэнергии ТЭЦ, где условно показаны сборные шины генераторного и высшего напряжения.

Мощность, передаваемая через трансформатор, определяется с учетом различных значений генераторов, нагрузки и потребителей собственных нужд:

(3.1)

где - суммарная активная и реактивная мощность генераторов, присоединенных к сборным шинам; - активная и реактивная нагрузка на генераторном напряжении; - активная и реактивная нагрузка собственных нужд.

Передаваемая через трансформатор связи мощность изменяется в зависимости от режима работы генераторов и графика нагрузки потребителей. Эту мощность можно определить на основании суточного графика выработки мощности генераторами и графиков нагрузки потребителей и собственных нужд ТЭЦ. При отсутствии таких графиков определяют мощность, передаваемую через трансформатор, в трех режимах:

в режиме минимальных нагрузок, подставляя в (5.1) , находят ; в режиме максимальных нагрузок () находят ; в аварийном режиме при отключении самого мощного генератора (изменяется величина ) находят .

Мощность выбранных трансформаторов должна быть больше каждой из полученных величин .

В нормальном режиме трансформаторы связи не должны перегружаться.

При выходе из строя одного трансформатора второй может быть перегружен только кратковременно в соответствии с допустимыми аварийными перегрузками.

Как было отмечено выше, трансформаторы связи могут работать как повышающие в режиме выдачи мощности в энергосистему и как понижающие при передаче мощности из энергосистемы. Реверсивная работа вызывает необходимость применения трансформаторов с регулированием напряжения под нагрузкой.

Трансформаторы могут быть трехобмоточными, если на ТЭЦ, кроме нагрузок 6 - 10 кВ, имеются нагрузки на 35 кВ (рис. 6.1, б), составляющие не менее 15% общей нагрузки трансформатора, а связь с электросистемой осуществляется на напряжении 110 кВ.

При нагрузке на 35 кВ менее 15% устанавливаются двухобмоточные трансформаторы 35/6 - 10 кВ.

Выбор мощности трехобмоточных трансформаторов производится по загрузке обмоток низшего напряжения, которая определяется в трех указанных выше режимах (по 3.1).

д) Выбор числа и мощности трансформаторов связи на КЭС, ГЭС и АЭС:

На мощных КЭС, ГЭС и АЭС выдача электроэнергии в энергосистему происходит на двух, а иногда на трех повышенных напряжениях (рис. 6.2, б, в).

Связь между распределительными устройствами разного напряжения осуществляется обычно с помощью автотрансформаторов, применение которых обусловлено рядом преимуществ. Мощность автотрансформаторов выбирается по максимальному перетоку между распределительными устройствами высшего и среднего напряжения, который определяется по наиболее тяжелому режиму. Расчетным режимом может быть выдача мощности из РУ среднего напряжения в РУ высшего напряжения, имеющего связь с энергосистемой. При этом необходимо учитывать в расчете минимальную нагрузку на шинах СН. Более тяжелым может оказаться режим передачи мощности из РУ высшего напряжения в РУ среднего напряжения при максимальной нагрузке на шинах СН и отключении одного из блоков, присоединенных к этим шинам.

Число автотрансформаторов связи определяется схемой прилегающего района энергосистемы. При наличии дополнительных связей между линиями высшего и среднего напряжения в энергосистеме на электростанции может быть установлен один автотрансформатор.

Если такой связи в энергосистеме нет, то для увеличения надежности устанавливаются два автотрансформатора.

Возможна установка автотрансформаторов в блоке с генератором (рис. 6.2, в). В этом случае мощность автотрансформатора выбирается с учетом коэффициента выгодности. Известно, что обмотка низшего напряжения рассчитывается на типовую мощность автотрансформатора:

где - номинальная мощность автотрансформатора по каталогу; - коэффициент выгодности.

Так как обмотка низшего напряжения должна быть рассчитана на полную мощность генератора, то

откуда

. (3.2)

Коэффициент зависит от коэффициента трансформации автотрансформатора (2.17) и находится в пределах 0,33 0,667.

Соответственно мощность автотрансформатора в блоке с генератором составляет:

.

Увеличение мощности автотрансформатора при установке его в блоке с генератором снижает эффективность применения схемы связи, показанной на рис. 6.2, в. В этой схеме автотрансформатор работает в комбинированном режиме, т. е. передает электроэнергию со стороны низшего напряжения на сторону высшего или среднего напряжения и осуществляет переток между РУ среднего и высшего напряжения. Комбинированные режимы требуют строгого контроля загрузки обмоток.

Окончательный выбор того или иного способа присоединения автотрансформаторов должен быть обоснован технико-экономическим расчетом.

е) Выбор числа и мощности трансформаторов на подстанции:

Наиболее часто на подстанциях устанавливают два трансформатора или автотрансформатора. В этом случае при правильном выборе мощности трансформаторов обеспечивается надежное электроснабжение потребителей даже при аварийном отключении одного из них.

На двухтрансформаторных подстанциях в первые годы эксплуатации, когда нагрузка не достигла расчетной величины, возможна установка одного трансформатора. В течение этого периода необходимо обеспечить резервирование электроснабжения потребителей по сетям среднего или низшего напряжения. В дальнейшем при увеличении нагрузки до расчетной устанавливается второй трансформатор. Если при установке одного трансформатора обеспечить резервирование по сетям СН и НН нельзя или полная расчетная нагрузка подстанции ожидается раньше чем через 3 года после ввода ее в эксплуатацию, то подстанция сооружается по конечной схеме, т. е. с двумя трансформаторами.

Однотрансформаторные подстанции могут сооружаться для питания неответственных потребителей 3-й категории, если замена поврежденного трансформатора или ремонт его производится в течение не более одних суток.

Сооружение однотрансформаторных подстанций для потребителей 2-й категории допускается при наличии централизованного передвижного трансформатора резерва или при наличии другого резервного источника питания от сети СН или НН, включаемого вручную или автоматически.

Централизованный трансформаторный резерв широко используется в схемах электроснабжения промышленных предприятий. В этом случае в цехах сооружаются однотрансформаторные подстанции и предусматривается один резервный трансформатор, который при необходимости может быть установлен на любой цеховой подстанции. То же самое может быть предусмотрено для сетевого района, объединяющего несколько подстанций, связанных подъездными дорогами, состояние которых позволяет в любое время года перевезти резервный трансформатор на любую подстанцию.

Даже при наличии в общей нагрузке небольшой части потребителей первой категории можно применять однотрансформаторную подстанцию, если имеются резервные источники на стороне НН (передвижные и стационарные электростанции, аккумуляторные батареи и др.), включаемые автоматически.

Сооружение однотрансформаторных подстанций обеспечивает значительную экономию капитальных затрат, но не исключает возможность перерыва электроснабжения, поэтому рекомендуемая предельная мощность таких подстанций при наличии передвижного трансформаторного резерва 16 - 25 МВ·А при 110 кВ, до 6,3 МВ·А при 35 кВ; 2,5 - 6,3 МВ·А при 110 кВ, до 2,5 - 4,0 МВ·А при 35 кВ - при отсутствии передвижного резерва.

Если условия позволяют применить как двухтрансформаторную, так и однотрансформаторную подстанцию, то окончательное решение принимается после технико-экономического сравнения с учетом ущерба от недоотпуска электроэнергии потребителю при установке одного трансформатора.

Установка трех и более трансформаторов возможна на подстанциях промышленных предприятий, когда необходимо выделить толчковую нагрузку на отдельный трансформатор. На крупных узловых подстанциях также возможна установка трех-четырех трансформаторов (автотрансформаторов), если двух трансформаторов по существующей шкале мощностей оказывается недостаточно. При этом в отдельных случаях целесообразно применение двух спаренных трансформаторов (автотрансформаторов), присоединенных к сети ВН через общий выключатель.

Установка трех-четырех трансформаторов (автотрансформаторов) вместо двух на мощной узловой подстанции в ряде случаев может быть экономически оправдана благодаря меньшей суммарной установленной мощности и разновременности капиталовложений. В первый год эксплуатации, пока нагрузка не достигла расчетного максимума, устанавливаются два трансформатора (автотрансформатора), а в последующие годы - третий и четвертый. Однако следует иметь в виду, что схема четырехтрансформаторной подстанции значительно усложняется, а поэтому применение таких подстанций должно быть экономически обосновано.

Мощность трансформаторов выбирается по нагрузке пятого года эксплуатации, считая с момента ввода первого трансформатора. На однотрансформаторной подстанции мощность трансформатора выбирается по условию:

, (3.3)

где - суммарная активная нагрузка подстанции на расчетный период 5 лет; - коэффициент мощности нагрузки.

При выборе номинальной мощности трансформатора следует учесть возможность его систематической перегрузки в зависимости от графика нагрузки и температуры охлаждающей среды. Если трансформатор выбран только по условию (3.3), то при графике с кратковременным пиком нагрузки (0,5 - 1 ч) трансформатор будет длительно недогружен. Такая работа будет неэкономична, а установленная мощность подстанции завышена.

При числе трансформаторов мощность каждого из них выбирается по условию:

, (3.4)

где - то же, что и выше;

- коэффициент участия в нагрузке потребителей первой и второй категории;

- коэффициент допустимой аварийной перегрузки трансформатора.

Подставляя в эту формулу среднее значение , коэффициента , атакже учитывая допустимую аварийную или систематическую перегрузку трансформаторов, получаем для двухтрансформаторной подстанции

(3.5)

Трансформаторы, выбранные по условию (3.5), обеспечивают питание всех потребителей в нормальном режиме при оптимальной загрузке трансформаторов , а в аварийном режиме оставшийся в работе один трансформатор обеспечивает питание потребителей с учетом допустимой аварийной или систематической перегрузки трансформаторов.

При выборе мощности автотрансформаторов, к обмотке НН которых присоединены синхронные компенсаторы, необходимо проверить загрузку общей обмотки автотрансформатора по (2.16)

.

Трансформаторы и автотрансформаторы с ВН до 500 кВ включительно по возможности выбираются трехфазными.

Группы из однофазных трансформаторов устанавливаются при отсутствии трехфазных трансформаторов соответствующей мощности. При установке одной группы однофазных трансформаторов предусматривается одна резервная фаза. В ряде случаев может оказаться экономичнее применить спаренные трехфазные автотрансформаторы (автотрансформаторы).

 

Рис. 6.5. Схема блоков генератор – трансформатор – линия

Рис. 6.8. Схема АЭС – 2000 МВт

 

На рис. 6.8 приведен пример схемы АЭС с двумя атомными реакторами по 1000 МВт. На первом этапе развития АЭС на один реактор установлено два турбогенератора по 500 МВт. Поскольку эти турбогенераторы по технологической части объединены в пределах одного реактора, то и в электрической части применен объединенный блок ГТ. На следующих этапах устанавливаются моноблоки по 1000 МВт. РУ 330 и 750 кВ выполненные по схеме квадрата с возможностью перехода при увеличении числа присоединений к схеме 3/2 выключателя на цепь. Резервные трансформаторы с. н. присоединены к автотрансформатору связи и независимому источнику по линиям 110 кВ.

 

Рис. 6.10. Схема блочной ТЭЦ

 

Отключение генераторов производится выключателями ВЗ, В4.

Связи между РУ 110 кВ 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.

 

Рис. 6.11. Схема мощной ГЭС

 

Выключатели В1, В2 используются для включения и отключения генератора, что особенно важно при пиковом режиме работы ГЭС. В качестве этих выключателей могут быть использованы упрощенные по конструкции выключатели нагрузки, в этом случае при повреждении в одном из генераторов отключается весь блок.

На мощных ГЭС выдача электроэнергии может производиться на двух повышенных напряжениях, связь между которыми обычно осуществ­ляется с помощью автотрансформаторов.

На повышенных напряже­ниях мощных ГЭС при значительном числе присоединений применяются схемы с 3/2 и 4/3 выключателя на цепь, зарекомендовавшие себя более высокой надежностью, чем другие схемы со сборными шинами.

На действующих ГЭС значительно чаще, чем на тепловых электростанциях применяются кольцевые схемы: трех-, четырех-, пяти- и шестиугольник.

В приведенной схеме ГЭС (рис. 6.11) ОРУ 500 кВ выполнено по схеме двух четырехугольников, соединенных выключателями ВС1 и ВС2. В отношении вывода в ремонт выключателей, шин, разъединителей схема обладает такой же гибкостью, как кольцевая. Отключение линии производится двумя выключателями, отключение блока — тремя. После отделения повредившегося блока разъединителем схему можно восстановить, включив отключившиеся выключатели. Для автоматизации этой операции в цепи ВН блоков следует установить разъединители с дистанционным управлением или выключатели нагрузки.

Несколько снижается надежность схемы при совпадении аварии в одном из блоков, например, в первом и отказе в работе выключателя ВС1, так как при этом отключаются все выключатели верхнего ряда, т. е. отключенным окажется не только первый, но и третий блок. Однако восстановить нормальную работу после отсоединения повредившегося блока нетрудно. Такая схема экономична, в ней десять выключателей на восемь присоединений.

Если шины ВН гидроэлектростанции не являются коммутационным узлом энергосистемы, то рекомендуются упрощенные схемы: ГТЛ, простые и двойные мостики, шины - линия, шины – трансформатор.

При большем числе присоединений на стороне 110, 220 кВ ГЭС применяют схемы с одной или двумя рабочими и обходной системами шин.

Как следует из краткого описания, схемы мощных ГЭС во многом сходны со схемами блочных ТЭС.

 

 

Рис. 6.13. Схема проходной подстанции с выключателем в перемычке.

 

При повреждении Т1 включается К31, отключается В1, а затем В2 на опорной подстанции А. В бестоковую паузу отключится отделитель ОД1, затем включаются В1 и В2. Переток мощности не нарушен, трансформатор отключен.

При повреждении на одной линии, например Л2, отключится В2, затем В3 на опорной подстанции Б. Если АПВ линии оказалось неуспешным, отключится В5, и действием АВР будет включен выключатель ВС. Таким образом, электроснабжение потребителей не нарушится.

При необходимости ревизии выключателя В1 включается перемычка РЗ, Р4, через которую осуществляется переток мощности.

Значительная экономия средств может быть достигнута внедрением схем подстанций с выключателями нагрузки 110 - 220 кВ. Выключатели нагрузки с элегазом на одно, два и три направления (ВНЭ I, ВНЭ II, ВНЭ III) позволяют создать схемы автоматического секционирования сети. На подстанции 1 (рис. 6.14) установлены три выключателя нагрузки на одно направление каждый, на подстанции 2 - один выключатель нагрузки на три направления (третья камера использована для установки трансформатора тока) и один - на два направления. Подстанцию можно оборудовать одним выключателем нагрузки на три направления, что еще больше упростит ее конструкцию и снизит капитальные затраты.

 

Рис. 6.14. Схема проходной подстанции с выключателями нагрузки:

а – с ВНЭ I, б – с ВНЭ II и ВНЭ III.

 

Линия между опорными подстанциями А и Б разделена на три участка. При повреждении на Л2 отключатся В1, В2, автоматически отключатся ВН2 и ВН4 в сторону линии Л2, а затем АПВ включит В1, В2. Работа подстанций не нарушена.

Если подстанцию 1 присоединить глухой отпайкой, то при повреждении Л2 она потеряет питание на время, необходимое для прибытия персонала, отыскания места повреждения, и отсоединения поврежденного участка. Ущерб от недоотпуска электроэнергии в этом случае может быть значительным.

Для двухтрансформаторных подстанций, присоединяемых к двухцепным линиям, секционирование линий с помощью выключателей нагрузки также целесообразно.

Освоение выпуска таких выключателей позволит широко применить секционирование сетей, автоматизировать работу сетевых подстанций и увеличить надежность электроснабжения.

На проходных подстанциях возможно также применение схем мостика с выключателями (см. рис. 3.8). В сетях 220 - 330 кВ применяют также кольцевые схемы, обеспечивающие более высокую надежность и оперативную гибкость. В отличие от схемы по рис. 3.9, а трансформаторы (автотрансформаторы) присоединяются через отделители в вершинах четырехугольника (рис. 3.25): АТ1 соединен в блок с Л1, АТ2 - в блок с Л4. Линии Л1, Л4 - радиальные, линии Л2, ЛЗ - транзитные. В цепях линий могут устанавливаться отделители или разъединители с дистанционным приводом.

 

Рис. 6.14. Схема расширенного четырехугольника.

 

Это позволит восстановить работу схемы на стороне 220 - 330 кВ после отключения поврежденной линии.

г) 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 схема шины - трансформатор.

На рис. 6.15 показана схема мощной узловой подстанции. На стороне 330 - 500 кВ применена схема шины - автотрансформатор. В цепи каждой линии - два выключателя, автотрансформаторы присоединяются к шинам без выключателя (устанавливаются разъединители с дистанционным приводом или отделители). При повреждении АТ1 отключаются все выключатели, присоединенные к 1СШ, работа линий 330 - 500 кВ при этом не нарушается. После отключения АТ1 со всех сторон отключается дистанционно разъединитель Р1 и схема со стороны ВН восстанавливается включением всех выключателей 1СШ.

В зависимости от числа линий 330 - 500 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 обходной системой шин при количестве одиночных линий до шести, а параллельных до десяти. При большем числе линий применяется схема с двумя рабочими и обходной СШ.

При выборе схемы на стороне НН в первую очередь решается вопрос об ограничении тока к. з. 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. 3.26, на стороне НН установлены сдвоенные реакторы. Синхронные компенсаторы с пусковыми реакторами присоединены непосредственно к выводам НН автотрансформаторов. Присоединение мощных СК к шинам 6 –

10 кВ привело бы к недопустимому увеличению токов к. з.

Рис. 6.15. Схема узловой подстанции.

 

Контрольные вопросы

 

6.1. Как изображаются аппараты в оперативных схемах?

6.2. Какие требования предъявляются к главным схемам электроустановок?

6.3. Какие показатели оценивают экономическую целесообразность структурных схем электроустановки?

6.4. Как выбирается число и мощность трансформаторов связи на ТЭЦ?

6.5. Сравните схемы блоков генератор-трансформатор с генераторным выключателем и без него в режиме отключения блока и включения его в работу.

6.6. В каких целях применяются схемы укрупненных блоков: два генератора и более на один трансформатор?

 

ГЛАВА 6. СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ