Сборные шины распределительных устройств. Секция (системы сборных) шин

Страница 2 из 7

I. СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ СБОРНЫХ ШИН 6-10 кВ ТЕПЛОВЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ
Сборные шины 6-10 кВ являются главным элементом распределительного устройства генераторного напряжения, сооружаемого, как правило, на теплоэлектроцентралях (ТЭЦ). Они предназначены для приема электроэнергии, поступающей от генераторов, трансформаторов связи, и ее распределения между отходящими от этих шин кабельными или воздушными потребительскими линиями. Надежность и бесперебойность электроснабжения потребителей в значительной мере зависят от надежности сборных шин.
На генераторном напряжении ТЭЦ 6-10 кВ применяются обычно следующие схемы первичных электрических соединений:

1. одиночная секционированная система сборных шин;
2. двойная секционированная система шин с одним выключателем на цепь (при этом секционируется только рабочая система шин).

Обе эти схемы могут выполняться в двух модификациях:
а) прямолинейная схема при количестве секций от двух до трех;
б) схема «кольца» при количестве секций больше трех.

По условиям электродинамической стойкости электрооборудования в настоящее время предусматривается подключение к каждой секции шин генератора мощностью не более 63 МВт при генераторном напряжении 6 кВ, а при напряжении 10 кВ - не более одного генератора мощностью 100 МВт или двух генераторов мощностью по 63 МВт. Этим ограничивается уровень токов короткого замыкания (КЗ) на сборных шинах 6-10 кВ. Кроме того, для дополнительного ограничения уровня токов КЗ при повреждениях на сборных шинах, в цепи генераторов и в сети на шинах устанавливают секционные реакторы. Связь с энергосистемой обычно осуществляется с помощью двух- обмоточных или трехобмоточных трансформаторов связи, обмотки высокого напряжения которых присоединяются к сборным шинам напряжения 35 кВ и выше.

Одиночная секционированная система сборных шин.

На рис. 1 приведена схема первичных соединений электростанций с одной системой сборных шин 6 кВ, состоящей из трех секций, соединенных с помощью последовательно включенных выключателей и секционных реакторов.
Подключение каждого присоединения (генератора, трансформатора, линии) к сборным шинам производится через выключатели и шинные разъединители. Разъединители предназначены для создания видимого разрыва цепи при ремонтных работах и не являются оперативными элементами. Операции с разъединителями допускаются только при отключенном выключателе присоединения, для чего предусматриваются специальные схемы блокировки.

Секционирование сборных шин с помощью секционных выключателей (СВ) выполняется таким образом, чтобы каждая секция имела источники питания (генераторы, трансформаторы) и соответствующую нагрузку. Присоединения должны быть распределены между секциями так, чтобы при выходе из строя одной из секций сборных шин ответственные потребители продолжали получать питание от секции, оставшейся в работе. В связи с тем что на электростанциях генераторы работают параллельно, секционные выключатели при нормальной работе включены.
При КЗ на секции сборных шин поврежденная лекция обесточивается путем отключения питающих элементов и секционных выключателей после срабатывания соответствующей релейной защиты, а неповрежденные секции остаются в работе.
На рис. 1 показана схема сборных шин с тремя секциями и двумя секционными реакторами. Нагрузку между секциями сборных шин обычно распределяют равномерно, поэтому в нормальном режиме через секционный реактор проходит незначительный ток, потери мощности и энергии в нем малы, а напряжения на секциях примерно одинаковы. Для выравнивания напряжения на секциях сборных шин и улучшения условий питания нагрузки при отключении питающих элементов на одной из секций в схеме предусмотрены разъединители, шунтирующие секционные реакторы. Шунтирование секционных реакторов допускается в тех случаях, когда после этого расчетный уровень токов КЗ не превосходит допустимого для электрооборудования.
Линейные реакторы применяются для ограничения тока КЗ при повреждениях на отходящих кабельных линиях. Кроме того, они способствуют поддержанию остаточного напряжения на сборных шинах электростанции, что повышает устойчивость параллельной работы генераторов и надежность питания потребителей электроэнергией. При необходимости значительного ограничения тока КЗ в сети устанавливают реакторы в каждой кабельной линии. Однако допускается подключение к одному реактору двух и более кабельных линий одного или различных потребителей. В последнем случае каждая кабельная линия должна присоединяться через отдельный разъединитель.
Если к шинам станции должно быть присоединено большое количество кабельных линий, как правило, применяется групповое реактирование. При этом удешевляется конструкция распределительного устройства (РУ), уменьшается число присоединений к сборным шинам, повышается надежность работы электроустановки в целом. Однако в схеме с групповыми реакторами КЗ на одной из линий приводит к снижению напряжения на всех линиях, присоединенных к той же кабельной сборке.
На рис. 1 показано РУ 6 кВ при следующей схеме включения элементов отходящих линий: шины - выключатель- реактор - линия. Такая схема применена на ряде электростанций с генераторами мощностью менее 63 МВт. При этом выключатель не рассчитан на отключение КЗ до реактора.


Рис. 2. Схема электрических соединений одиночной системы шин 10 кВ
Питание собственных нужд (СН) электростанции производится здесь от одинарных реактированных линий СН 6 кВ. Они подключаются к сборным шинам аналогично линиям потребителей.
На рис. 2 приведена схема первичных соединений электростанции с одиночной секционированной системой сборных шин 10 кВ. Она отличается отсутствием реактированных линий 6 кВ СН и наличием трансформатора СН (ТСН) 10/6 кВ.
Показанная на рис 2 схема включения элементов отходящих потребительских линий (шины - реактор - выключатель- линия) обычно применяется на напряжении 6- 10 кВ на электростанциях с генераторами мощностью 63-100 МВт. Для повышения надежности электроснабжения потребителей, питающихся от шин 6-10 кВ, применяют комплектные РУ 6-10 кВ, позволяющие при ремонте выключателя производить быструю замену ячейки. Время перерыва питания ответственных потребителей при этом может быть минимальным.
Число секций в PV зависит от числа и мощности источников питания. При одиночной секционированной системе шин с прямолинейной схемой секционные реакторы выбираются по номинальному току таким образом, чтобы при выходе из работы генератора на одной из крайних секций на нее могла быть подана мощность, соответствующая нагрузке этой секции. Так как она обычно меньше мощности генератора, номинальный ток секционного реактора, как правило, принимается равным 60-80% номинального тока генератора (генераторов) данной секции.

Рис. 3. Схема электрических соединений одиночной системы шин 10 кВ, соединенной в «кольцо»
При числе секций, большем трех, во избежание перетоков мощности вдоль сборных шин и для создания крайним и средним секциям одинаковых эксплуатационных условий одиночную секционированную систему шин, как указано выше, замыкают в кольцо.
На рис. 3 приведена схема электростанции со сборными шинами, соединенными в «кольцо». Шины здесь секционированы на четыре части - по числу установленных генераторов. Крайние секции / и IV с помощью выключателя и секционного реактора соединены между собой и образуют замкнутое кольцо. В нормальном режиме все секционные выключатели включены и генераторы работают параллельно. Трансформаторы связи подключены симметрично к секциям / и ///. Секционные реакторы рассчитаны на режим питания нагрузки секции при выходе из строя любого питающего элемента. Номинальный ток секционных реакторов в схеме «кольца» принимают равным 50-60 % номинального тока генератора.
Рассматриваемая схема обладает следующими преимуществами по сравнению с прямолинейной схемой: 1) при КЗ на любой секции шин отключаются два секционных выключателя, связанные с этой секцией, и поврежденная секция отделяется от неповрежденных; при этом не нарушается параллельная работа отдельных генераторов; 2) схема симметрична в отношении токов КЗ, так как при коротких замыканиях на любой из секций токи КЗ одинаковы; 3) при отключении одного из генераторов нагрузка, присоединенная к его секции, питается от других генераторов с двух сторон, что создает меньшую разницу напряжений на смежных секциях и позволяет выбрать секционные реакторы меньшей пропускной способности, чем при прямолинейной схеме. Однако на установку дополнительных секционного выключателя и реактора и создание перемычки между крайними секциями требуются соответствующие затраты.
Рассмотренные выше схемы с одной секционированной системой шин (рис. 1-3) просты, наглядны и недороги. К недостаткам схем следует отнести снижение надежности питания потребителей при ремонтах сборных шин и шинных разъединителей и при повреждениях на одной из секций сборных шин, так как при этом неответственные потребители (питающиеся по одной линии) теряют _ питание, а ответственные потребители (имеющие питание от разных секций) питаются по одной цепи. Однако несмотря на эти недостатки схемы с одиночной секционированной системой шин широко применяются на станциях небольшой и средней мощности при количестве присоединений на секцию до шести - восьми. При большем числе присоединений используют схемы с двумя системами сборных шин.

Двойная секционированная система шин.

На рис. 4 показана первичная схема электростанции с двумя системами сборных шин (рабочей и резервной). Рабочая система шин (СШ), как и в схемах с одиночной системой шин, секционируется, а резервная система шин, как правило, не секционируется. Кроме секционных выключателей, которые при нормальной работе включены, на каждой секции предусматриваются также шиносоединительные выключатели (ШСВ), отключенные в нормальном режиме. Каждое присоединение подключается к сборным шинам через развилку из двух разъединителей, один из которых нормально отключен.
Схема с двумя системами сборных шин позволяет:

1. поочередно ремонтировать сборные шины без перерыва в работе станции и без нарушения питания потребителей;
2. ремонтировать любой шинный разъединитель, отключая лишь одно присоединение (остальные присоединения переводятся на другую систему шин);
3. быстро восстанавливать работу станции при повреждении на секции (потребители теряют питание только на время, необходимое для переключения оперативным персоналом соответствующих присоединений на резервную систему шин).

Рис. 4. Схема электрических соединений двойной системы шин 6 кВ
Такая система применяется при большом числе присоединений на секцию, особенно в тех случаях, когда потребители питаются по нерезервируемым линиям.
Шиносоединительные выключатели используются для перевода любых присоединений с одной системы шин на другую без их отключения, а также для замены в случае необходимости любого из присоединенных к шинам выключателей. Кроме того, наличие ШСВ позволяет отказаться от установки разъединителей, шунтирующих секционные реакторы.
Операции по переводу присоединений с одной секции шин на другую, а также при ремонте сборных шин и аппаратуры 6-10 кВ должны проводиться в определенном порядке. Рассмотрим, например, порядок операций при выводе в ремонт секции рабочей системы шин. При этом необходимо все присоединения этой секции перевести с рабочей
на резервную систему шин. Для этого прежде всего надо проверить исправность последней, т. е. провести ее опробование, что обычно осуществляют с помощью ШСВ, реже - с помощью секционного выключателя. Включая ШСВ, ставят резервную систему шин под напряжение, и если на резервной системе шин существует КЗ, ШСВ отключается от устройств релейной защиты.
В настоящее время опробование резервной системы шин производится с использованием защиты шин соответствующей секции. Если резервная система шин исправна, начинают поочередный перевод присоединений секции с рабочей на резервную систему шин, для чего включают шинный разъединитель резервной системы шин переводимого присоединения и затем отключают шинный разъединитель рабочей системы шин этого же присоединения. Эта операция безопасна для персонала, так как при включенном ШСВ ножи и неподвижные контакты разъединителей находятся под одинаковым напряжением. Чтобы при переводе присоединения избежать разрыва его разъединителем тока нагрузки, предусмотрена блокировка, запрещающая отключение одного из разъединителей при отключенном втором разъединителе данной цепи, если выключатель данного присоединения включен. По окончании перевода всех цепей (потребителей, источников питания и секционных выключателей) на резервную систему шин отключаются ШСВ и его разъединитель со стороны выводимой в ремонт секции. Следует отметить, что перед началом перевода присоединений с одной системы шин на другую необходимо предварительно снять оперативный ток с ШСВ и вывести его защиту из действия.
Рассмотренная схема кроме указанных выше преимуществ имеет и недостатки, основной из которых - использование шинных разъединителей в качестве оперативных элементов, что несмотря на наличие блокировок может привести к короткому замыканию на шинах при ошибочных действиях персонала. Недостатками схемы являются также увеличение числа шинных разъединителей, усложнение конструкции распределительного устройства.
Как и в схемах с одиночной секционированной системой шин, при числе секций, большем трех, рабочая секционированная система шин замыкается в кольцо.
Двойная секционированная система шин с фиксированным распределением присоединений. На рис. 5 показана схема двойной системы шин 10 кВ. Эта схема применяется для надежного питания собственных нужд электростанции.

Рис. 5. Схема электрических соединений двойной системы шин 10 кВ с фиксированным распределением присоединении

Генератор и все отходящие потребительские линии, а также рабочий трансформатор собственных нужд (а при напряжении 6 кВ - линия питания собственных нужд) присоединяются к рабочей системе шин, а к резервной системе шин присоединяются трансформатор связи с системой и резервный источник питания собственных нужд - трансформатор или линия. Шиносоединительный выключатель одной рабочей секции в нормальном режиме включен, и обе системы шин находятся под напряжением, а ШСВ других секций отключены.
Селективное отключение при КЗ только поврежденной системы шин (рабочей или резервной) обеспечивается специальными схемами релейной защиты.

Особенностью схемы является секционирование сборных шин и использование шинных разъединителей 2 в качестве оперативных аппаратов. Схема предусматривает вывод в ремонт любого выключателя присоединения ВЛ и трансформаторов за счет существования обходной системы шин (ОСШ) и выключателя обходной системы шин (ОВ). К сборным шинам 11 подключены измерительные трансформаторы напряжения 6, показанные на рис. 8.1.

В дальнейшем, на последующих схемах заполнения, измерительные трансформаторы напряжения 6 могут не показываться, хотя составляют необходимую принадлежность распределительного устройства. Аналогичные изменения произошли и в системе высокочастотной блокировки (ВЧ) в фазах линий 110-750 кВ: ВЧ блокировка показана не на всех схемах заполнения, хотя составляет необходимую принадлежность ВЛ.

Рис. 8.1. Двойная секционированная система сборных шин с обходной сборной шиной

Расширение схемы возможно за счет увеличения числа ячеек. Отмечаются трудности в осуществлении блокировок от неправильных действий с шинными разъединителями 2.

Данная схема получила широкое распространение в главных схемах электрических станций благодаря хорошему показателю n на присоединение. Широко используется и для современных станций с агрегатами большой мощности – в качестве ОРУ-СН при напряжениях 500/220 кВ и 330/110 кВ и 220/110 кВ.

Применительно к схеме заполнения рис. 8.1 определяем число выключателей на одно присоединение:

n = выключателей на присоединение.

Столь значительное повышение показателя n над значением 1,0 объясняется установкой дополнительных выключателей: секционного (С), шиносоединительного (ШСВ) и обходного (ОВ) на каждой из систем шин. При большем числе присоединений n будет стремиться к 1,0. Эти схемы широко используются в традиционной энергетике при использовании воздушных и масляных выключателей.

Появление блоков большой мощности (блоков на СКД мощностью 300, 500 и 800 МВт, блоков АЭС с реакторами 1000 и 1200 МВт, гидростанций с агрегатами мощностью до 640 МВт) потребовало изменить подход к главным схемам электрических соединений. Снизить габариты распределительных устройств, произвести замену выключателей воздушного типа и масляных на более совершенные элегазовые выключатели и перейти к созданию комплектных распределительных устройств с элегазовой изоляцией (КРУЭ). Учитывая высокую надежность элегазовых распределительных устройств, последние выполняются по упрощенным главным схемам, то есть с отказом от обходной системы шин (ОСШ), от секционирования сборных шин и от выключателей обходной системы шин.

Двойная система сборных шин с обходной системой сборных шин применяется на напряжениях 110-220 кВ при необходимости ремонта выключателей и сборных шин без перерыва питания присоединений.

Кольцевые схемы

Пример кольцевой схемы на рис. 8.2 изображен по данным работ ОАО «Ленгидропроект», которое является генеральным проектировщиком Бурейской ГЭС, расположенной в Амурской области на р. Бурее. На ГЭС установлены шесть гидрогенераторов мощностью 335 МВт, работающих через повышающие трансформаторы на распределительные устройства 220 и 500 кВ.

Рис. 8.2. Главная схема Бурейской ГЭС

Первый и второй генераторы выдают мощность в систему 220 кВ по двум высоковольтным линиям через РУ, построенное по схеме «двойная система сборных шин с обходной системой шин».

Остальные четыре генератора в составе двух сдвоенных блоков работают на сеть 500 кВ, связь с которой осуществляется по трем ВЛ-500 кВ с глухим присоединением шунтирующих реакторов.

Распределительное устройство 500 кВ построено по схеме «шестиугольник» с однорядной установкой выключателей. При «шестиугольнике», и при ином числе углов (треугольник, четырехугольник, пятиугольник) обеспечивается возможное наименьшее число выключателей. Особенностями схемы 500 кВ являются: избирательное отключение при повреждении на присоединении и необходимость держать «шестиугольник» замкнутым, что осуществляется за счет наличия выходного разъединителя присоединения.

Распределительное устройство 500 кВ выполнено в виде КРУЭ производства концерна «АВВ» (Швейцария). Впервые в отечественной практике применено элегазовое распределительное устройство вместо первоначально предусмотренного ОРУ-500 кВ по схеме 3/2.

С распредустройством 500 кВ два укрупненных блока связаны высоковольтными кабелями 500 кВ с изоляцией из сшитого полиэтилена взамен воздушных переходов с прокладкой его в кабельном туннеле в шахте, запроектированных ранее для связи распределительных устройств 220 и 500 кВ со зданием ГЭС. Выполнение этих переходов по первоначальной проектной схеме мешало ходу строительных работ. В результате ввод блоков 500 кВ по первоначальной проектной схеме мог быть осуществлен только после возведения постоянных напорных водоводов и завершения работ по плотине. В отечественной практике применение кабеля 500 кВ с сухой изоляцией осуществлено впервые .

Распредустройства 220 и 500 кВ связаны через группу однофазных автотрансформаторов 167 МВА на фазу.

Показатель n = 1,0 независимо от числа углов многоугольника.

Распределение электроэнергии.

Производство электрической энергии мы рассмотрели в первой части статьи. Во второй мы узнаем, почему же электростанции работают параллельно, в объединенной энергосистеме, а не отдельно, каждая на своего потребителя. Так же посмотрим на элементы энергосистем, без которых они не могут существовать.

Понять, почему же энергосистемы работают параллельно, нам поможет суточный график производства и потребления электроэнергии, который был взят с сайта «СО ЕЭС». На верхнем графике показана частота в ЕЭС России, а точнее в объединенных энергосистемах Центра, Северо-запада, Юга, Средней Волги, Урала и Сибири, а на нижнем ОЭС Востока, которая хоть и имеет электрические связи с остальной энергосистемой, но работает не синхронно с ЕЭС России.

По оси 0Х откладывается время в часах, а по оси 0У – частота электрического тока в герцах. Шаг точек, по которым был построен график – 1 час.

Частота является показателем равенства производства и потребления активной энергии. Если частота больше 50 Гц, то энергии производиться больше, чем потребляется. Если частота меньше 50 Гц, то наоборот, энергии производиться меньше, чем нужно. Частота – это один из самых важных показателей энергосистемы. Именно при номинальной частоте все движущиеся механизмы – генераторы, двигатели работают в наиболее экономичном режиме.

В России принят стандарт, по которому частота не должна выходить за пределы в 50+-0.05 Гц. Как видите, осуществить такую точную уставку в несинхронной зоне не получается. Плюс не забываем, что мощность нагрузки меняется каждую секунду, а график построен с интервалом в час.

Если частота опустится ниже 48,5 Гц, а к тому времени не удалось поднять мощность генерации (такое бывает при аварийном отключении крупного энергоблока электростанции), то начинает работу АЧР (Автоматическая частотная разгрузка), которая по нескольким ступеням, отключает потребителей. Ее главная задача – остановить снижение частоты в энергосистеме, т.к. генераторы, вращаются в электрическом поле с частотой, кратной частоте системы, а на низких частотах возможно появления сильных вибраций. К тому же уменьшается производительность питательных и прочих насосов на электростанциях, и приходиться вынужденно снижать мощность генерации, т.к. уменьшается количество теплоносителя – воды.

Но отключить можно не каждого потребителя, поэтому все они были разделены на 3 категории. Третья – это потребитель, который без проблем переживет сутки без электроэнергии. К этой категории относится население. Резерв не обязателен. Именно на эту категорию нацелена АЧР.

Вторая – более ответственные потребители, которые будут иметь большой ущерб, брак продукции или экономические потери при отключении. Поэтому таких потребителей можно отключать только на время, необходимое для ручного или автоматического ввода резерва. Таким образом, вторая категория не должна отключаться действием АЧР. Обязательно есть резерв.

Первая категория. Самая ответственная нагрузка. При отключении электроэнергии возможны человеческие жертвы, техногенные катастрофы и прочие прелести человеческой цивилизации. Поэтому эта категория может быть отключена только на время, необходимое для автоматического включения резерва. Наличие резерва обязательно. Кроме того в первой категории выделяют еще одну – особую. Эта категория должна иметь третий резервный источник питания для безопасного завершения работы. Сюда, например, относятся АЭС.

Итак, первая причина объединения энергосистем – поддержание баланса производства и потребления. Вторая причина – при параллельной работе станций можно держать на каждой из них меньший резерв мощности. Он бывает:

1) Вращающийся . Это агрегаты электростанций, работающие в системе на мощности, меньшей максимальной. В среднем, это 50-80 %. В случае необходимости быстро поднять генерацию, в первую очередь использую именно этот резерв.

2) Горячий . К нему относятся агрегаты, которые не включены в систему, но при первой же необходимости могут быть включены за короткое время. В основном, к этому резерву стараются отнести ГЭС, т.к. та тепловых станциях такой режим работы крайне невыгоден.

3) Холодный . Агрегаты можно будет запустить в работу в течение довольно долгого времени.

Третья причина – в ЕЭС можно распределять нагрузку между станциями, для наиболее выгодной экономически работы как самих станций, так и системы. Не стоит забывать, что для ТЭЦ и АЭС наиболее выгодно и безопасно использовать базовый ражим работы. ГРЭС, ГАЭС и, частично, ТЭС нужно активнейшим образом привлекать к регулированию частоты.

Кроме того, мощность нагрузки меняется в течение суток и года. Традиционно в России суточный максимум нагрузки приходится на 11-00 и 19-00, а годовой – на зимнее время года. В течении ночи нагрузка минимальна, что требует разгрузки электростанций.

Основными элементами энергосистем являются сети и подстанции .

В России для сетей переменного тока принята стандартная шкала напряжений: 0.4, 3, 6, 10, 20, 35, 110, 220, 330, 500, 750 кВ . В распределительных сетях городов, в основном, используют напряжения 0.4, 6, 10, 110 кВ; и трансформацию 110/6(10) кВ, а затем 6(10)/0.4 кВ. В сельской местности, в основном, трансформация 35/6(10) кВ. Системные сети, из которых и состоит ЕЭС России, исторически разделились на 2 условные части: ОЭС С-З, часть ОЭС Центра (Брянск, Курск, Белгород), где использую шкалу 110 – 330 – 750 кВ, и остальную, где есть шкала 110 – 220 – 500 кВ. На Кавказе распространена шкала 110 – 330 – 500 кВ.

Сегодня при проектировании новых сетей используют ту шкалу напряжения, которая исторически сложилась в регионах.

Сети разных напряжений можно «узнать» по внешнему виду практически со 100% вероятностью, если они исполнены в виде ВЛ. Не забываем, что система электроснабжения трехфазная, поэтому одна цепь содержит 3 провода (3 фазы). В сетях 0.4 кВ 4 провода (3 фазы и ноль).

1) ВЛ 6 (10) кВ. Один – два изолятора.

2) ВЛ 35 кВ. 3 – 5 изоляторов в гирлянде.

3) ВЛ 110 кВ 8 -10 изоляторов в гирлянде.

4) ВЛ 220 кВ 12 – 15 изоляторов в гирлянде.

5) ВЛ 330 кВ. Расщепление фазных проводников на 2 провода.

6) ВЛ 500 кВ. Расщепление фазных проводников на 3 провода.

7) ВЛ 750 кВ. Расщепление фазных проводников на 4-5 проводов.

Вы скажете: «А зачем проводники фаз расщепляют?» Расщепление – это один из методов борьбы с «Коронным разрядом» или попросту – короной. Корона – это самостоятельный газовый разряд, происходящий в резко неоднородных полях. В процессе коронирования воздух вокруг провода нагревается и ионизируется, на это тратиться энергия, к тому же возникают радиопомехи и шумовое загрязнение. Поэтому всячески стараются не допустить резких изменений электромагнитного поля — устанавливают минимальное эквивалентное сечение проводов, экраны на изоляторах и т.д.

Вы могли заметить, что провода крепятся к опорам по-разному. Это связано с функциями опор. Все они делятся на:

1) Анкерные. Эти опоры держат тяжение проводов, а так же их вес и другие воздействия. Расстояние между двумя соседними анкерными опорами называется анкерным пролетом. Анкерные опору позволяют делать повороты линий, их заходы на ПС, а так же уменьшают зону аварии при обрыве проводов. Соседние анкерные пролеты соединяются электрически с помощью перемычки – т.н. шлейфа.

2) В промежутке между анкерными пролетами расположены промежуточные опоры. Они держат вес проводов и ветровые воздействия на провод, и саму опору. По длине линии их должно быть не менее 70% от всех опор.

3) Специальные опоры

Служат для преодолевания каких-либо преград, например, водохранилища. В отличие от предыдущих типов опор, специальные опоры обычно подбирают под каждый отдельный случай и не выпускаются серийно.

Итак, линии, напряжением выше 1 кВ, какие бы они не были – кабельные или воздушные, приходят на ПС – подстанции. Они состоят из силового оборудования – систем и секций шин, силовых и измерительных трансформаторов, выключателей; устройств РЗиА, средств связи и т.д.

Рассмотрим некоторые элементы ПС.

1)Силовой трехфазный трансформатор.

Служит для преобразования одного класса напряжения в другое. Трансформаторы бывают повышающими и понижающими. Трехфазный трансформатор – это фактически 3 однофазных трансформатора, имеющих общий магнитопровод.

При коэффициентах трансформации меньше 3 используют автотрансформаторы, у которых вторичная обмотка является частью первичной, то есть они имеют не только магнитную, но и электрическую связь. Это повышает КПД трансформации.

2) Измерительные трансформаторы.

Рис 14, Рис 14,1

Трансформаторы тока. Включаются в цепь, как и амперметр, последовательно. С их помощью меряют токи, это один из основных элементов РЗиА. Особенность работы состоит в том, что ни при каких условиях нельзя разрывать цепь вторичной обмотки, иначе ТТ выйдет из строя, при этом обязательно будут голливудские эффекты…

Трансформаторы напряжения. Включаются, как и вольтметр, параллельно. От вторичных обмоток помимо защит, питаются непосредственно силовые цепи РЗиА.

3) Выключатели.

1.3.2 Система сборных шин

Система сборных шин – это совокупность токоведущих частей, содержащая общий ввод, и предназначенная для распределения нагрузок на потребителя.

Присутствует на каждой ТП. Чаще всего встречается вариант с одной системой шин, секционированную выключателем. Это позволяет производить ремонтные работы в любой точке, не отключая потребителей от источника питания. Тем самым, данный выбор шин повышает надёжность электроустановки.

1.3.3 Разъединители и ножи заземления

Разъединитель – это контактный коммутационный аппарат, предназначенный для отключения и включения электрической цепи при отсутствии тока.

Характеризуются номинальным током и номинальным напряжением, током электротермической и электродинамической стойкости, тепловым импульсом, сквозным током заземляющих ножей.

Разъединитель в цепи питания установлен до высоковольтного выключателя, и связан с ним блок-замком. Отключение разъединителей в цепи питания невозможно, до тех пор, пока не отключить нагрузочные токи (выключив высоковольтный вакуумный выключатель). В конструкции линейного разъединителя не предусмотрено специальных мер по гашению электрической дуги, которая, в свою очередь, может вывести этот аппарат из строя и привести к аварийным ситуациям на подстанции. Поэтому, блок-замок блокирует отключение разъединителя до тех пор, пока автоматика либо персонал не отключат выключатель. Тем самым, блок-замок защищает электроустановку в случае неправильных действий персонала.

При отключении разъединителя на вводах питания, автоматически включаются ножи заземления, которые заземляют установку на землю через ножи и заземлители. В нормальном режиме работы подстанции ножи разъединителя разомкнуты, а разъединитель, непосредственно, замкнут.

Процесс включения разъединителя производится в обратной последовательности: сначала включаем разъединитель, тем самым, отключаются ножи заземления; затем запускаем нагрузку (включив высоковольтный выключатель).

Такая схема выбора и эксплуатации линейного разъединителя является наиболее надёжной, и с экономических суждений, грамотной. Также это обеспечивает безопасную, для обслуживающего персонала, эксплуатацию электроустановки.

1.3.4 Высоковольтные выключатели

Высоковольтный выключатель – это контактный коммутационный аппарат, служащий для отключения токов нагрузки в сети высокого напряжения.

ВВ бывают:

· Воздушные автоматический;

· Масляные и маломасляные;

· Вакуумные;

· Выключатели нагрузки;

· Генераторные;

· Элегазовые;

· Баковые;

· Электромагнитные.

Характеризуются номинальным током и номинальным напряжением, током электротермической и электродинамической стойкости, тепловым импульсом, временем размыкания контактной группы.

На сегодняшний день предпочтение уделяется вакуумным выключателям, нежели, масляным либо выключателям нагрузки.

Появление на трансформаторных подстанциях масляных выключателей повысило пожароопасность распределительного устройства, а также потребовало огромных затрат на содержание маслохозяйства. Кроме того, следует отметить, что после трех-пяти отключений масляный выключатель, кроме замены масла, требует переборки контактной группы.

Эти вопросы снимаются при замене выключателей нагрузки, современными малогабаритными вакуумными выключателями, а не привычными масляными, так как вакуумные выключатели имеют следующие характеристики:

· механический ресурс и ресурс по коммутационной стойкости современных выключателей - 50000 циклов «ВО» при номинальном токе и 100 циклов «ВО» при токах короткого замыкания до 20 кА;

· низкие трудозатраты на эксплуатационное обслуживание и ненадобность замены изнашивающихся деталей контактной системы;

· меньшие габариты и масса, нежели выключатели нагрузки или масляные.

Это позволяет рассматривать замену части выключателей нагрузки на подстанциях, на вакуумные выключатели. Но увеличение в сети количества выключателей приводит: к увеличению материальных затрат на их содержание; и к значительному повышению времени действия защит на питающих центрах, а увеличивать его более 1,5 сек. недопустимо по термической стойкости кабелей. Заметим, что по термической стойкости токам КЗ, ячейки КРУ на ЦП не допускают превышение времени более 1 сек.

1.3.5 Трансформаторы тока

Трансформаторы тока в цепях переменного тока и высокого напряжения, служат для соединения измерительной аппаратуры с токоведущими частями. И используются тогда, когда включение измерительной аппаратуры непосредственно в первичные цепи электроустановок недопустимо по условиям безопасности. Его назначение: уменьшение первичного тока до значений, наиболее удобных для измерительных приборов и реле, а также для отделения цепей измерения и защиты от первичных цепей высокого напряжения.

К вторичной обмотке трансформатора тока подключается измерительные приборы; в данном случае – амперметр. Конструкция ТТ такова, что независимо от тока в первичной обмотке, во вторичной I=const (5А). В цепи вторичной обмотки обязательно должна стоять перемычка, так как разрыв цепи во вторичной обмотке не допустим по правилам ТБ. Первичной обмоткой является сама токоведущая часть электроустановки. Ток в первичной обмотке пропорционален току во вторичной обмотке. Трансформаторы тока работают в режиме близком к режиму короткого замыкания, и сопротивление его очень влияет на точность измерений. Трансформатор тока характеризуется номинальным коэффициентом трансформации, т.е. отношением тока в первичной обмотке, к току вторичной обмотки.

Два перерыва для отдыха по 15 минут. Продолжительность сезона для различных видов работ, принимается из графика годового распределения среднемесячных температур наружного воздуха по району Кадали-Макитской террасы (смотри рисунок 1.2): -продолжительность буровых работ 290 суток; -продолжительность вскрышных работ 260суток с 20марта по 26 ноября; -продолжительность промывочных работ 135 суток...

Механического или буровзрывного рыхления. При мощности россыпи до 10 м и более, растоинии транспортирования породы до 150 м, и угле подъема до 180. Из выше перечисленных способов наиболее подходящим для разработки россыпного месторождение «Вача» является бульдозерный. Бульдозерный способ разработки удовлетворяет всем параметрам и характеристикам месторождения. Так крепость пород по СНИПу на...

Основе технико-экономических расчетов определяют рациональное стандартное. Для рассматриваемого завода рациональное напряжение, найденное по эмпирическим формулам будет Uрац= Uрац= Следовательно, для электроснабжения завода выбираем напряжение 35 Кв, так как напряжение 35 кВ имеет экономические преимущества для предприятий средней мощности при передаваемой мощности 5-15 МВт на расстояние...

От переподъемов, нулевую и максимальную защиты. - предусматривать остановку сосудов в промежуточных точках ствола. световую сигнализацию о режимах работы подъемной установки в здании подъемной машины, у оператора загрузочного устройства, у диспетчера. Современные регулируемые электроприводы постоянного тока для автоматизированных подъемных установок выполняют на основе двигателей постоянного...

Схемы РУ с одной или двумя системами шин всех модификаций имеют общий существенный недостаток, заключающийся в том, что ремонт выключателей или разъединителей присоединений неизбежно связан с перерывом работы потребителей. При напряжениях 110 кВ и выше длительность ремонта выключателей, особенно воздушных, настолько велика, что отключение присоединений часто становится недопустимым. Исключить отмеченный недостаток позволяет применение обходной системы шин. Ниже рассмотрены примеры использования обходных шин и способы их подключения.

Схема РУ с одной рабочей и обходной системами шин. Простейший вариант такой схемы получается при добавлении обходной системы к рабочей не-секционированной системе шин (рис. 1.12). Схема включает следующие элементы: рабочую систему шин А1, обходную систему шин АО, обходной выключатель QO, выключатели присоединений Ql, Q2, разъединители QS1, QS2.

Любое присоединение, например W1, подключается к рабочей системе шин А1 через линейный разъединитель QS2, выключатель Q1, шинный разъединитель QS1, а к обходной системе шин - через обходной разъединитель QSO1. В нормальном режиме рабочая система шин находится под напряжением. Выключатели присоединений, линейные и шинные разъединители включены.

Обходной выключатель QO и обходные разъединители QSO1 отключены, обходные разъединители, обозначенные на схеме QSO, включены. Обходная система шин находится без напряжения. На время ремонта или ревизии любого линейного выключателя он может быть заменен обходным выключателем QO.

Например, при замене выключателя Q1 надо произвести следующие операции :

Включить обходной выключатель QO для проверки исправности обходной системы шин;

Отключить QO;

Включить QSO1;

Включить QO;

Отключить выключатель Q1;

Достоинства схемы : разъединители во всех цепях предназначены только для обеспечения безопасности выполнения ремонтных работ, что соответствует их главному назначению; возможность ревизии и опробования выключателей без перерыва работы; простота схемы определяет небольшую стоимость выполнения РУ.

Недостатки схемы : при КЗ на линии должен отключиться соответствующий выключатель, а все остальные присоединения должны остаться в работе. Однако при отказе этого выключателя отключатся выключатели источников питания.

Короткое замыкание на рабочей системе шин или на шинных разъединителях также вызывает автоматическое отключение всех источников питания. В обоих случаях прекращается электроснабжение всех потребителей на время, необходимое для устранения повреждения.

Указанные недостатки устраняются путем разделения рабочей системы шин на секции и равномерным распределением источников питания и отходящих линий между секциями. В таких схемах РУ в цепи каждой секции предусматривается отдельный обходной выключатель или в целях экономии для обеих секций используют один обходной выключатель (рис. 1.13).

Эта схема состоит из следующих элементов:

Рабочей системы шин А, секционированной секционным выключателем QB на две секции 1ВА и 2ВА;

Обходной системы шин АО;

Выключателей присоединений Q1 ,Q2;

Обходного выключателя QO;

Разъединителей QS1, QS2.

Обходной выключатель QO может быть присоединен к любой секции с помощью развилки из двух разъединителей QS3 и QS4. Например, при включенном разъединителе QS3 и при отключенном QS4 обходной выключатель будет подключен к секции 1ВА.

Режимы работы секционного выключателя QB зависят от типа электроустановки (электростанция или подстанция), для которой предназначена данная схема РУ. Здесь же следует отметить, что одновременное включение разъединителей QS3 и QS4 недопустимо, так как в противном случае секционный выключатель QB будет шунтирован.

В этой схеме обходной выключатель QO также может заменить выключатель любого присоединения, например Q1, для чего надо произвести следующие операции:

Отключить разъединитель QS4 (если он был включен);

Включить разъединитель QS3 (если он был отключен);

Кратковременно включить обходной выключатель QO для проверки исправности обходной системы шин;

Включить QSO1 и включить QO;

Отключить выключатель Q1;

Отключить разъединители QS1 и QS2.

После указанных операций линия W1 будет получать питание через обходную систему шин и выключатель QO от первой секции 1ВА (рис. 1.14).

Иногда функции обходного и секционного выключателей совмещают (рис. 1.15). Здесь обходной выключатель QO присоединяется к рабочим секциям через перемычку из двух разъединителей QS1 и QS2. В нормальном режиме эта перемычка включена, обходной выключатель присоединен к секции 2ВА и также включен.

Таким образом, секции 1ВА и 2ВА соединены между собой через QS4, QO, QSO, QS2, QS1, и обходной выключатель выполняет функции секционного выключателя. При замене любого линейного выключателя обходным необходимо отключить QO, отключить разъединитель перемычки QS2, а затем использовать QO по его назначению. При этом на все время ремонта линейного выключателя параллельная работа секций нарушается.

Рис. 1.14 Рис. 1.15

Достоинства схемы: при КЗ на сборных шинах или при отказе линейных выключателей при КЗ на линии теряется только 50 % всех присоединений; возможность ревизий и опробование выключателей без перерыва работы; относительная простота схемы и низкая стоимость РУ.

Недостаток схемы заключается в том, что при ремонте рабочей системы шин необходимо отключить все источники питания и отходящие линии.

Схема (рис. 1.15) может использоваться для подстанций (110 кВ) при числе присоединений до шести включительно, когда нарушение параллельной работы линии допустимо и отсутствует перспектива дальнейшего развития.

При большем числе присоединений (более 7) рекомендуется схема с отдельным обходным и секционным выключателями. Это позволяет сохранить параллельную работу линий при ремонтах выключателей.

Рассмотренные 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, но с отдельными обходными выключателями на каждую секцию.

Как уже отмечалось, в схемах с одной рабочей и обходной системами шин при необходимости ремонта рабочей системы шин требуется отключение всех присоединений на время ремонта, из-за чего нарушается электроснабжение потребителей. Применение схемы с двумя рабочими и обходной системами шин устраняет этот недостаток.

Схема РУ с двумя рабочими и обходной системами шин (рис.1.16) включает рабочие системы шин А1 и А2, обходную систему шин АО, выключатели присоединений Ql, Q2, обходной выключатель QO, шиносоединительный выключатель QA, разъединители QS1, QS2, Каждое присоединение, например W1, подключается к рабочим системам шин через развилку из двух шинных разъединителей QS1 и QS2, что позволяет осуществлять работу как на одной, так и на другой системе шин.

Как правило, обе системы шин находятся в работе при соответствующем фиксированном (равномерном) распределении всех присоединений, например присоединения с нечетными номерами подключены к первой рабочей системе шин А1, присоединения с четными номерами подключены ко второй рабочей системе шин А2. В нормальном режиме шиносоединительный выключатель QA включен, обходной выключатель QO отключен и обходная система шин находится без напряжения.

Обходные разъединители QSO отключены; разъединитель обходного выключателя QO включен. Такое распределение присоединений увеличивает надежность системы, так как при КЗ на шинах отключается шиносоединительный выключатель QA и только половина присоединений теряет питание. Если повреждение на шинах устойчивое, то отключившиеся присоединения переводят на исправную систему шин.

Достоинства схемы с двумя рабочими и обходной системами шин:

Имеются условия для ревизий и опробований выключателей без перерыва работы;

Существует возможность перегруппировки присоединений между системами шин, что бывает необходимо при изменении схемы сети, режима работы системы и др.;

Возможность проведения ремонта любой системы шин, сохраняя в работе все присоединения.

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;

Повреждение шиносоединительного выключателя равноценно КЗ на обеих системах шин, то есть приводит к отключению всех присоединений;

Большое количество операций разъединителями при выводе в ревизию и ремонт выключателей усложняет эксплуатацию РУ.

Некоторого увеличения гибкости и надежности схемы можно достичь секционированием одной или обеих систем шин (рис. 1.17). Обе рабочие системы шин находятся в работе при фиксированном распределении присоединений между секциями. Шиносоединительные выключатели QA1 и QA2 включены. Обходные выключатели QO1 и QO2 отключены. Обходная система шин находится без напряжения. Состояние секционных выключателей QB1 и QB2 определяется типом электроустановки, в которой применяется данная схема РУ.

Рис. 1.17. Схема с двумя секционированными рабочими и обходной системами шин

В этой схеме РУ при повреждении на шинах или при КЗ в линии и отказе линейного выключателя теряется только 25 % присоединений (на время переключений), при повреждении в шиносоединительном выключателе теряется 50 % присоединений. Если сборные шины секционированы, то для уменьшения капитальных затрат возможно применение схемы, где совмещены шиносоединительный и обходной выключатели.

В нормальном режиме разъединитель QS2 отключен, разъединители QS1, QSO, QS3 включены, обходной выключатель выполняет роль шиносоединительного. При необходимости ремонта выключателя любого присоединения, например W1, отключают выключатель QOA1 и разъединитель QS3 и используют выключатель по его прямому назначению. В схемах с большим числом линий количество таких переключений значительно, что приводит к усложнению эксплуатации, поэтому имеется тенденция к отказу от совмещения шиносоединительного и обходного выключателей.

РУ, выполненные по схеме с двумя рабочими и обходной системами шин, применяются на электростанциях и подстанциях при напряжении 110-220 кВ. На станциях при числе присоединений 12-14 секционируется одна система шин, при большем числе присоединений - обе системы шин. На подстанциях секционируется одна система шин при напряжении 220 кВ и числе присоединений 12-15 или при установке трансформаторов мощностью 125 МВА и более; при напряжениях 110-220 кВ обе системы секционируются при числе присоединений более 15.

При напряжениях 330 кВ и выше применение схем с двумя рабочими и обходной системами шин нецелесообразно, так как разъединители в таких схемах используются в качестве оперативных аппаратов. Большое количество операций разъединителями и сложная блокировка между выключателями и разъединителями приводят к возможности ошибочного отключения тока нагрузки разъединителями. Кроме этого, необходимость установки шиносоединительного, обходного выключателей и большого количества разъединителей увеличивает затраты на сооружение РУ.