Схемы и конструкции распределительных устройств - Двоскин Л.И.

Author: Двоскин Л.И.

Tags: электроника электротехника

Year: 1974

Similar

Переключения в электроустановках распределительных устройств

Обслуживание и ремонт электрооборудования подстанций и распределительных устройств

30 схем радиолюбительских устройств

Практическая электроника аналоговых устройств. Поиск неисправностей и отработка проектируемых схем

Text

Л. И. двоскин
СХЕМЫ
И КОНСТРУКЦИИ
РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ
УСТРОЙСТВ
ЭНЕРГИЯ-
ГЛАВА ПЕРВАЯ
СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ
МОЩНЫХ ТЕПЛОВЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ
1-1. СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ
РАЙОННЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ (РЭС) В СССР
Главные схемы РЭС
Современный этап развития энергетики
характеризуется большой концентрацией про-
изводства электрической энергии, диктуемой
масштабами и темпами роста энергетических
мощностей, необходимых для удовлетворения
бурно растущей потребности в электроэнер-
гии. Это заставляет по-новому подойти к во-
просам выбора схем электрических соедине-
ний мощных тепловых электростанций. Потеря
при аварии в распределительном устройстве
(РУ) очень большой генераторной мощности
или отключение многих линий, несущих боль-
шие нагрузки, может отразиться на работе
энергосистемы и на электроснабжении боль-
шого числа потребителей. К схемам соедине-
ний предъявляются требования об ограниче-
нии величины генераторной мощности, кото-
рая может быть потеряна при аварии и об
исключении возможности отключения при этом
нескольких транзитных линий.
Из соображений экономики необходимо
учитывать при выборе схемы количество до-
рогостоящей коммутационной аппаратуры,
определяющей капитальные затраты и стои-
мость обслуживания РУ. При сооружении РУ
высоких и сверхвысоких напряжений, комму-
тационная аппаратура которых приобретает
конструктивную сложность и громоздкость,
выдвигается дополнительное требование об
учете возможности аварий в самих выключа-
телях и последствий отказа их в действии.
Поэтому оказалось необходимым пересмот-
реть ранее применявшуюся методику выбора
схем соединений мощных тепловых электро-
станций.
Прежде чем перейти к характеристике
различных схем соединений РЭС, необходимо
отметить общие положения, которыми следует
руководствоваться при разработке главной
схемы.
Прежде всего обязательно рассмотрение
условий присоединений данной РЭС к энерго-
системе. Проект присоединения "РЭС к системе
разрабатывается обычно институтом Энерго-
сетьпроект (ЭСП). В этом проекте освещают-
ся следующие вопросы, без знания которых
нельзя правильно выбрать главную схему
электрических соединений РЭС:
а) значение напряжений, на которых вы-
дается электроэнергия станции, графики на-
грузки на каждом из напряжений (летний,
зимний, паводковый; число часов использова-
ния максимума); оптимальное распределение
генераторов между напряжениями и величина
перетоков мощности между РУ различных
напряжений; схемы сетей и число отходящих
линий на каждом напряжении; наличие, ха-
рактер и размер потоков обменной мощности
по линиям электропередачи;
б) величина мощности короткого замыка-
ния для каждого из РУ повышенных напря-
жений; специальные требования к схеме сое-
динений в отношении устойчивости параллель-
ной работы; необходимость секционирования
схемы и установки шунтирующих реакторов;
требования к регулированию напряжений на
РУ; требования, вытекающие из системы про-
тивоаварийной автоматики;
в) величина наибольшей мощности, кото-
рая может быть потеряна при повреждении
любого выключателя (в том числе шиносое-
динительного или секционного), допустимой
по наличию резервной мощности в энерго-
системе и по пропускной способности линий
как внутри системы, так и межсистемных
связей.
Перечисленные сведения должны быть да-
ны для каждого из характерных этапов раз-
5
вития электростанции и энергосистемы, так
как для каждого из этих этапов должны быть
намечены схемы электрических соединений
с учетом обеспечения легкого перехода от од-
ного этапа к последующему и конечному;
г) возможность и технико-экономическая
целесообразность присоединения одного или
нескольких блоков данной электростанции не-
посредственно к РУ ближайших районных
подстанций, что позволило бы упростить схе-
му РУ для оставшегося числа блоков (присое-
динений) РЭС;
д) возможность сооружения на электро-
станции не более двух РУ разных повышен-
ных напряжений, а также двух РУ одного
напряжения с параллельной работой этих РУ
через районные сети. Ограничение числа РУ
двумя обеспечило бы лучшие условия для
выводов линий и расширения каждого из РУ,
так как при трех РУ неизбежны много-
численные пересечения линий разных напря-
жений и трудности расширения каждого из
них.
При выполнении двух РУ одного напря-
жения на электростанции сохраняются все
экономические преимущества сооружения
мощной РЭС с большим числом агрегатов на
одной площадке вместо двух (один подъезд-
ной железнодорожный путь, одна автодорога,
один комплект вспомогательных сооружений
и служб, дирекций и эксплуатационного пер-
сонала и др.); вместе с тем по отношению
к электрическим сетям будут как бы две не-
зависимые РЭС, находящиеся одна от другой
на расстоянии, равном сумме длин линий от
РЭС до районной подстанции, на которой ра-
ботаюУ параллельно эти два РУ, с соответст-
вующим ограничением токов короткого замы-
кания (к. з.) и увеличением при этом оста-
точных напряжений. Целесообразность того
или иного решения должна быть обоснована
технико-экономическими расчетами. Здесь сле-
дует отметить, что на практике часто имеет
место разрыв во времени между окончанием
проекта присоединения РЭС к системе и нача-
лом разработки проекта самой РЭС. В таких
случаях необходимо проверить (силами ЭСП
или проектировщиков электростанций)—не
изменились ли нагрузки по напряжениям, не
появились ли новые линии, и еще раз про-
смотреть прежние материалы по присоедине-
нию РЭС к системе.
При сооружении на РЭС двух РУ повы-
шенного напряжения связь между ними может
не выполняться, если по условиям сети, систе-
мы и питания нагрузки каждого из РУ это
может быть допущено, что и должно быть
определено соответствующими технико-эконо-
мическими расчетами. В случае установки
для связи двух РУ РЭС автотрансформато-
ров такими же расчетами должен быть решен
вопрос о способе использования последних,
т. е. только для связи двух РУ или одновре-
менно и для выдачи энергии одного или двух
блоков электростанции. Одновременно долж-
ны выбираться также число и мощность этих
автотрансформаторов и способ их присоеди-
нения к РУ — через отдельные или общие для
двух автотрансформаторов выключатели в
каждом из РУ.
Для уменьшения затрат и размеров РУ
все трансформаторы принимаются, как пра-
вило, трехфазными и только в случае невоз-
можности поставки заводами трехфазных
трансформаторов необходимой мощности или
при наличии транспортных ограничений уста-
навливаются два трехфазных трансформатора
половинной мощности или группы из трех
однофазных трансформаторов.
В приложении (см. табл. П4) приведены
характеристики мощных повышающих транс-
форматоров и автотрансформаторов, выпу-
скаемых союзной промышленностью.
Нормами технологического проектирова-
ния (НТП) [Л. 1-11] регламентировано, что
при установке однофазных трансформаторов
при общем числе фаз на РЭС девять и более
предусматривается установка резервной фазы;
при наличии соответствующих обоснований
установка резервной фазы допускается и при
меньшем числе фаз. Резервную фазу, как пра-
вило, перекатывают на место заменяемой.
Технико-экономические расчеты показы-
вают, что для электростанций с числом трех-
фазных однотипных трансформаторов шесть
и более целесообразна установка резервного
трехфазного трансформатора; последний мо-
жет быть использован также и для резерви-
рования аналогичных трансформаторов не-
далеко расположенных электростанций дан-
ной энергосистемы (Л. 1-17].
Для обеспечения требуемых режимов на-
пряжения все повышающие автотрансформа-
торы, используемые как в качестве автотранс-
форматоров, так и включаемые в блоки с ге-
нераторами, устанавливаются с регулирова-
нием напряжения под нагрузкой (РПН) на
одном из напряжений (ВН или СН). При не-
обходимости регулирования и на другом на-
пряжении устанавливаются либо линейные
вольтодобавочные трансформаторы, либо ре-
гулирование напряжения осуществляется на
трансформаторах, подключенных к шинам
другого напряжения. Блочные двухобмоточ-
ные трансформаторы, работающие только как
повышающие, устанавливаются без РПН;
в этом случае требуемые режимы .напряжения
обеспечиваются изменением возбуждения ге-
нератора.
6
Схемы соединений РУ 35—750 кВ должны
выполняться с учетом следующих требований:
а) На электростанциях с блоками 300 МВт
и более отказ любого из выключателей, кроме
секционного и шиносоединительного, не дол-
жен приводить к отключению более одного
энергоблока и одной или нескольких линий,
если при этом обеспечивается устойчивость
энергосистемы или ее части; при отказе сек-
ционного или шиносоединительного выключате-
ля, а также при совпадении отказов одного из
выключателей с ремонтом любого другого до-
пускается одновременное отключение двух
•блоков и линий, если при этом сохраняется
устойчивость работы энергосистемы или ее
части. При специальном обосновании допу-
скается потеря двух (и более) блоков мощно-
стью 300 МВт и выше, если это допустимо по
условиям устойчивости энергосистемы или ее
части, исключает полную остановку электро-
станции и не скажется на нормальной работе
остальных ее блоков. Технико-экономические
расчеты, произведенные автором, показали,
что для повышения надежности главной схемы
соединений, существенного сокращения капи-
тальных затрат и повышения надежности пи-
тания собственных нужд генераторы блоков
РЭС целесообразно присоединять к РУ повы-
шенного напряжения попарно, через отдельные
или общие повышающие трансформаторы,
в зависимости от напряжения РУ и мощности
блоков, причем в цепи каждого из генераторов
устанавливается выключатель (или выключа-
тель нагрузки) генераторного напряжения
(Л. 1-17].
б) Отказ любого выключателя не должен
приводить к отключению более одного тран-
зита двух линий напряжением НО кВ и выше.
в) Отключение линии производится не бо-
лее чем двумя выключателями, а отключение
повышающих трансформаторов, трансформа-
торов связи и трансформаторов с. н. не более
чем тремя выключателями РУ каждого напря-
жения; присоединение автотрансформатора
связи или трансформатора с. н. к сборным
шинам РУ может быть допущено без выклю-
чателя, если число выключателей, которыми
-они отключаются в случае повреждения, бу-
дет не более четырех. При прочих равных
условиях предпочтение следует отдавать схе-
ме, в которой отключение отдельных цепей
осуществляется меньшим числом выключате-
лей.
г) Ремонт выключателей напряжением
ПО кВ и выше производится без отключения
повышающих трансформаторов, линий элек-
тропередачи, трансформаторов связи и транс-
форматоров собственных нужд.
д) При питании от данного РУ двух пус-
ко-резервных трансформаторов (ПРТ) с. н.
блочной электростанции должна быть исклю-
чена возможность потери обоих таких транс-
форматоров при отказе любого включателя,
в том числе и секционного или шиносоедини-
тельного при нормальном (не ремонтном) ре-
жиме.
При наличии нескольких вариантов схем,
удовлетворяющих перечисленным выше требо-
ваниям, предпочтение должно отдаваться бо-
лее экономичному варианту, с меньшим чи-
слом выключателей как по конечной схеме,
так и по этапам ее развития, а также вариан-
ту, по которому требуется меньшее количество
операций с выключателями и разъединителями
РУ повышенного напряжения при режимных
переключателях, выводе в ремонт отдельных
цепей и при отключении поврежденных уча-
стков в аварийных режимах. Присоединение
РУ блочных электростанций к магистральным
линиям электропередачи напряжением 220 кВ
и выше по схеме ответвления допускается
только при наличии достаточного обоснова-
ния.
При соединении генераторов в блоки
с трехобмоточными трансформаторами или
автотрансформаторами на первых двух блоках
каждого напряжения между генератором и
трансформатором устанавливаются выключа-
тели, обеспечивающие связь между двумя РУ
повышенного напряжения и при отключении
генератора. Установка выключателя в блоке
между генератором и двухобмоточным повы-
шающим трансформатором допускается, если
она обоснована технико-экономическими рас-
четами.
Такое решение может оказаться целесооб-
разным: для повышения надежности питания
собственных нужд блоков с турбинами, рабо-
тающими с противодавлением; для обеспече-
ния резервного питания собственных нужд или
при использовании рабочего трансформатора
собственных нужд блока также и для пуска и
остановка блока; для возможности примене-
ния схемы блока генератор — трансформа-
тор — линия без установки выключателя на
стороне повышенного напряжения; для схемы
с попарным присоединением повышающих
трансформаторов блоков к РУ повышенного
напряжения.
Схема с двумя основными и
третьей обходной системами шин,
с одним выключателем на цепь. Эта
схема получила очень большое распростране-
ние в Союзе и применялась для РУ напряже-
нием от ПО до 500 кВ включительно на всех
тепловых электростанциях, запроектированных
после 1947 г., когда она была принята как ти-
повая (рис. 1-1,а). Эта схема применялась
в РУ напряжением НО—500 кВ типовых РЭС
7
Рис. 1-1. Схемы распределительных устройств.
а — с двумя основными и третьей обходной системами шин, с одним выключателем на цепь: 1 — обходной выключатель; 2 —
шиносоединительный выключатель; 3 — шиносоединительный выключатель с дополнительным обходным разъединителем; б — с по-
лутора выключателями на цепь; в — с двумя выключателями на цепь; г — трансформатор — шины; д — с одной основной и одной
обходной системами шин; е — многоугольник; ж— с одной системой шнн; з — с одним н одной третью выключателя на
цепь (173). .
Для осуществления последовательного соединения шиносоединительного выключателя Bi и обходного В2 необходимо включить
разъединнтелн Л—Р4 (рис.
с блоками по 100, 150, 200 и 300 МВт
(рис. 1-2—1-5) до 1966 г.
Для возможности вывода в ремонт любого
из выключателей без перерыва в работе цепи
устанавливается обходной выключатель; для
возможности распределения всех цепей меж-
ду двумя основными системами шин с сохра-
нением параллельной работы последних уста-
навливается отдельный шиносоединительный
выключатель (рис. 1-1,п). В соответствии
с действовавшими в период разработки проек-
тов этих РЭС нормами технологического про-
ектирования (НТП) отдельные шиносоедини-
Рис. 1-2. Главная схема типовой РЭС с четырьмя бло-
ками по 100 МВт.
тельный и обходной выключатели устанавли-
вались при количестве линий шесть и более.
При пяти линиях и менее в РУ устанавливал-
ся один обходной выключатель, используемый
также и в качестве шиносоединительного в пе-
риоды, когда он не занят для ремонта других
выключателей («совмещенный» выключатель),
для чего выполнялась перемычка с разъеди-
нителем между обходной и одной из рабочих
систем шин (рис. 1-3,а). В настоящее время
согласно НТП, принятым в 1967 г., отдельный
обходной и шиносоединительный выключатели
в РУ блочных РЭС устанавливаются незави-
симо от числа цепей.
Схема с двумя основными и третьей обход-
ной системами шин обладает следующими
возможностями: ревизии любого из выключа-
телей без перерыва работы цепи; поочередной
ревизии шин; произвольной группировки цепей
РУ между двумя системами шин (при этом
имеется в виду возможность сохранения в ра-
боте всех цепей, присоединенных к одной си-
стеме шин в случае повреждения на второй);
отключение одной цепи (при правильной ра-
боте выключателя и его защит) не сказывает-
ся на положении других цепей.
Однако этой схеме свойственны и недостат-
ки: в несекционированном РУ возможна поте-
ря половины цепей при отказе линейного вы-
ключателя или повреждении на сборных ши-
8
нах и потеря всех цепей при повреждении
шиносоединительного выключателя или при
отказе выключателя в период ревизии одной
из двух систем шин; необходима установка
дополнительных шиносоединительного и об-
ходного выключателей и значительного числа
разъединителей, а при секционировании сбор-
ных шин — еще и секционных и дополнитель-
ных обходных и шиносоединительных или сов-
мещенных выключателей на каждой секции;
для каждой цепи необходимо установить по
четыре разъединителя; необходимо производ-
ство большого числа операций разъединителя-
ми для вывода в ежегодную ревизию выклю-
чателей, разъединителей и систем шин.
Опыт эксплуатации РУ с двумя системами
шин подтвердил, что перечисленные недостат-
ки ее являются не предположительными, а дей-
ствительными, так как отключения систем
шин в РУ НО—220 кВ происходили достаточ-
но часто — в среднем 1 раз в 10 лет (на одно
РУ).
С ростом единичных мощностей агрегатов,
установленных на РЭС до 500—800 МВт, и
мощности всей РЭС до 4—6 млн. кВт потеря
одной системы шин в случае присоединения
всех блоков к одному РУ 330 или 500 кВ бу-
дет означать потерю половины мощности РЭС
и половины отходящих от РУ линий, что, не-
сомненно, будет очень тяжелым даже для
мощной энергосистемы. Обычно в проектах
энергосистем величина резервной мощности
принимается 12—14%, причем для возмеще-
ния аварийно выбывших агрегатов могут быть
использованы лишь 5% (2% для частотного
резерва и 3% для аварийного резерва), так
как 7—9% предусматривается для возмеще-
ния выведенного в плановый ремонт оборудо-
вания). Наряду с мобилизацией активной
мощности при аварийном выходе из строя по-
ловины или всей мощной РЭС необходимо
обеспечить участок системы, где была потеря-
на эта активная мощность, еще и реактивной
мощностью, так как в противном случае в се-
ти будет резкая посадка напряжения со всеми
вытекающими отсюда последствиями. Таким
образом, в РУ мощной РЭС при применении
схемы соединений с двумя основными систе-
мами шин необходимо предусматривать допол-
нительное секционирование шин с тем, чтобы
при повреждениях не терялось бы столь зна-
чительная мощность. Для обеспечения требо-
ваний надежности и экономичности в РУ
ПО—220 кВ с двумя основными и третьей об-
ходной системами шин Теплоэлектропроект
считает целесообразным выполнять следующие
виды секционирования шин: при числе линий
12 и более — секционирование обеих систем
шин выключателями; при числе присоединений
(линий и трансформаторов) 12 и более — сек-
41
Рис. 1-3. Главная схема типовой РЭС с четырьмя бло-
ками по 150 МВт.
а — схема с автотрансформаторами, включенными в блок
с одним из генераторов; б -т- схема с отдельными автотранс-
форматорами.
ционирование одной системы шин. При любом
секционировании на каждой секции устанав-
ливается по одному совмещенному выключа-
телю (обходной, он же и шиносоединитель-
ный). При числе присоединений меньше 12
сборные шины не секционируются, и в этом
случае, по мнению автора, целесообразно по-
следовательное соединение обходного выклю-
чателя (ОВ) и шиносоединительного выключа-
теля (ШСВ), что исключит возможность по-
тери обеих систем шин в случае отказа шино-
9
б)
Рис. 1-4. Главная схема типовой РЭС с шестью блоками по 200 МВт.
а 1 схема с автотрансформаторами, включенными в блоки с двумя генераторами* б — схема
с отдельными автотрансформаторами.
10
:оли.нш1
Влиний
Злинии
Рис. 1-5. Главная схема типовой РЭС с восемью блоками по 300 МВт. ТЭП, 1959 г.
соединительного выключателя и, таким обра-
зом, повысит надежность РУ без установки
дополнительного выключателя [Л. 1—23]. Для
осуществления последовательного соединения
ОВ и ШСВ достаточно установить один до-
полнительный разъединитель в цепи ШСВ,
как показано в левой крайней цепи на
рис. 1-1,а; пунктиром на этой схеме показана
цепь тока при таком соединении ОВ и ШСВ.
При секционировании шин на значитель-
ное число частей потребуется большое коли-
чество дополнительного оборудования. При
установке блоков мощностью 300—800 МВт
эти блоки, как правило, присоединяются к РУ
напряжением 330—500 кВ, для которых ком-
мутационное оборудование стоит очень доро-
го. Так, ячейка РУ 330 кВ по указанной схе-
ме с одним выключателем на цепь стоит
200 тыс. руб., а для 500 кВ — 350 тыс. руб.
Очевидно, что в этих условиях секциониро-
вание систем шин на большое количество ча-
стей в рассматриваемой схеме будет связано
с очень значительными затратами денежных
средств, оборудования и материалов.
Схема с полутора выключателя-
ми на цепь (рис. 1-1,6). По полуторной
схеме в РУ выполняются две системы шин, при-
чем каждые две цепи присоединяются к обеим
системам шин с помощью трех выключателей.
На каждом присоединении устанавливается
линейный разъединитель, с помощью которого
это присоединение после выключения его двух
выключателей может быть отсоединено от вы-
ключателей, после чего оба выключателя цепи
могут быть снова включены, — тем самым вос-
становится присоединение оставшейся в рабо-
те цепи к обеим системам шин.
Полуторная схема имеет следующие досто-
инства: возможность вывода в ремонт любого
из выключателей без производства операций
разъединителями под током (после отключе-
ния выводимого в ремонт выключателя он от-
соединяется от других элементов схемы,
остающихся под напряжением, двумя разъеди-
нителями, установленными по обе стороны
выключателя. Таким образом, разъединители
не являются оперативными и служат только
для ремонта данного выключателя, что по-
зволяет выполнить блокировки между ними и
выключателей исключительно простыми и,
следовательно, надежными); возможность от-
ключения любой из двух систем шин для очи-
стки ее изоляторов и ревизии контактов без
нарушения работы всех цепей; сохранение
питания всех цепей при отключении обеих си-
стем шин.
Полуторная схема имеет однако и недо-
статки: а) короткое замыкание (к. з.) на ли-
нии в период ремонта выключателя первого
ряда этой «цепочки» приводит к потере связан-
ного с этой линией повышающего трансформа-
тора (блока); б) отказ выключателя1 третье-
го ряда одной линии в период ремонта выклю-
чателя второго ряда другой линии приводит
к потере двух линий (которые могут быть и
транзитными); в) отказ выключателя первого
ряда одного трансформатора в период ремонта
выключателя второго ряда другого трансфор-
матора приводит к потере двух повышающих
трансформаторов (блоков); г) необходима
установка большого числа выключателей и
1 Под отказом понимается любое повреждение вы-
ключателя, которое приводит в действие автоматическое
отключение присоединения.
11
трансформаторов тока; д) в период ревизии
одной системы шин и ее разъединителей по-
вреждения на другой или отказ одного из вы-
ключателей второй системы шин в этот период
приводит к потере связей между блоками, т. е.
к возможности появления избыточной мощно-
сти в одних блоках и недостатку мощности
в других; е) усложняется релейная защита
отдельных цепей из-за того, что трансформа-
торы тока каждой пары цепей должны выби-
раться с учетом возможности прохождения по
ним сильно различающихся по величине токов,
причем должны быть рассмотрены также и ре-
жимы, при которых выводится в ревизию лю-
бой из трех выключателей каждой пары це-
пей; ж) при нечетном числе цепей в РУ уве-
личивается число выключателей; з) необходи-
мость равенства числа цепей, отходящих от
РУ в противоположные стороны (в противном
случае увеличиваются размеры РУ); и) по-
вреждения на линии отключаются двумя вы-
ключателями, из-за чего последние необходи-
мо чаще ремонтировать, что увеличивает объ-
ем эксплуатационных работ; номинальный ток
выключателей первого и третьего рядов долж-
ны выбираться с учетом того, что при ремон-
тах одного из этих выключателей другой будет
длительно обтекаться суммарным током двух
присоединений данной «цепочки»; д) в узлах
присоединений трансформаторов к «цепочкам»
необходимо установить дополнительные транс-
форматоры напряжения, кроме устанавливае-
мых шинных и линейных; м) при'ремонте лю-
бого выключателя второго ряда отказ любого
из выключателей первого или третьего рядов
приводит к отключению двух присоединений —
одного в .«цепочке», где ремонтируется выклю-
чатель, и второго, там где отказал выклю-
чатель.
Для устранения недостатков, указанных
в пунктах «б», «в» и «м», прибегают к секцио-
нированию сборных шин через каждые две
«цепочки» и к изменению мест присоединения
линий и трансформаторов в каждой паре «це-
почек», однако при этом увеличиваются и без
того значительные затраты на РУ по такой
схеме.
Схема с одним и одной третью
выключателя на цепь (см. рис. 1-1,з).
В РУ, выполненном по этой схеме, на каждые
три присоединения устанавливается «цепочка»
из четырех выключателей, присоединяющаяся
концами к двум системам шин; таким обра-
| зом, среднее число выключателей на одно при-
соединение в этой схеме равно 4/з, поэтому она
названа схемой «Р/з». Последняя во многом
сходна с полуторной схемой как по достоин-
ствам, так и по недостаткам, но имеет мень-
шие капитальные затраты, и несколько боль-
шие «связанности»: в период ремонта выклю-
чателей первого ряда отказ выключателей чет-
вертого и третьего рядов приводит к отклю-
чению от обеих систем шин РУ трех или двух
присоединений данной цепочки.
Схема с двумя выключателями
на цепь (рис. 1-1,в) применялась в СССР
в 30-х годах.
Достоинства схемы состоят в следующем:
вывод в ревизию любого из выключателей не
требует производства операций разъедините-
лями под током (после отключения выключа-
теля отключаются разъединители, установлен-
ные по обе его стороны); обеспечена возмож-
ность ревизии любой из двух систем шин;
повреждение любой из двух систем шин не
приводит к отключению генерирующих цепей
или линий.
Недостатками схемы являются: очень боль-
шое по сравнению с другими схемами число
выключателей и трансформаторов тока; в пе-
риод ревизии одной системы шин и ее разъе-
динителей повреждения на второй системе
шин или отказ одного из выключателей приво-
дят к потере всех цепей РУ; повреждение на
линии отключается двумя выключателями,
из-за чего последние необходимо чаще ремон-
тировать, что увеличивает объем эксплуата-
ционных работ.
Разновидностями схемы с двумя выключа-
телями на цепь являются схемы «транс-
форматор — шины» и «линия — шины»
(рис. 1-1,а). Две цепи трансформаторов (или
линий) из общего числа цепей, присоединен-
ных к РУ, присоединяются к сборным шинам
лишь с помощью разъединителей; остальные
цепи присоединяются к сборным шинам двумя
выключателями на цепь. Достоинства схемы
«трансформатор — шины» состоят в том, что
любой из выключателей может быть выведен
в ревизию без нарушения работы цепи и
с минимальным количеством операций разъе-
динителями. Недостатки этой схемы заключа-
ются в следующем: повреждение одной' из
двух систем шин приводит к потере генератор-
ной мощности; при аварии на трансформаторе
(линии) повреждение отключается выключа-
телями всех остальных цепей, т. е. тремя-че-
тырьмя выключателями, из-за чего приходится
чаще ремонтировать эти выключатели (что
увеличивает объем эксплуатационных работ);
при пяти и более цепях число выключателей
по этой схеме существенно больше, чем в схе-
ме с двумя основными и третьей обходной си-
стемами шин, так как шестая и последующие
цепи присоединяются к системе шин с по-
мощью двух выключателей на цепь; при вы-
воде в ревизию одной из двух систем шин
одновременно выходит из работы один из двух
трансформаторов (или одна линия), а все це-
пи окажутся присоединенными к единственной
12
системе шин; повреждение в этот период един-
ственной оставшейся в работе системы шин
или трансформатора, присоединенного к ней,
приводит к потере всего РУ. Так как этот под-
вариант схемы с двумя выключателями на
цепь применим при ограниченном числе цепей,
он в дальнейшем не рассматривается как воз-
можный вариант схемы РУ мощной РЭС
с большим числом агрегатов и линий; схема
может найти применение на начальных этапах
развития РУ и в частных случаях.
Схема с одной основной и одной
обходной системами шин (рис.1-1,д).
Основная система шин, как правило, секцио-
нируется выключателями на части с тем, что-
бы исключить возможность потери всего РУ
при повреждении или при необходимости про-
ведения очистки изоляции или ремонтов на
этой системе шин.
. Обходная система шин используется для
ремонтов всех выключателей РУ — трансфор-
маторов и линий (на ГЭС, где выключатели
блоков могут быть отревизованы в период
длительных остановов генераторов из-за
уменьшения расходов воды, обходная система
шин иногда используется только для ревизии
линейных выключателей). Для питания обход-
ной системы шин устанавливается обходной
выключатель, а при секционировании основ-
ной системы шин на части питание обходной
системы шин осуществляется с одной или
с каждой из секций.
Достоинства рассматриваемой схемы со-
стоят в том, что возможен вывод выключате-
ля в ремонт любой цепи без перерывов в ее
работе, отсутствуют развилки из шинных
разъединителей.
К недостаткам схемы относятся: необходи-
мость секционирования основной схемы шин
с установкой дополнительных секционных и
обходных выключателей; необходимость от-
ключения всех цепей, присоединенных к сек-
ции основной системы шин, в случае произ-
водства работ на этой секции; отключение
всех цепей, присоединенных к секции, в случае
аварии на последней или отказе любого из
выключателей и отключение двух секций
основной системы шин в случае отказа сек-
ционного выключателя,
Схема многоугольника (рис. 1-1,е).
В обычной схеме многоугольника цепи при-
соединяются к перемычкам между соединяе-
мыми последовательно в многоугольник вы-
ключателями, с числом последних, равным
числу цепей.
Для уменьшения сечения ошиновки и ве-
личин токов, проходящих в нормальном ре-
жиме по выключателям, генерирующие цепи
чередуются с цепями линий электропередачи.
Для восстановления схемы многоугольника
после отключения линий или трансформатора
на каждом из присоединений установлен вы-
ходной разъединитель.
Достоинства этой схемы: в схеме нет узлов,
авария которых могла бы вывести из работы
больше двух цепей; число выключателей рав-
но числу цепей; вывод в ремонт любого вы-
ключателя возможен без нарушения работы
других цепей и с минимальным количеством
операций разъединителями — при выводе
в ремонт выключатель отключается, а затем
отключаются два разъединителя, установлен-
ных по обе стороны выключателя.
Недостатки схемы: усложняется выбор
трансформаторов тока, установленных в коль-
це (при этом должны быть рассмотрены все
возможные случаи выводов в ремонт различ-
ных выключателей), и соответственно услож-
няется и выбор релейной защиты отдельных
цепей; повреждение на линии отключается
двумя выключателями, из-за чего последние
необходимо чаще ремонтировать, что увеличи-
вает объем работ в эксплуатации; при выводе
в ревизию одного из выключателей много-
угольника последний размыкается и превра-
щается в одиночную, многократно секциониро-
ванную систему шин. Отключение одной из
цепей в этот период может привести к распаду
РУ на части, в которых нарушен баланс меж-
ду располагаемыми мощностями и нагрузка-
ми: в одной части окажется избыток генера-
торной мощности, и последняя может быть за-
перта, в другой — недостаток генераторной
мощности, что может привести к необходимо-
сти отключения части нагрузки, если эти не-
балансы не выравниваются йерез сеть систе-
мы. При отключении в этом режиме линии на
предпоследней секции разомкнутого кольца
генераторный блок, присоединенный к секции
кольца, окажется отключенным от РУ, т. е. его
мощность будет кратковременно потеряна для
сети; в режиме, при котором линия окажется
присоединенной к крайней секции, отключение
трансформатора приведет к одновременному
отключению линии.
При значительном числе присоединений
последние могут быть поделены между двумя
многоугольниками —тем самым уменьшится
число цепей, присоединенных к каждому из
них; при двух многоугольниках в РУ выпол-
няется одна или две связи между ними, при
этом вывод в ремонт любого из выключателей
в одном многоугольнике не скажется на вто-
ром многоугольнике. Связь между двумя мно-
гоугольниками может выполняться также и
через линии на приемных подстанциях систе-
мы. В тех же целях на некоторых зарубежных
установках многоугольники выполняются
с диагоналями (см. рис. 1-24).
13
Схемы с одной системой шин
(рис. 1-1,ж) исключительно просты и нагляд-
ны. Однако им свойственны и весьма сущест-
венные недостатки, а именно: для ограниче-
ния числа трансформаторов и линий, которые
могут быть потеряны в случае повреждения
сборных шин или отказа любого из выключате-
лей, или при проведении ремонтных работ на
любом из шинных разъединителей необходи-
мо единственную систему шин делить на зна-
чительное число секций с помощью выключа-
телей, что и приведет к большой стоимости
РУ; для проведения ремонтов на любом из вы-
ключателей необходимо прекратить питание
по этой цепи на все время этих работ, что
либо вообще не может быть допущено, либо
приведет к резкому понижению надежности
электроснабжения в этот период.
Схема генератор — трансформа-
тор — линия (ГТЛ) с уравнительным
многоугольником и обходной си-
стемой шин (см. рис. 1-9). В блок с повы-
шающими трансформаторами присоединяется
линия, идущая да приемную подстанцию
сети; между трансформатором и линией
устанавливается выключатель. Ответвление
между повышающим трансформатором и ли-
нейным выключателем присоединяет блок
также к уравнительному многоугольнику.
К уравнительному многоугольнику присоеди-
няются линии и автотрансформаторы, не вклю-
ченные в блоки с повышающими трансформа-
торами. От уравнительного многоугольника
питается и обходная система шин [Л. 1-24].
Обходная система шин может быть использо-
вана для питания линии, соединенной в блок
с повышающим трансформатором и для вос-
становления питания цепи, присоединенной
к уравнительному многоугольнику, если в пе-
риод ремонта одного из двух выключателей
этой цепи произойдет повреждение другого
выключателя этой же цепи (например, если
в период ремонта выключателя 5 произойдет
повреждение выключателя 6). При к. з. на
линии отключается линейный выключатель,
а повышающие трансформаторы блока будут
продолжать питать другие линии через урав-
нительный многоугольник.
При плановом отключении повышающего
трансформатора линия переводится кратковре-
менно на питание от обходной системы шин,
а после отключения блока и разъединителя,
установленного у повышающего трансформа-
тора, она присоединяется через свой выключа-
тель непосредственно к уравнительному много-
угольнику. В период ремонта выключателей
в уравнительном многоугольнике отключение
блочной линии из-за повреждения не скажется
на работе остальных цепей; отключение линий,
питающихся от уравнительного многоугольни-
ка в период ремонта одного из выключателей
последнего, в некоторых случаях может при-
вести к кратковременному (на 10—15 мин)
разделению уравнительного многоугольника
на две части с параллельной работой этих ча-
стей через приемные подстанции системы;
после отключения разъединителем поврежден-
ной линии схема может быть восстановлена.
Следует отметить, что парные линии и авто-
трансформаторы связи целесообразно присое-
динить таким образом, чтобы при поврежде-
нии любого из выключателей уравнительного
многоугольника в период поочередного ремон-
та его выключателей не могло создаться по-
ложения, когда обе такие линии (автотранс-
форматоры) останутся без питания, т. е. они
не будут иметь справа или слева от себя цепи
повышающих трансформаторов.
Для уменьшения количества переключений
в токовых цепях релейной защиты трансфор-
маторы тока устанавливаются непосредствен-
но за высокочастотным заградителем, считая
от линии; таким образом, при переводе линии
на питание от обходной системы шин необхо-
димо будет лишь переключить цепи отключе-
ния от реле своего выключателя на обходные.
Достоинства схемы состоят в следующем:
число выключателей в схеме превышает число
присоединений только на единицу; отключение
линий в блоке осуществляется с помощью од-
ного выключателя; обеспечивается вывод в ре-
монт любого из выключателей; обеспечивается
быстрое включение цепи, питаемой от уравни-
тельного многоугольника в случае отказа его
единственного выключателя в период ремонта
первого выключателя (чего нет ни в схеме
многоугольника, ни в полуторной схеме);
в схеме нет сборных шин и узлов, повреждение
которых вызвало бы отключение более одного
трансформатора и двух линейных присоедине-
ний.
Недостатки схемы заключаются в том, что
для вывода в ремонт выключателей блочных
линий необходимо произвести операции об-
ходными разъединителями этих линий и
усложнена релейная защита повышающего
трансформатора из-за присоединения его к РУ
и блочной линии с помощью трех выключа-
телей.
Блочные схемы ГТЛ (см. рис. 1-53),
в которых каждый блок присоединяется непо-
средственно к приемной подстанции сетей,
обеспечивает наименьшую взаимосвязь между
блоками на РЭС, и, следовательно аварии,
возникающие на одном из блоков, не скажут-
ся на работе других блоков. Однако такие
схемы в Союзе применяются относительно ред-
ко из-за того, что сооружение большого числа
линий большой длины по числу блоков, осо-
бенно при значительном числе последних и
14
Рис. 1-6. Схемы РУ с небольшим числом цепей или для первой очереди сооружения.
а — схема треугольника для трех цепей; б — схема квадрата для четырех цепей; в — схема неполного квадрата для четырех
цепей; г — схема мостика с шунтирующими разъединителями для четырех цепей; д — схема двойного мостика для пяти цепей,,
линия I, 3 идут к одной подстанции и взаимно резервируются; е — схемы двойного мостика для пяти цепей, с шунтирующими
разъединителями^
при высоких и сверхвысоких напряжениях пе-
редачи, экономически нецелесообразно, по-
скольку пропускная способность таких линий
больше мощности одного блока; кроме того,
в периоды остановов блоков не используются
их линии для снижения потерь в сети. В СССР
такие схемы реализуются обычно при сравни-
тельно небольшой длине блочной линии, отно-
сительно невысоких напряжениях (ПО и
220 кВ) и небольшом числе блоков. При пер-
вой очереди сооружения РУ или при неболь-
шом числе цепей в нем могут быть применены
схемы треугольника (рис. 1-6), квадрата, мо-
стика (три выключателя при четырех цепях),
двойного мостика (четыре выключателя при
пяти цепях).
Сравнительная оценка и выбор
наиболее целесообразного вари-
анта схемы соединений РУ РЭС. Как
видно из описания, каждая из схем имеет свои
достоинства и недостатки. Каким же из них
следует отдать предпочтение для РУ мощных
РЭС?
Прежде всего необходимо рассмотреть
условия присоединения РУ данной РЭС к си-
стеме и наметить возможные варианты схем.
Для суждения о том, какая из них наиболее
целесообразна для конкретных условий, необ-
ходимо получить для каждого из сравнивае-
мых вариантов схем следующие объективные
количественные показатели: а) капитальные
затраты; б) количество операций разъедини-
телями за год; в) количество операций вы-
ключателями за год; г) величину вероятных
простоев блоков за год; д) расчетные затраты,
которые учитывают капитальные затраты и
эффективность их вложения, годовые расходы
по эксплуатации оборудования РУ и, наконец,
народнохозяйственный ущерб из-за недоотпу-
ска электроэнергии при авариях в РУ или ка-
питальные затраты на резервную мощность
в энергосистеме.
При выборе целесообразного варианта схе-
мы мощной электростанции часто подчерки-
вается необходимость учета местных условий,
но, к сожалению, не показывается, как это
сделать. Между тем за счет учета местных
условий при совместном рассмотрении схемы
электрических соединений РУ электростанции
и схемы сети системы, к которой она примы-
кает, можно получить наиболее целесообраз-
ное по надежности и экономичности решение;
15
раздельное же рассмотрение схемы соедине-
ний РУ электростанции и сети системы неиз-
бежно приведет к увеличению затрат, так как
в каждой из этих частей потребуется создание
отдельных резервных элементов [Л. 1-23].
При упомянутом совместном рассмотрении
и следует производить оценку последствий
аварийных отключений отдельных элементов:
повышающих трансформаторов блоков, линий,
выключателей как при полностью собранной
схеме РУ, так и в период поочередного вывода
в ремонт этих элементов. Ниже, на конкрет-
ном примере, рассмотрено применение изло-
женного принципиального исходного положе-
ния для случая сооружения ТЭС мощностью
8 X 500 МВт в новом районе.
а) Капитальные затраты определя-
ются по количеств^ ячеек с выключателями,
разъединителями, трансформаторами тока и
напряжения, необходимых для осуществления
схемы. Капитальные затраты учитываются по
укрупненным показателям стоимости (УПС)
ячейки с выключателем, трансформаторами
тока и напряжения и включают стоимость обо-
рудования, монтажа и строительной части.
При уменьшении в некоторых схемах количе-
ства разъединителей соответственно изменяет-
ся стоимость ячеек. Стоимость ячеек опреде-
ляется следующим образом: за единицу при-
нята стоимость ячейки с выключателем по
схеме с двумя основными и третьей обходной
системами шин. Стоимость ячейки по схеме
многоугольника, где для каждой цепи уста-
навливаются три, а не четыре разъединителя,
составляет для 500 кВ 0,93, для 330 кв 0,94 и
для 220 кВ 0,95 стоимости ячейки по схеме
с двумя основными и третьей обходной систе-
мами шин. Стоимость ячеек,по последней схеме
составляет: 350, 200 и 100 тыс. руб. для на-
пряжений 500, 330 и 220 кВ соответственно;
коэффициенты для перехода к схеме с полу-
тора выключателями на цепь составляют для
ОРУ 500 кВ 0,91; 330 кВ 0,92 и 220 кВ 0,94.
б) Количество операций разъ-
единителями за год, которое необхо-
димо производить по каждому из вариантов
схемы соединений по режимным соображени-
ям и для ремонтов оборудования (в том числе
и самих разъединителей), характеризует в из-
вестной степени надежность схемы соедине-
ний; при этом существенным является не чи-
сло этих операций, а связанная с ним воз-
можность ошибочных операций, при которых
может произойти не только поражение персо-
нала возникшей дугой, но и отключение зна-
чительного числа генерирующих блоков и ли-
ний передачи с развитием аварии в систем-
ную. В этом отношении все варианты известных
схем соединений могут быть разделены на две
группы: с двумя системами сборных шин,
с одним выключателем на цепь, где ошибоч-
ная операция с одним из шинных разъедини-
телей приведет к потере системы шин (или
секции шин) со всеми присоединенными к ней
цепями, и схемы многоугольников (одного или
нескольких), в которых ошибочная операция
разъединителей приведет к отключению при
полностью собранной схеме одной или макси-
мум двух цепей РУ. В последних схемах не
только меньше операций разъединителей, но
и существенно меньшая опасность развития
аварии в системную в случае такой ошибочной
операции. Следует отметить, что в схемах мно-
гоугольников большинство разъединителей
являются ремонтными, а не оперативными, по-
чему их блокировки со своими выключателя-
ми, исключающие возможность производства
ошибочных операций, могут быть значительно
более простыми, а следовательно, и более на-
дежными.
Промежуточными являются схемы соедине-
ний с полутора и одним и одна треть (1‘/з)
выключателями на цепь и схема ГТЛ с урав-
нительным многоугольником и обходной си-
стемой шин. В первых двух схемах имеются две
системы сборных шин и ошибочная операция
с одним из шинных разъединителей первой си-
стемы шин в период ремонтов на другой при-
ведет к отделению от обеих систем шин всех
спаренных (или строенных в схеме «Р/з») це-
пей; при этом весьма вероятно, что в одних
«цепочках» окажется избыток генерирующей
мощности, а в других — недостаток, следстви-
ем чего возникнут резкие колебания напряже-
ния у потребителей и частичное отключение
или ограничение последних.
Произведенные сопоставительные расчеты
по определению количества операций разъеди-
нителями за год для различных вариантов
схем соединений показали, что резкое разли-
чие (в 3—4 раза) имеется между схемой
с двумя основными и третьей обходной систе-
мами шин и всеми другими вариантами схем со-
единений— многоугольники, полуторная^ «Р/з»
и ГТЛ с уравнительным многоугольником и
обходной системой шин; внутри же второй
группы вариантов схем соединений разница
в количестве операций разъединителями за
год относительно невелика и находится в пре-
делах 30%—естественно, для схем РУ, рас-
считанных на одинаковое число цепей.
Таким образом, сопоставление между ва-
риантами внутри второй группы схем соеди-
нений по количеству операций разъединителя-
ми за год можно для ускорения получения
более важных характеристик отложить на бо-
лее позднее время. О том, что эта характери-
стика схемы не является решающей, следует
также из следующего. Схемы со сборными ши-
нами с одним выключателем на цепь с двумя
16
и тремя рабочими системами шин находят все
более редкое применение на мощных электро-
станциях, так как для исключения возможно-
сти одновременной потери большого числа ге-
нерирующих источников и линий эти сборные
шины необходимо секционировать на большое
число секций, при этом требуется значительное
количество дополнительных выключателей —
секционных и шиносоединительных. Такое по-
ложение хорошо иллюстрируется схемой со-
единений, примененной на английской элек-
тростанции Коттам с четырьмя блоками по
500 МВт (см. рис. 1-39). Здесь в РУ 400 кВ
с двумя системами шин для ограничения ко-
личества теряемых блоков и линий при аварии
на секции к каждой из секций присоединяется
по одному повышающему трансформатору
блока и по две линии 400 кВ. Таким образом,
при четырех секциях в РУ с двумя системами
шин потребовалось установить помимо выклю-
чателей в цепи каждого присоединения еще
пять выключателей. Однако и в этой схеме
соединений не исключена возможность потери
двух блоков и четырех линий, что может иметь
место в случае повреждения любого из сек-
ционных выключателей. Все разъединители
цепей линий и трансформаторов являются
оперативными.
Французским объединением государствен-
ных электростанций рекомендуется выполнять
в РУ 400 кВ три системы шин (см. рис. 2-72).
Для сокращения количества линий и транс-
форматоров, которые могут быть потеряны при
повреждении на секции сборных шин, каждая
из трех систем шин секционируется выключа-
телем на две части. Кроме того, в РУ преду-
смотрены еще два шиносоединительных вы-
ключателя и третий выключатель связи, с по-
мощью которого любая из секций шин может
быть связана с другой секцией. Таким обра-
зом, в этой схеме установлено дополнительно
шесть вспомогательных выключателей. Несом-
ненно также, что наличие значительного коли-
чества разъединителей, с помощью которых
осуществляется перевод цепи с одной системы
шин на вторую или третью, повышает вероят-
ность производства ошибочных операций ими,
опасных для персонала и могущих вызвать
•серьезные аварии в РУ. Очевидно также, что
при применении двух и трех систем шин
усложняются блокировки между шинными
разъединителями и между разъединителями и
выключателями, что не может не сказаться на
надежности всего РУ. Хотя указанное отрица-
тельное свойство схемы соединений с двумя
основными и третьей обходной системами шин
общеизвестно, применение именно этой схемы
оказывается в некоторых случаях наиболее
целесообразным, например при двух источни-
ках питания и 8—12 линиях, что часто имеет
место при мощных блоках, присоединяемых
к РУ НО—220 кВ. Из многолетнего опыта экс-
плуатации РУ с двумя системами шин как
в СССР, так и за рубежом можно установить,
что при выполнении соответствующих блоки-
ровок может быть обеспечена надежная рабо-
та и таких РУ. Именно на основании положи-
тельного опыта эксплуатации в Англии РУ
275 и 400 кВ на электростанциях с блоками
мощностью по 500 МВт в последние годы вы-
полняются по ранее приведенной схеме с дву-
мя секционированными системами шин. Изве-
стно, что во Франции и Западной Германии
успешно эксплуатируются РУ с двумя и с тре-
мя системами шин, с одним выключателем на
цепь.
В ФРГ предложена модифицированная
схема соединений с полутора выключателями
на цепь [Л. 1-14], в которой изменено обычное
расположение разъединителей таким образом,
чтобы в период ремонта одного из крайних
выключателей цепочки из трех выключателей
питание каждой из двух цепей осуществлялось
через свой выключатель, присоединенный
к сборным шинам, а не с питанием, обеих цепей
в этот период через один выключатель, как это
имеет место в обычной схеме с полутора вы-
ключателями на цепь, что является существен-
ным недостатком последней. Таким образом,
в этой модифицированной схеме все разъеди-
нители стали такими же оперативными, как
в схеме с двумя системами шин и одним вы-
ключателем на цепь. Очевидно, что именно
положительный опыт эксплуатации схем с опе-
ративным разъединителем позволил рекомен-
довать эту модифицированную схему.
в) Количество операций выклю-
чателями за год является одним из
важнейших показателей, потому что, как пока-
зал опыт эксплуатации, около 60% общего
числа аварий с воздушными выключателями
330—500 кВ происходит при операциях ими,
20%' аварий с выключателями происходит
в состоянии их покоя и лишь 20%—при от-
ключении токов короткого замыкания (к. з.).
Таким образом, около 80% общего числа ава-
рий с выключателями зависит от числа выклю-
чателей в схеме соединений и количества опе-
раций с ними, которые необходимо выполнять
при отсоединениях и подсоединениях отдель-
ных цепей для проведения ремонтных работ.
Число отключений различных цепей за год
может быть определено по данным, приведен-
ным в табл. 1-1 и 1-2.
Из опыта эксплуатации РЭС с блоками
300 МВт можно установить, что количество
вынужденных отключений блоков из-за непо-
ладок в технологической части составляет
около 2 на каждые 1 000 ч работы блока, или
всего около 14 раз за год.
-2—319
17
Таблица 1-1
Продолжительность и трудоемкость плановых
и аварийных ремонтов и удельная повреждаемость
воздушных выключателей, трансформаторов
и линий
Показатели Напряжение, кВ
До 35 110 | 220 | ззэ 1 500
Выключатели воз- душные
Средняя удельная пов- реждаемость, ХсР 0,03 0,05 0,07 0,10 0,14
Средняя продолжитель- ность планового ремон- та одного выключате- ля, дней1 3 3 5 7 10
То же, отнесенная к го- ду» х 0,01 0,01 0,015 0,02 0,03
Среднегодовая трудоем- кость планового ремон- та одного выключате- ля, чел-ч 50 100 150 200 300
Продолжительность ава- рийного ремонта, ч Силовые транс- форматоры2 8 10 10 10 10
Средняя удельная пов- реждаемость, Аср 0,01 0.015 0,02 0,03 0,03
Продолжительность ава- рийного ремонта, ч 720 720 720 720 720
Продолжительность пе- рекатки резервного трансформатора, ч 10 10 10 10 10
Продолжительность при- соединения накладками резервной фазы без пе- рекатки, , ч3 Л и н и и 1 э л е к т р о п е- р е д а ч и 3 3 3 3 3
Удельная ? повреждае- мость на 100 км дли- ны4, число^раз за год — 2,0 1,5 1,0 0,5
Средняя J продолжитель- ность аварийного ре- монта, ч — 8 8 8 8
Число отключений линии за год для плановых поучастковых ремон- тов5 15 15 10 10
1 Принято но табл. 1-2.
2 Плановые отключения трансформаторов блочных, новы чающих
и собственных нужд, приурочиваются к плановым и вынужденным
остановам блока из-за неполадок в технологической части; средняя
продолжительность одного останова блока для устранения неполадок
в его тепловой части 60 ч.
3 При заранее установленных конструкции и ошинэвке для при-
соединения резервной фазы взамен выбывшей.
4 Устойчивые повреждения.
5 Для конкретных объектов с резко различающимися длинами
линий принимаются следующие числа отключений на ремонт за год:
для линий ИО—220 кВ I раз на каждые 5—10 км и для линий 330—
500 кВ 1 раз на каждые 25—40 км [Л.1-25].
Таблица 1-2'
Средняя периодичность, продолжительность
и трудоемкость ремонтов воздушных
выключателей
Показатели Напряжение, кВ
110 220 330 500
Продолжительность капиталь- ного ремонта (1 раз в 3 го- да), дней 5 10 — 20
Продолжительность текущего ремонта — по 25% в год от предыдущей позиции (за 2 го- да), дней 3 5 — 10
Суммарная продолжительность ремонта за 3 года, дней 8 15 — 30
Среднегодовая продолжитель- ность ремонта, дней 3 5 7 10
Среднегодовая трудоемкость ремонта, чел-ч 100 150 200 300
Примечание. Бригада, осуществляющая ремонт выключа-
телей, состоит из 6 чел., в один рабочий день сна располагает 6Х
X 7/1,4=30 ч-л-ч, где 1,4—коэффициент, учитывающий потери времени
на допуск к работе, переезды и пр. Бригада работает в одну смену.
Произведем подсчет количества операций
выключателями в схеме с полутора выключа-
телями на цепь. Число плановых отключений
линий 330—500 кВ за год по данным {Л. 1-25]
равно 10. Число аварийных отключений линий
за год определяется умножением удельной по-
вреждаемости линий (на 100 км длины) на
ее длину.
Для линий 500 кВ средняя длина может
быть принята 400 км, для 330 кВ 250 км (для
220 кВ 150 км, для 110 кВ 80 км); удельная
повреждаемость линий 500 и 330 кВ 0,5 и 1,0
соответственно (см. табл. 1-1). Таким образом,
вероятная повреждаемость линий 500 и 330 кВ
за год составит:
для ЛЭП 500 кВ Л800 = 0,5Х = 2;
для ЛЭП 330 кВ Я„о=1,0Х^=2,5.
Примем суммарное число отключений за
год п= 10 + 2= 12.
Ранее упоминалось, что число отключений
блока 300 МВт составит около 14 раз в год.
Для упрощения подсчетов принимаем, что чи-
сло отключений повышающего трансформато-
ра (при отсутствии выключателя между гене-
ратором и трансформатором) также равно 12
за год.
При отключении линии необходимо: а) от-
ключить выключатели В2 и ВЗ (см. рис. 1-1,6);
б) отключить разъединитель Рл; в) снова
включить В2 и ВЗ с тем, чтобы блок был при-
соединен к обеим системам шин РУ. При вклю-
чении линии после ремонта необходимо: от-
ключить В2 и ВЗ, включить Рл, снова вклю-
чить В2 и ВЗ. Таким образом, всего надо про-
18
извести восемь операций выключателями и две
операции разъединителями. Общее число опе-
раций выключателями В2 и ВЗ на каждую
линию за год составит: пл= 12X8=96.
Аналогично производятся операции по от-
ключению и присоединению повышающего
трансформатора блока. Всего на одну «цепоч-
ку» (два присоединения) придется: пл=2Х
Х96=192 операции тремя выключателями
500 кВ «цепочки» в год, в том числе 96 опера-
ций с В 2 и по 48 операций с В1 и ВЗ.
При наличии генераторного выключателя
в блоке число операций выключателями В2 и
ВЗ сохраняются без изменения, а вместо 96
операций с В1 и В2 по отключению и при-
соединению генератора будет только 12Х'2 =
=24 операции генераторным выключателем.
Таким образом, в этом случае будут произве-
дены 96 операций двумя выключателями
500 кВ «цепочки» и 24 операции выключате-
лем генератора за год, т. е. число операций
выключателями 500 кВ сократится в 2 раза.
В схеме многоугольника (без генераторных
выключателей) число операций выключателя-
ми 500 кВ определяется аналогично. На каж-
дый выключатель 500 кВ приходится по 12Х
Х4Х2=96 операций в год одинаково для всех
выключателей (и цепей) РУ. При установке
генераторных выключателей операции выклю-
чателями 500 кВ в схеме многоугольника по-
требуется только для отключения и присоеди-
нения линии — т. е. по 48 операций в год на
каждый выключатель (и цепь) 500 кВ и 24
операции генераторным выключателем. Таким
образом, и в этом случае количество операций
выключателями 500 кВ также сократилось
в 2 раза за счет установки выключателей ге-
нераторного напряжения.
В схеме ГТЛ с уравнительным многоуголь-
ником и обходной системой шин число опера-
ций выключателями следующее: для отключе-
ния и включения линии в блоке потребуется
п= 12X4 = 48 операций в год; то же для повы-
шающего трансформатора при отсутствии ге-
нераторного выключателя.
Для линий и трансформаторов, присоеди-
ненных к уравнительному кольцу, п=12Х4Х
Х2=96 операций в год. При наличии генера-
торного выключателя число операций выклю-
чателем блочной линии за год сократится до
«л.бл = 24; выключателями линий, присоеди-
ненных к уравнительному многоугольнику, до
«л.ур=48; операции выключателями 500 кВ
для присоединения и отключения блока будут
заменены 24 операциями генераторным вы-
ключателем. Таким образом, в этой схеме при
установке генераторных выключателей количе-
ство операций выключателями 500 кВ сокра-
щается более чем в 3 раза (если принять, что
число линий в 2 раза больше числа блочных
трансформаторов).
Следует отметить, что подсчеты количества
операций выключателями за год проводились
для всех схем без учета отключений блоков
по условиям графиков нагрузки в рабочие и
нерабочие дни. Опыт эксплуатации мощных
РЭС с блоками 200 и 300 МВт в последние
годы выявил необходимость отключения части
блоков этих электростанций не только в нера-
бочие дни, но и в обычные рабочие дни; число
отключений блоков на некоторых электростан-
циях достигало 500 и больше. Очевидно, что
для таких РЭС, безусловно, целесообразна
установка генераторных выключателей.
г) Величина вероятных простоев
блоков за год. Поскольку при правиль-
но запроектированной сети отключение отдель-
ных линий предусматривается как обычный
расчетный режим и при этом обеспечивается
бесперебойное электроснабжение всех потре-
бителей, нет необходимости в выявлении для
каждого варианта схемы вероятного количе-
ства отключений линий из-за отказов выклю-
чателей; точно так же соответствующим при-
соединением к РУ парных транзитных линий
можно обеспечить сохранение одного из тран-
зитов при отказах выключателей.
Наиболее существенным эксплуатацион-
ным показателем схемы соединений является
вероятное количество отключений за год бло-
ков из-за особенностей каждого из вариантов
схемы соединений, а именно: количество от-
ключений одного блока из-за отказов выклю-
чателей при нормальной, полностью собранной
схеме со всеми нормально включенными вы-
ключателями; то же, но в период проведения
ремонтов выключателей, при этом учитыва-
ются отказы других, не рассмотренных ранее
выключателей; количество отключений блоков
из-за к. з. на линиях в период ремонта выклю-
чателей; количество отключений одновременно
двух блоков из-за отказов одних выключате-
лей в период ремонта других выключателей и
из-за повреждения других элементов схемы
(при спаренных блоках — отключение двух
спаренных блоков). В некоторых схемах целе-
сообразно показать количество случаев отде-
лений блоков за год от РУ с работой отделив-
шихся блоков непосредственно на подстанции
сети и потребителей через свои блочные ли-
нии, без параллельной работы с другими бло-
ками электростанции непосредственно на РУ
этой электростанции. Такие режимы предъяв-
ляют определенные требования к пропускной
способности отдельных линий и связей между
подстанциями. При этом может произойти пе-
рераспределение потоков активной и реактив-
ной мощностей через сеть с соответствующими
дополнительными потерями электроэнергии
2*
19
в них. Однако учитывая, что такие режимы
весьма редки и кратковременны, с увеличени-
ем потерь в сетях можно не считаться.
Ь качестве исходных данных для этих рас-
четов используются усредненные показатели
повреждаемости оборудования; весьма сущест-
венно, что при пользовании такими данными
показатель частоты повреждения совпадает
с величиной вероятности отказа этого вида
оборудования.
Данные табл. 1-1 об удельной повреждае-
мости выключателей получены из анализа экс-
плуатационных материалов, главным образом
по РУ с двумя системами шин, с одним вы-
ключателем на цепь; в этих РУ выключатели
каждой линии, трансформатора используются
только для одного данного присоединения.
Иное положение в схемах с полутора выклю-
чателями на цепь или в схеме многоугольника
и т. п.: в первой схеме средний выключатель
«цепочки», а во второй схеме все выключатели
используются при операциях и при отключе-
нии к. з. для двух присоединений, поэтому ве-
роятность повреждений таких выключателей
будет больше, чем у выключателей по первой
схеме.
Повреждаемость таких выключателей мож-
но определить на основании следующих сооб-
ражений. Рассмотрим присоединение линий и
повышающего трансформатора в РУ 500 кВ
по схеме с полутора выключателями на цепь
(полуторная схема) без генераторных выклю-
чателей. Примем в качестве исходной Лср =
= 0,14. Этому значению соответствует (на
основании ранее сказанного о процентном рас-
пределении повреждаемости по причинам)
/кер=/Сп+/Ск.з+/Соп—0,2 + 0,2 + 0,6=1,0,
где /Сп — коэффициент покоя, учитывающий
процент повреждаемости выключателей в со-
стоянии покоя; /Ск.з — коэффициент, учитываю-
щий процент повреждаемости выключателей
при к. з.; /Соп—коэффициент операций, учиты-
вающий процент повреждаемости выключате-
лей в период производства операций.
Этим условиям эксплуатации соответству-
ет выключатель ВЗ (см. рис. 1-1,6); таким
образом, Хвз=0,14.
Выключатель В2 за год произведет при-
мерно вдвое больше операций, чем выключа-
тель ВЗ. Соответственно следует для него
вдвое увеличить /Соп, т. е. %В2=(/Сп+/Ск.з+
+ 2/Соп) ХЛср='(0,2+0,2+2X0,6)0,14 = 1,6 X
ХО, 14=0,22; коэффициент /Ск.з для этого вы-
ключателя можно не увеличивать, поскольку
количество повреждений в трансформаторах
за год в 30—60 раз меньше, чем линий. По-
правочный коэффициент для В1 определяется
тем, что /Сер должен быть уменьшен на вели-
чину /Ск.з, поскольку числом отключений к. з.
в трансформаторе (1 раз в 30 лет по сравне-
нию с 1—2 разами в год для линий) можно
пренебречь, т. е.
Лв1= (/Сп+/Соп) ХЛср= (0,2+0,6)0,14=0,11.
В схеме, где к цепочке присоединяются две
линии, условия работы выключателя В2 отли-
чаются от ВЗ, поскольку он отключает токи
к. з. в обоих линиях; для него
Лвг= (/Сп+2/Ск.з+2/Соп);
Лер = (0,2+2 X 0,2+2 X 0,6) 0,14=0,25.
Для схемы многоугольника по аналогии
с предыдущим получим: для выключателя
между двумя линиями Лв=0,25, для выключа-
теля между линией и трансформатором Лв=
=0,22.
Для схемы ГТЛ с уравнительным много-
угольником и обходной системой шин для вы-
ключателей блочной линии Лв=0,14, для вы-
ключателей уравнительного многоугольника
Лв=0,22.
При наличии генераторных выключателей
в блоке резко сокращается количество опера-
ций выключателями повышающих трансфор-
маторов, присоединяющими последние к РУ,
и выключателями, общими для трансформато-
ров и линий, что и должно сказываться на по-
вреждаемости этих выключателей; иначе гово-
ря, установка генераторных выключателей ме-
няет характеристики надежности всей схемы
соединений. При этом может оказаться, что,
несмотря на установку этих дополнительных
выключателей в блоки, суммарная вероятность
аварийных остановов блока из-за поврежде-
ний выключателей РУ будет меньшей, чем без
них.
Приведем подсчет показателей повреждае-
мости отдельных выключателей РУ для раз-
личных схем соединений при наличии генера-
торных выключателей. Для выключателя В1
в полуторной схеме Кк.з может быть принят
равным нулю, так как для трансформаторных
выключателей Лт = 0,03 и учет его практически
не скажется на результатах подсчетов. Для
этого выключателя /СОп также может быть при-
нят равным нулю, так как все операции по
присоединению и отключению генератора бу-
дут выполняться с помощью генераторного
выключателя ВГ. Таким образом, для выклю-
чателя ВГ Лвг= (0,2+0+0) Х0,14=0,03; для
выключателя В2' Zb2-=0,14.
При сравнении вероятности отключения
блока за год из-за аварий с его В1 и В2 без
ВГ и при его наличии можно установить, что
для первой схемы
5Л1=Лв1+Лв2=0,1 1 +0,22=0,33,
20
а для второй схемы
jEj ?П ~ ^ВГ ^В1' ^В2'
=0,03 + 0,03 + 0,14 = 0,2,
т. е. значительно меньше, чем для первой, не-
смотря на дополнительный выключатель ВГ.
Аналогично определяется повреждаемость
различных выключателей в схеме многоуголь-
ника и ГТЛ для случая установки генератор-
ных выключателей. В схеме многоугольника
для выключателя между линией и трансфор-
матором %Bi=0,14 и для выключателя между
двумя линиями %В2=О,25. В схеме ГТЛ с урав-
нительным многоугольником и обходной систе-
мой шин при соотношении числа линий и при-
соединений от трансформаторов, равном двум,
для всех выключателей РУ повышенного на-
пряжения Лв=0,14; при ином соотношении
чисел этих присоединений показатель повреж-
даемости для выключателей различных цепей
должен уточняться аналогичным способом.
Пользуясь полученными значениями повреж-
даемости выключателей в зависимости от их
места в разных вариантах схем можно опре-
делить вероятное число отключений блоков за
год, просуммировав все вероятные случаи от-
ключения блоков при ранее перечисленных ре-
жимах.
Для определения вероятного числа часов
простоя блоков необходимо кроме числа слу-
чаев отключения блоков знать также длитель-
ность ликвидации аварии в РУ и время набора
нагрузки блоком. Время, нужное для отделе-
ния отказавшего выключателя разъединителя-
ми после автоматического (под действием ре-
лейной защиты) отключения его другими вы-
ключателями РУ, принимаем равным 0,5 ч;
еще 0,5 ч потребуется для пуска отключивше-
гося блока из горячего состояния и для набо-
ра им нагрузки. Таким образом, длительность
единичного простоя блока при отказе выклю-
чателя в РУ может быть принята 1 ч, если
по схеме в данном режиме блок сможет выда-
вать свою мощность в сеть. В некоторых схе-
мах, например в многоугольнике или в полу-
торной, отказ выключателя, установленного
с одной стороны присоединения трансформа-
тора к РУ, в период ремонта выключателя,
установленного с другой стороны этого при-
соединения приводит к тому, что блок не смо-
жет быть приключен к РУ, пока не будет сроч-
но отремонтирован один из двух выключате-
лей на его присоединении. Длительность ава-
рийного ремонта выключателя может быть
принята 8—10 ч (см. табл. 1-1). Пуск блока
придется производить из «холодного» состоя-
ния, на что необходимо 6 ч; начинать пуск
блока надо еще до окончания аварийного ре-
монта выключателя.
При определении вероятного простоя из-за
повреждения выключателя в период ремонта
другого выключателя следует величину удель-
ной повреждаемости умножить на относитель-
ную среднегодовую длительность планового
ремонта выключателя (табл. 1-1). Таким об-
разом, длительность простоя блока из-за от-
каза выключателя составит при нормальном
режиме:
Д7’и=^, Ч/год,
где t — длительность единичного простоя бло-
ка, равная 1 ч (при пуске из горячего состоя-
ния и длительности ликвидации аварийного
состояния в РУ 0,5 ч); X — повреждаемость
(интенсивность потока отказов данного вы-
ключателя).
Но в период ремонтов выключателей
Д7’р=О.т,
где /=1 ч или 8—10 ч (если для восстанов-
ления работы блока необходимо аварийно от-
ремонтировать повредившийся выключатель);
т — относительная среднегодовая .продолжи-
тельность планового ремонта. В приведенном
расчете в целях его упрощения величина X не
уменьшается на /С=1—т ввиду того, что зна-
чения т весьма невелики, а само значение Л
также не представляет собой совершенно не-
изменную на большем отрезке времени (изме-
ряемом годами) величину.
Подсчеты для определения суммарной ве-
роятной длительности простоев блоков для
каждого из вариантов схемы целесообразно
вести, пользуясь табличной формой, что спо-
собствует лучшему выявлению особенностей
схемы (наличие большего или меньшего коли-
чества связей между положением выключа-
телей разных присоединений); табличная
форма помогает также учесть без пропуска
все возможные элементы схемы, отказ кото-
рых может вызвать отключение блока при
нормальном режиме или в период ремонтов
выключателей.
В табл. 1-3 учитываются все элементы схе-
мы (выключатели, линии и трансформаторы),
отказы или отключения которых могут приво-
дить в различных режимах к аварийным оста-
новам блока.
При сравнении вариантов, в которых все
повышающие трансформаторы блоков присое-
диняются к РУ одинаково (по одному или
попарно), в таблицы можно не вводить %т, по-
скольку последствия повреждений заданного
одинакового количества блочных трансформа-
торов будут одинаковы для всех вариантов
схем. Длительность простоя спаренного блока
за год может быть различной, а именно:
а) При аварийном отключении спаренного
21
Подсчет вероятной длительности простоев блоков для ОРУ 500 кВ по схеме с полутора выключателями на
Выклю
Показатели В1 В2 ВЗ В4 В5 В7 В8
Удельная повреждав- 0.11 0,03 0,03 0,03 0,14 0,14 0,14
мость Хв, Xjj, ^т> раз/год Длительность простоев блока, ч/год: в нормальном режиме — 0,03X2 0,03X2 0,03X2 — 0,14X2 0,14X2
в период ремонта В2 0,14X10X2 —
ВЗ — — — - .— — 0,04X10X2
В4 — — —— — — — —
В7 0,11X2 0,03X2X10 0,03X4 0,03X4 0,14X2 — —
В8 0,11X2 0,03X4 0.03ХЮХ2 0,03X4 0,14X2 — —
В9 0,11X2 0,03X4 0,03X4 0,03X10X2 0,14X2 — —
Итого ч/год — — — — — — —
* В том числе: нз-за отказов выключателей РУ 500 кВ 1,52 ч в год; нз-за отказэв генераторных выключателей 2,16 ч в год; из-за от
1,25 ч; четырех блоков одновременно—0,005 ч.
** 0,03 — относительная среднегодовая продолжительность ремонта выключателя 500 кВ.
*** Так как повреждаемость повышающих трансформаторов всех шести блоков одинакова, в целях сокращения таблицы данные для определе
Примечания: l.'X'r принят .как сумма повреждаемостей трансформаторов, повышающего н с. н., и генераторного выключателя, т. е.
2. Простои блоков подсчитаны исходя из наличия резервного повышающего трансформатор а с затратой: 10 ч—на замену повредившегося,
3. Так как в перизд ремонтов выключателей В1, В5, Вб, В10—В15 отказы остальных элементов схемы не приводят к отключениям (простоям)
и других режимах не приводят к отключениям блоков.
блока из-за отказа выключателя в РУ повы-
шенного напряжения
Д7н1=^1Х^вХ'2,
где /=1 ч; 2— приведение простоя спаренного
блока к простою одиночного.
б) Цри отказе одного выключателя РУ
в период ремонта другого выключателя
ДТр^гхЛХХвХт,
где 4=1 или 10 ч аналогично ранее указанно-
му для выключателей; ?.ц и т см. предыдущие
расчеты; 2 — приведение простоя спаренного
блока к простою одиночного.
в) При аварийном отключении из-за по-
вреждения любого из двух трансформаторов,
повышающих или с. н., присоединенных глу-
хим ответвлением между генераторным вы-
ключателем и повышающим трансформатором,
и из-за отказа генераторных выключателей
ДГВ2 = 24 (Лт + Ят -{- 7ВГ) 4"
с.н
+ 2/, (Ат -ф 2Т + ^вг)’
С.Н
где /2=10 ч — время, требуемое для замены
повредившегося трансформатора на резервный
или на аварийный ремонт генераторного вы-
ключателя; в случае отсутствия резервного по-
вышающего трансформатора /2=720 ч (см.
табл. 1-1); 4=1 ч — длительность аварийного
простоя второго блока с неповрежденными
трансформатором и ВГ; 7.т, Атс.н, >-вг— по-
вреждаемости повышающего трансформатора,
трансформатора с. н. и генераторного выклю-
чателя соответственно (см. табл. 1-1); 2—
приведение простоя спаренного блока к про-
стою одиночного.
В табл. 1-3 даны подсчеты простоев бло-
ков для одного из рассмотренных вариантов
схем РУ конкретной РЭС.
д) Расчетные затраты. Все вариан-
ты схем должны быть сопоставлены по. рас-
четным затратам, которые учитывают капи-
тальные затраты на ОРУ и на создание ре-
зервной 'мощности в системе либо народнохо-
зяйственный ущерб (НХУ) от недоотпуска
электроэнергии потребителям.
Для понижающих подстанций, где при от-
казе их выключателей и трансформаторов воз-
никают режимы, приводящие к необходимо-
сти снижения нагрузки и к соответствующему
недоотпуску, народнохозяйственный ущерб
определяется просто — пример такого подсчета
приведен в [Л. 1-14]; остается лишь уточнить
величину стоимости 1 кВт • ч, недоотпущенного
потребителям, так как существует 2 варианта
стоимости: 0,2 руб [Л. 1-2] и 0,6 руб. |[Л. 1-15].
Произведя ранее описанные подсчеты, можно
найти число аварийных отключений блоков за
22
Таблица 1-3
цепь (рис. 1-8)
чатели 1 Линин Трансформаторы Суммарное время простоя
В9 В12 В13 В14 Л5 Л6 лз Т1—Т6*”
0,14 0,14 0,14 0,14 0,075 0,075 0,075 0,09 —
0,14X2 — — — — — __ 0,09Х6Х(2+Ю) б, 4+0,54X2+0,51 Х2= =7,5
.— 0,14X2 — 0,075X2 — .—. .—. 0,03X1.61X2=0,1**
.— — 0,14X2 — — 0,075X2 — .—. 0,03X1.61X2=0,1
0.14ХЮХ2 .—. — 0,14X2 .—- .—- 0,075X2 —- 0,03X1,61X2=0,1
— 1 - — — — — 0,03X0,55X2=0,033; 0,03X0,06X4=0,007 0,03X0,55X2=0,033; 0,03X0,06X4=0,007
— — — — —\ — — — 0,03X0,55X2=0,033; 0,03X0,06X4=0,007
— — — — — — — — 7,92*
казов трансформаторов 4,32 ч в год. Из указанного сумиарюгэ числа часов прзстоя в год: простои одного блока 5,4 ч; двух блоков одновременно
«ния длительности простоя для Tl, Т2, ТЗ, Т4, Т5 н Тб приведены в одном столбце. **
1т-0,03 +0,034- 0,03=0,09.
.2 ч—простои второго исправного блока прн двух остановах его в связи с заменой повредившегося трансформатора.
«блоков, они в таблицу не включены. Не включены также выключатели В6, В109 ВИ и В15 н линии Л1, Л2 н Л4, отказы которых в нормальных
год и количество электроэнергии, недовырабо-
танной блоками РЭС.
Однако в отличие от понижающих подстан-
ций, не имеющих других источников питания,
кроме собственных понижающих трансформа-
торов, недовыработанная блоками ТЭС элек-
троэнергия может быть получена из сети си-
стемы от других ТЭС и ГЭС (конечно, если не
будет ограничений по линиям и устройствам
для поддержания нужных уровней напряже-
ния). В связи с указанным и применялось не-
сколько способов учета ущерба. Предлагалось
электроэнергию, недовыработанную блоками
данной ТЭС из-за отказов в главной схеме,
рассматривать как недоотпущенную потреби-
телям и расценивать ее по 0,2 руб. за 1 кВт • ч
[Л. 1-16], т. е. по существу исходить из пред-
положения, что в системе резервов мощности
нет. Такой способ приводит к несколько завы-
шенным значениям ущерба, поскольку системы
работать без резерва не могут; такое положе-
ние может быть только временным. По друго-
му способу предлагалось недовыработанную
электроэнергию заменить выработкой ее на
дополнительно устанавливаемой мощности
в системе, при этом стоимость установки этой
мощности учитывать в капитальных затратах,
а стоимость выработанной электроэнергии учи-
тывать в расчетных затратах [Л. 1-17]. Но так
как в системе должен быть большой резерв
из-за более частых отказов тепломеханическо-
го оборудования ТЭС, чем электрооборудова-
ния с аварийными простоями и недовыработ-
кой энергии в сотни раз большими, такой спо-
соб также приводит к преувеличенной оценке
ущерба.
Автором предложен следующий способ уче-
та ущерба при сопоставлении вариантов глав-
ной схемы соединений ТЭС. Для того чтобы
при аварийных остановах блоков не было не-
допуска, необходимо в системе иметь резерв-
ную мощность величиной не менее мощности
одного (самого крупного) блока данной ТЭС
и с максимальной величиной, определяемой из
расчета вероятности одновременного выхода
нескольких блоков на данной ТЭС и на дру-
гих электростанциях системы из-за отказов во
всех цехах ТЭС.
Затраты на создание этой ре-
зервной мощности в системе долж-
ны быть разнесены между всеми
технологическими частями рас-
сматриваемой ТЭС и между дан-
ной ТЭС и другими электростан-
циями системы пропорционально
вероятному использованию этой
резервной мощности.
Резервная мощность системы, используе-
мая для данной ТЭС, должна возместить воз-
можные простои ее блоков из-за отказов кот-
лов, турбин, генераторов, выключателей РУ,
системы с. н. и других элементов данной ТЭС.
Таким образом, сумма простоев блоков дан-
ной ТЭС составит:
ДТ1 Е = Д7’ котл-|- ДТ тур6 -j- Д7" ген ф-
+ 4" Д^с.н + —
Отказы оборудования различных цехов
ТЭС происходят независимо друг от друга,
поэтому составляющая ДТру зависит только
от варианта схемы этого РУ. Указанные доле-
вые затраты на создание резервной мощности
в системе будут отражать особенности каждо-
го из вариантов главной схемы соединений, с
характерными для каждого варианта схемы
числом отказов выключателей и числом отклю-
чений и простоями из-за этого блоков за год.
Таким образом, в расчетных затратах будут
учитываться как затраты на выключатели РУ,
так и на создание в системе соответствующего
резерва мощности, независимо от того, имеет-
ся ли он в действительности или этот резерв
только будет создаваться. При таком способе
определения расчетных затрат на резервную
мощность можно не учитывать то обстоятель-
ство, что в реальных условиях действительная
величина резерва в системе непостоянна и из-
меняется по годам, в течение года и даже
в течение суток.
При распределении стоимости резервной
мощности между различными элементами ТЭС
необходимо учесть, что для блока в целом
длительность возможной его работы равна
8 760 ч за вычетом длительности планового ре-
монта и длительности вынужденных простоев
блока. Длительность планового ремонта за год
для блока 500 МВт принимаем 50 суток или
1 200 ч, а длительность вынужденных простоев
блока 8%, т. е. 0,08x8 760=700 ч. Тогда дли-
тельность рабочего, периода блока составит:
ТРаб=8 760—1 200—700=6 800 ч/год.
Стоимость 1 ч использования резервной
мощности определяется по формуле
к . А'ХКу
Х 6800 ’
где N — необходимая резервная мощность,
кВт; /Су — стоимость 1 кВт установленной
мощности; 6 800 — наибольшее возможное чис-
ло часов работы блока в год.
Расчетные затраты 3=0,213 (С, ±СР), где
0,213 — сумма нормированных отчислений от
капитальных затрат, в том числе: 0,125 — нор-
ма эффективности капитальных вложений;
0,063 — отсчисления на реновацию оборудова-
ния— амортизационные отчисления и 0,025 —
ежегодные расходы по обслуживанию обору-
дования; С, —суммарные капвложения на
ZZ5/7
Рис. 1-7. Схема присоединения четырех новых ТЭС
к сети 500 кВ энергосистемы.
Л1—Л6— линии, отходящие от ТЭС-1; ПТ — преобразователь-
ная подстанция постоянного тока; 3 — подстанция Западная;
Ю — подстанция Южная; В — подстанция Восточная; 1150 —
подстанция 1 150 кВ.
оборудование сравниваемой части РУ; Ср—до-
левые капитальные затраты на резерв в си-
стеме.
На основе полученных общих показателей
различных схем перейдем к выбору наиболее
целесообразного варианта схемы соединений
упомянутой ранее электростанции с учетом
условий ее присоединения к системе.
На рис. 1-7 приведено размещение четырех
вновь сооружаемых мощных электростанций и
схема сети 500 кВ. Мощность каждой из элек-
тростанций 4 млн. кВт. Для питания и связи
с другими энергосистемами от данного узла
сети 500 кВ отходят по две линии; для боль-
шей бесперебойности электроснабжения каж-
дая пара таких линий присоединяется к двум
электростанциям этого узла. Все четыре элек-
тростанции соединяются короткими перемыч-
ками длиной от 5 до 40 км. Характерной осо-
бенностью данного узла является питание от
него головной преобразовательной подстанции
дальней передачи постоянного тока (ПТ)
±750 кВ мощностью 6 млн. кВт. Питание, под-
станции ПТ осуществляется также от двух
электростанций по четырем линиям длиной по
15—40 км, по две линии от каждой из элек-
тростанций.
От ©того же узла энергосистемы будет осу-
ществляться питание линии 1150 кВ перемен-
ного тока, питание которой будет также осу-
ществляться от двух электростанций узла.
Линия постоянного тока весьма протяжен-
ная— около 2 500 км, что заставляет иметь
в приемной энергосистеме аварийный резерв
мощности, примерно равный мощности пере-
дачи, т. е. около 6 млн. кВт. Аналогичное по-
ложение с линией переменного тока, передаю-
щей примерно такую же мощность. Мощности,
передаваемые по линиям 500 кВ в западном,
южном и восточном направлениях, находятся
24
в пределах 800—1 000 МВт. На электростан-
циях узла устанавливаются блоки по 500 МВт;
не исключено, что на электростанциях 2—4
будут устанавливаться также блоки по
800 МВт. Сооружение всех электростанций
этого узла намечается за 10—15 лет.
Из масштабов передач схемы связей и ве-
личины аварийного (вращающегося) резерва
в приемной системе следует, что при установке
на первой электростанции блоков по 500 МВт
их следует присоединять к РУ 500 кВ по два
блока через общие коммутационные аппараты,
а в цепи каждого из генераторов устанавли-
вать выключатели на генераторном напряже-
нии, обеспечивающие независимо отключение
и подключение каждого из них. Наличие ко-
ротких одиночных линий 500 кВ между элек-
тростанциями 1 и 4, 3 и 2 и коротких двойных
линий между электростанциями 3 и 4 и между
1 и 2 с заходом их на ОРУ 500 кВ подстанции
ПТ позволяет рассматривать эти линии-пере-
мычки как участки общего кольца 500 кВ,
а блоки всех четырех электростанций — рабо-
тающими на это общее кольцо. Отсюда сле-
дует, что отключение отдельных линий, отхо-
дящих от электростанций в соседние энерго-
системы или на подстанции, отключение от-
дельных блоков (одиночных или спаренных),
одновременное отключение двух линий, отхо-
дящих в разных направлениях, одного спарен-
ного блока и даже двух спаренных блоков и
двух линий разных направлений не приве-
дет к недопустимо тяжелым для объединен-
ной энергосистемы режимам, поскольку в по-
следней имеется аварийный резерв не менее
6 млн. кВт.
На примере ТЭС-1 данного узла рассмот-
рим возможные варианты схемы соединений
ее РУ 500 кВ. Из восьми блоков по 500 МВт
два блока выделяются для питания РУ 220 кВ;
остальные шесть блоков по 500 МВт присое-
диняются к РУ 500 кВ. Здесь не рассматрива-
ются вопросы выбора схемы для РУ 220 кВ;
необходимо лишь отметить, что для возможно-
сти выдачи свободной мощности, которая бу-
дет в РУ 220 кВ особенно значительной в на-
чальный период, устанавливаются два авто-
трансформатора связи 220/500 кВ, присоеди-
няемые на стороне 500 кВ к РУ этого напря-
жения как один агрегат.
Вариант схемы соединений РУ 500 кВ с по-
лутора выключателями на цепь показан на
рис. 1-8. При наличии значительного резерва
мощности в системе можно сборные шины РУ
500 кВ не секционировать и не чередовать ме-
ста присоединений линий и трансформаторов.
Поскольку преобразовательная подстанция по-
стоянного тока (ПТ), получающая питание по
четырем линиям, может получать полную мощ-
ность от узла и при отключении двух питаю-
Рис. 1-8. Схема РУ 500 кВ ТЭС-1 по варианту с полу-
тора выключателями иа цепь, с попарным присоедине-
нием блоков.
щих ее линий от ТЭС-1, можно не чередовать
места присоединений этих линий и в РУ 500 кВ
этой ТЭС. Для данного варианта схемы в РУ
устанавливаются '15 выключателей. Стоимость
одной ячейки ОРУ 500 кВ для схемы с двумя
системами шин и одним выключателем на
цепь по УПС составляет 350 тыс. руб. ‘Как ука-
зывалось ранее, коэффициент, учитывающий
различное число разъединителей в разных схе-
мах, может быть принят для ОРУ 500 кВ по
схеме с полутора выключателями на цепь 0,91.
С учетом сооружения дополнительной ячейки
для вывода второй линии в пятой «цепочке»
из трех выключателей ОРУ (рис. 1-8) и по-
скольку стоимость строительно-монтажной ча-
сти ОРУ составляет 25%‘ стоимости ячейки
с выключателем стоимость ОРУ 500 кВ по дан-
ному варианту составит:
С,.5= 15-350-0,91 (0,75A 0,25j =
= 5020 тыс. руб.
Стоимость шести ячеек с выключателя-
ми'генераторного напряжения: Сг в = 6Х40 =
=240,0 тыс. руб. Общая стоимость составит:
Се =5020+240=5260 тыс. руб.
Стоимость трансформаторов повышающих
и с. н., одинаковые для всех вариантов глав-
ных схем, так же как и стоимости тепломеха-
нической, гидротехнической и строительной
частей ТЭС, в сопоставлении не учитываются.
Определение количества операций за год
выключателями производится в РУ 500 кВ по
этой схеме соединений с учетом конкретных
длин отдельных линий.
В связи с тем, что длины линий 500 кВ,
присоединенных к РУ, резко различаются,
определим для каждой из них число отключе-
ний за год для проведения плановых ремонтов
25
(«пл) и аварийных отключений из-за к. з.
(па), пользуясь табл. 1-1 и рис. 1-7:
Линия Л\ длиной 220 км ... . яп„=220/25=^9;
па=0,5- 220/100=1,1
Линии /74, /75 и //6 длиной по ппп=%:1;
15 км.....................«а=0,5-15/100=0,075
Линия /73 длиной 15 км......zza=^O, 1
-Линия /72 длиной 300 км ... . япл=300/25=12;
/га=0,5 - 300/100= 1,5
Число плановых отключений автотранс-
форматоров связи принимаем равным шести
за год; плановые отключения блочных транс-
форматоров (повышающих и с. н.) приурочи-
ваются к плановым и вынужденным остано-
вам турбогенераторов из-за неполадок в теп-
ловой части. Числом операций выключателями
500 кВ из-за аварийных отключений блочных
трансформаторов (повышающих и с. н.) мож-
но пренебречь ввиду их незначительности
(12x0,03=0,36 раз в год для всего РУ500кВ).
Ввиду относительно малого числа аварийных
отключений линий и автотрансформаторов и
для упрощения подсчетов их можно также не
учитывать. Таким образом, для схемы по
рис. 1-8 число операций за год выключате-
лями 500 кВ линий и автотрансформаторов
220/500 кВ составит — 8(9+1 + 1 +1 +12 +
+1+6x2) =296; кроме того число операций
генераторными выключателями будет: 12х2х
Хб=144.
Подсчет суммарной вероятности длительно-
сти простоев блоков приведен в табл. 1-3. Сум-
марная длительность простоев, приведенная
к одному блоку 500 МВт, для данного вари-
анта схемы соединений равна 8,0 ч в год; сле-
дует отметить, что здесь имеются одновремен-
ные простои как одного (1,25 ч в год), так и
двух спаренных блоков (последнее в количе-
стве 0,005 ч). В связи с произведенными под-
счетами вероятной длительности простоев бло-
ков из-за отказов в элементах главной схемы
следует привести также подсчет величины ве-
роятностей длительности одновременных про-
стоев одного, двух, трех и четырех блоков для
данной ТЭС из-за аварий во всех ее частях.
Обозначим вероятности аварийного состояния
блока через q, а вероятность рабочего состоя-
ния блока через р, тогда p+q = \\ р—\—q\
при 9=0,08, /?=1—0,08=0,92.
Вероятность выходов одного из восьми бло-
ков ТЭС за год согласно теории вероятностей
[Л. 1-15] составит:
Si=п X pn~lq=8 X 0,927 X 0,08 = 0,356,
или в часах: Si X Тг,л = 0,356X6 800 = 2 420 ч;
резервная мощность в 500 МВт потребуется
от системы и будет использована из-за непо-
ладок во всех частях блоков ТЭС 2 420 ч
в год. Вероятность одновременного выхода
двух блоков (1 000 МВт) ТЭС составит:
S2=,11!^XP^sXqz =
=--^- 0,92°Х0,082 = 0,108,
или в часах: АГгвл=0,108x6 800 = 735 ч.
Вероятность одновременного выхода трех
блоков (1 500 МВт) составит:
е _ п (н —1)(п-2) _
лз 1X2X3 Р ™
= 0,925Х0,083 = 0,0185,
или в часах: А7’збл = 0,0185X6 800= 126 ч.
Вероятность одновременного выхода четы-
рех блоков (2000 МВт)
е __ » (^ — 1) (П — 2) (И — 3) 4
4 1Х2ХЗХ4 Р 4
= 0,924Х0,084 = 20,2 X1 о -4,
или в часах:
Д7’4бл=20,2Х10-4Хб800=14 ч.
При сопоставлении вероятной длительности
простоев из-за отказов в РУ ' (ДГру) с дли-
тельностью простоев блоков (одного, двух, че-
тырех одновременно) и из-за отказов во всех
частях блоков (Д7\) можно установить, что
первая в сотни раз меньше второй и влияние
ее на Д7\ весьма незначительно. Затраты на
резервную мощность из-за отказов элементов
главной схемы соединений составят (согласно
табл. 1-4 и АТ’ру ):
СР1 = 8,0Х = 8,0 X 8,82 = 70,5 тыс. руб.
Соответственно расчетные затраты для дан-
ного варианта схемы составят:
31=0,213(5260+70,5) = 1 140 тыс. руб.
В расчетах не учитываются затраты на пу-
ски блоков ввиду их относительно небольших
величин, как показано в приложении ПЗ. Для
данного РУ 500 кВ соотношение числа линей-
ных присоединений и автотрансформаторов
500/220 кВ к числу присоединений с повышаю-
щими трансформаторами равно 7:3; для та-
кого соотношения присоединений следует рас-
смотреть возможность применения схемы ГТЛ
с уравнительным многоугольником и обходной
системой шин, требующей меньших капиталь-
ных затрат, чем полуторная схема (рис. 1-9).
Как известно, в этой схеме повреждение ли-
нейного выключателя приводит к потере спа-
ренного блока и его линии; повреждение вы-
ключателей в уравнительном многоугольнике
приводит к тому, что одновременно с транс-
форматорами блока отключается соседняя лц-
26
Рис. 1 9 Схема РУ 500 кВ ТЭС-1 по варианту ГТЛ с уравнительным многоугольником и обходной системой
шин.
ния (либо соседний трансформатор)'. Однако,
учитывая схему присоединения данной ТЭС
к сети системы, потеря одновременно со спа-
ренным блоком даже двух линий из шести мо-
жет быть допущена, причем, как указывалось
ранее, выдача мощности оставшиеся в работе
блоков по четырем линиям и автотрансфор-
маторам связи не будет ограничиваться. В пе-
риод ремонта линейного выключателя исполь-
зуется обходная система шин и повреждение
одного из выключателей уравнительного коль-
ца в этот период не вносит никаких новых мо-
ментов.
В период ремонта выключателя в уравни-
тельном многоугольнике, например выключа-
теля 5, повреждение выключателя, смежного
с ним, например 3, приведет к кратковремен-
ной потере трансформаторов блоков Т1-Т2
вместе с линиями Л5 и Л2, блоки ТЗ-Т4 выде-
ляются со своей линией Л6 и будут работать
параллельно с оставшимися блоками через
приемную подстанцию. После отключения по-
врежденного выключателя 3 его двумя разъ-
единителями блоки Т1-Т2 присоединяются
к кольцу выключателем 2, а линия Л5 будет
присоединена к своим блокам с помощью вы-
ключателя 9; линия Л2 после включения вы-
ключателя 4 восстановит свою работу.
Поскольку схема симметрична, описанное
будет иметь место и в период ремонта любого
из выключателей в уравнительном многоуголь-
нике. И в этой схеме могут иметь место ис-
ключительно редкие случаи выделения спа-
ренных блоков на параллельную работу через
приемные подстанции. Стоимость 11 выключа-
телей 500 кВ и шести генераторных йыключа-
телей по данному варианту схемы составит:
Сру = 11 Х350Х0,96 4- 240 = 3 940 тыс. руб.
Число операций выключателями в РУ
500 кВ за год по схеме ГТЛ с учетом длин ли-
ний и наличия генераторных выключателей
составит: для блочных линий Л2, Л6, Л]
2(12+1+9) =44; для линий Л5, Л4, ЛЗ,
а также автотрансформаторов, присоединен-
ных к уравнительному многоугольнику 8(1 +
+ 1 + 1+6-2) = 120. Всего будет 44+120=164
операции за год. Кроме того, как и в преды-
дущем варианте, за год будет произведено
144 операции генераторными выключателями.
Аналогично предыдущему был произведён
подсчет вероятной длительности простоев бло-
ков по данному варианту схемы. Эта величина
оказалась равной 8,78 ч в год (приведенная
к простою одного блока), в том числе: из-за
отказов выключателей ОРУ 500 кВ она равна
2,3 ч и из-за отказов трансформаторов 4,32 ч.
Простои одного блока составят 5,4 ч, простои
одного спаренного блока 1,69 ч; простоев двух
спаренных блоков нет.
Затраты на резервную мощность из-за от-
казов элементов главной схемы следующие:
Ср2=8,78x8,82 = 77,5 тыс. руб.
Расчетные затраты для данного варианта
схемы составят:
Зг=0,213(3 940+77,5) =857 тыс. руб.
Из сопоставления вариантов можно уста-
новить, что расчетные затраты по первому ва-
27
Рис. 1-10. Схема РУ 500 кВ ТЭС-1 по варианту с двумя
двойными -мостиками.
рианту на 33%' больше, чем по второму, при
практически одинаковых величинах вероятных
простоев блоков по обоим вариантам. Следу-
ет отметить, что и второй вариант схемы еще
не полностью использует благоприятные осо-
бенности данного узла сети.
На рис. 1-10 показан третий вариант схемы
соединений РУ 500 кВ, приближающийся к
блочному присоединению повышающих транс-
форматоров непосредственно к приемным под-
станциям— с двумя мостиками на пять цепей
каждый. Параллельная работа двух мостиков
обеспечивается с помощью линий Л5, Л6,
ЛЗ, Л4, которыми эти РУ 500 кВ присоеди-
няются к общему кольцу 500 кВ данного узла.
Благодаря параллельной работе двух групп
блоков на шинах приемных подстанций обес-
печивается лучшие условия для поддержания
напряжения на одном из двух РУ 500 кВ при
к. з. на другом РУ, достигается некоторое сни-
жение величин токов к. з. по сравнению со
схемами, в которых все блоки работают парал-
лельно на одном РУ.
Для того чтобы на достаточно длительный
период ремонта выключателей 1, 4, 5 и 8 не
выходили из работы линии ЛЗ, Л2, Л5, Л1,
для этих выключателей установлены шунти-
рующие разъединители; при ремонте выклю-
чателей 4, 5 и 8 релейная защита, присоеди-
ненная к трансформаторам тока, установлен-
ным на линии за местом ответвления к шун-
тирующим разъединителям, в случае к. з. на
линии будет действовать на отключение мо-
стикового выключателя и двух генераторных
выключателей одного спаренного блока. При
ремонте выключателя 1 и его шунтировании
защита будет действовать на выключатель 2 и
на выключатель 220 кВ двух автотрансформа-
торов.
По данному варианту необходимо устано-
вить восемь выключателей; соотношение числа
28
разъединителей и выключателей примерно та-
кое же, как в полуторной схеме, почему можно-
пользоваться коэффициентом снижения стои-
мости ячейки, равным 0,96. Стоимость восьми
выключателей 500 кВ и шести генераторных
выключателей составит:
Сру = 8X350X0,96 4-240 = 2 925 тыс. руб.
Для схемы на рис. 1-10 число операций вы-
ключателями 500 кВ за год будет: для линий
Л2, ЛЗ, Л6, Л1 2(12+1 +1+ 9) =46; для ли-
ний Л5, Л4 и автотрансформаторов 8(1 + 1 +
+6-2) = 112. Всего 46+112=158 операций за«
год; кроме того, будет 144 операции генера-
торными выключателями.
Был произведен подсчет вероятной дли-
тельности простоев блоков по данной схеме;
эта величина, приведенная к простою одного-
блока, оказалось равной 9,81 ч в год, в том
числе из-за отказов выключателей ОРУ 500 кВ
1,08+1,65 ч. Простои одного спаренного блока
1,4 ч; простоев двух спаренных блоков нет.
Затраты на резервную мощность из-за отка-
зов элементов главной схемы составят:
Ср3=9,81X8,82=86,7 тыс. руб.
Расчетные затраты для данного варианта
схемы составят:
33=0,213(2925+86,7) =642 тыс. руб.
Если следовать рекомендациям [Л. 1-18,
1-1"9] и применить, как для любой другой ТЭС,
без учета местных условий, полуторную схему
без попарного присоединения к РУ повышаю-
щих трансформаторов, с чередованием мест
присоединения линий и трансформаторов и
с секционированием обеих систем шин выклю-
чателями (рис. 1-11), число выключателей
500 кВ было бы равным 24. Стоимость 24
выключателей 500 кВ по этому варианту (без;
Л1 Л5 ЛВ ЛЗ Л2 Л4
Рис. 1-11. Схема РУ 500 кВ ТЭС-1 по варианту с полу-
тора выключателями на цепь, без спаривания блоков,
с чередованием мест присоединений трансформаторов и
линий и секционированием сборных шин.
Таблица 1-4
Сопоставление четырех вариантов схем соединений РУ 500 кВ для шести блоков, одного присоединения
автотрансформаторов связи и шести линий
Показатели С полутора вы- ключателями на цепь с попарным присоединен нем блоков по рис. 1-8 ГТЛ с уравнитель- ным многоуголь- ником с попарным присоединением блоков по рнс. 1-9 Два двойных мос- тика с попарным присоединением блоков по рис. 1-10 С полутора выклю- чателями на цепь с одиночным при- соединением блоков по рнс. 1-11
Количество выключателей: шт 15 11 8 24
% 188 137 100 300
Количество операций выключателями за год:
500 кВ, шт 296 164 112 824
генераторными 20 кВ, шт 144 144 144 0
Вероятная длительность простоев блоков за год
из-за схемы соединений, приведенная к простою
одного блока, ч 8,0 8,78 9,81 5,6
В том числе из-за:
отказов выключателей 500 кВ 1,52 2,3 1,68+1,65 2,0
отказов трансформаторов, ч 4,32 4,32 4,32 3,6
отказов генераторных выключателей .... 2,16 2,16 2,16 0
простоев одного блока, ч 5,4 5,4 5,4 5,6
простоев двух блоков одновременно 1,25 1,69 1,91 0
простоев четырех блоков одновременно . . . 0,005 0 0 0
Капитальные затраты:
на выключатели, тыс. руб 5 260 3 940 2 925 8 060
°/о 171,5 134,5 100 270
на резервную мощность, тыс. руб 70,5 77,5 86,7 49,4
всего, тыс. руб 5330,5 4017,5 3011,7 8109,4
% 178 134 100 272
Приведенные расчетные затраты: тыс. руб. . . . 1 140 857 642 1 735
% • • 177 133,5 100 270
генераторных выключателей) составит: Сру =
—24x350x0,96=8 060 тыс. руб.
Для схемы на рис. 1-11 число операций
выключателями 500 кВ за год будет 8(9+1 +
+ 1 + 1 + 12+1+6) +12-8-6==824. Резкое воз-
растание числа операций выключателями
500 кВ в последнем варианте объясняется тем,
что операции при многочисленных выводах в
ремонт блоков в этой схеме осуществляются
выключателями 500 кВ, а не генераторными
выключателями.
Подсчет вероятной длительности простоев
блоков по данному варианту показал, что эта
величина равна 5,6 ч в год, в том числе: из-за
отказов выключателей ОРУ 500 кВ 2 ч и из-за
отказов трансформаторов 3,6 ч. Затраты на
резервную мощность из-за отказов элементов
главной схемы составят: СР4=5,6Х8,82 =
=49,4 тыс. руб.
Расчетные затраты для данного варианта
схемы составят:
34=0,213 (8 060+49,4) = 1735 тыс. руб.
В табл. 1-4 приведены характеристики рас-
смотренных вариантов схемы РУ 500 кВ. Из
сопоставления указанных характеристик мож-
но установить следующее:
а) Учет местных условий сети системы по-
зволяет применить схему РУ с двумя двойны-
ми мостиками в 3 раза более экономичную (и
по капитальным, и по приведенным расчетным
затратам), чем четвертый вариант, который
обычно рекомендуется. Очевидно также, что
объем работ по эксплуатации РУ с втрое мень-
шим числом выключателей 500 кВ будет так-
же в 3 раза меньше.
б) Количество операций выключателями
500 кВ по третьему варианту почти в 8 раз
меньше, чем по четвертому варианту; очевид-
но, что РУ по третьему варианту будет надеж-
ней, чем по четвертому, так как в нем и коли-
чество выключателей 500 кВ и количество опе-
раций ими во много раз меньше.
в) Вероятная длительность простоев блоков
(в часах) из-за отказов выключателей 500 кВ
незначительно меняется по вариантам — в пре-
делах 1 ч. Разница в величине простоев по
третьему и четвертому вариантам не может
оправдать увеличения числа выключателей не
только на 16, но даже и на один выключатель.
г) Вероятная длительность простоев блоков
из-за отказов трансформаторов меняется в пре-
делах от 4,32 ч за год для первых трех вари-
антов до 3,6 ч по четвертому варианту, т. е.
незначительно, и не может быть обоснованием
отказа от попарного присоединения повышаю-
щих трансформаторов. Именно при попарном
присоединении трансформаторов к РУ оказа-
лось возможным: сократить число присоеди-
нений к РУ повышенного напряжения и при-
менить более простую схему соединений;
уменьшить число операций выключателями РУ
29
повышенного напряжения и за этот счет повы-
сить надежность и РУ и всей ТЭС; повысить
блочность питания с. н., при котором нормаль-
ный режим блока, его пуск и останов осущест-
вляются с помощью своего рабочего трансфор-
матора с. н. без привлечения специальных пу-
скорезервных трансформаторов с. н. и пере-
стройки для каждого из этих режимов схемы
питания с. н. блока; уменьшить мощность пу-
скорезервных трансформаторов с. н. и за счет
этого облегчить коммутационную аппаратуру
в РУ с. н. и снизить сечение кабелей в сети
с. н.
Во всех вариантах схем величины вероят-
ной длительности простоев блоков на несколь-
ко порядков меньше вероятной длительности
простоев одного, двух, трех и четырех блоков
одновременно, которые могут быть на ТЭС
с восемью блоками по 500 МВт из-за отказов
оборудования во всех цехах ТЭС. Как ранее
приводилось, эти простои составят: 2 420 ч для
одного блока; 735 ч для двух блоков; 126 ч
для трех блоков и 14 ч для четырех блоков
одновременно. Отсюда следует, что никаких
технико-экономических обоснований для уве-
личения затрат на РУ в целях сокращения
длительности простоев блоков из-за отказов
в этом РУ нет.
При определении вероятной длительности
простоев блоков из-за отказов повышающих
трансформаторов и трансформаторов с. н. при-
нималось, что на ТЭС имеются резервные
трансформаторы обоих типов и на замену от-
казавшего резервным потребуется 10 ч. Если
в части трансформаторов с. н. такое положе-
ние, как^правило, имеется на всех ТЭС, то для
трехфазных повышающих трансформаторов
его нет; поэтому здесь приводим подсчет, пока-
зывающий, когда целесообразно иметь на ТЭС
и резервный трехфазный повышающий транс-
форматор.
Ранее указывалось, что на получение, пере-
возку и установку резервного повышающего
трансформатора 630 МВ-А, 20/525 кВ взамен
отказавшего потребуется не менее 720 ч. Стои-
мость такого трансформатора может быть
определена ориентировочно (пользуясь стои-
мостью 1 кВ >А для трансформатора типа
ОДЦГ 417000/500 в 1,01 руб.) в 630 тыс. руб.
(включая строительную часть, транспорт и
монтаж). Повреждаемость трансформатора
принимаем Ат = 0,03.
При шести повышающих трансформаторах
на ТЭС вероятная длительность простоев в год
одного блока из-за отказов трансформаторов
составит:
Д7’т = 6Х0,03X720= 130 ч.
Затраты на резервную мощность из-за этих
отказов составят:
Ср— 130 x 8,82= 1 145 тыс. руб.,
т. е. эти затраты почти в 2 раза превышают
затраты на установку резервного трехфазного
повышающего трансформатора.
При соответствующем конструировании
этого трансформатора он сможет быть исполь-
зован для резервирования аналогичных повы-
шающих трансформаторов также и других
ТЭС данного района и преимущества его нали-
чия будут еще более очевидными.
Эти выводы совпадают с расчетами, ранее
выполнявшимися автором [Л. 1-17].
Во всех рассмотренных вариантах возмож-
ны кратковременные режимы отделения бло-
ков с линиями от остальных цепей РУ; однако
пропускная способность линий 500 кВ такова
(особенно линий небольшой длины, как в рас-
сматриваемом случае), что при таком отделе-
нии блока не будет запирания его мощности,
а лишь дополнительные потери в сети; ввиду
кратковременности таких режимов с этими по-
терями можно не считаться. При проверке до-
пустимости таких режимов можно принимать
пропускные способности линий разных напря-
жений и длин по кривым, приведенным на
рис. 1-12, и принимать следующие ориентиро-
вочные величины натуральной мощности ли-
ний разных напряжений: 115 кВ — 33 МВт;
230 кВ — 137 МВт; 345 кВ — 400 МВт; 500 кВ-
910 МВт и 750 кВ — 2400 МВт. При линиях
небольшой длины передаваемая мощность мо-
жет быть в 3—4 раза больше натуральной
[Л. 1-21, 1-22].
Каждый из рассмотренных вариантов по-
зволяет иметь в качестве нормального режима
схему, в которой параллельная работа всех или
части блоков электростанции осуществляется
либо непосредственно на РУ электростанции,
либо с работой блоков параллельно только на
Рис. 1-12. Пропускная способность линий в зависимости
от номинального напряжения и длины линий.
30
приемных подстанциях, либо, наконец, с парал-
лельной работой части блоков на РУ, а другой
части блоков — с параллельной работой на
приемных подстанциях. При дальнейшем про-
ектировании этого узла целесообразно рас-
смотреть также вариант с образованием двух
колец (или полуколец) 500 кВ, к каждому из
которых присоединяются по одному из двух РУ
этого напряжения каждой из четырех РЭС это-
го района, с параллельной работой колец на
шинах удаленных подстанций Ю, 3 и В, или
через трансформаторы 500/200 кВ. Схемы РУ
500 кВ должны быть также дополнительно
уточнены в соответствии с реальным развитием
узла; при этом может оказаться, что на про-
межуточных этапах потребуются перезавод от-
дельных линий и временная установка допол-
нительных выключателей и перемычек1.
. Установление того или иного режима долж-
но быть выбрано на основе расчетов устойчи-
вости работы блоков в случае отключения к. з.
на линии вблизи электростанции или непосред-
ственно в РУ с временем действия резервной
(а не основной) защиты или с временем дейст-
вия УРОВ. Такие расчеты должны произво-
диться во всех случаях и особенно в случаях,
когда несколько электростанций связываются
короткими линиями, как это имеет место, на-
пример, в узле системы, приведенной на
рис. 1-7.
При сопоставлении вариантов схем соеди-
нений следует также оценить выполнимость и
степень сложности релейной защиты отдель-
ных элементов схемы — генераторов, транс-
форматоров, линий, сборных шин и др. Однако
практика показывает, что надежная релейная
защита может быть выполнена практически
для любого варианта схемы соединений и не-
которое усложнение ее отдельных элементов не
может служить причиной отказа от применения
экономичного (с меньшим количеством выклю-
чателей) варианта схемы соединений; это от-
носится также к устройствам автоматики и
блокировки отдельных элементов схемы соеди-
нений.
Мы не рассматривали варианты выполне-
ния РУ 500 кВ по схеме двух многоугольников
с перемычками по двум соображениям: во-пер-
вых, потому, что по этим схемам потребовалось
бы большее число выключателей, чем по схе-
ме на рис. 1-10; во-вторых, потому, что в схе-
ме многоугольников повышающие трансфор-
маторы менее непосредственно связаны с при-
емными подстанциями, чем в выбранном.
1 Следует отметить, что освоение элегазовых токо-
проводов 110—750 кВ может существенно облегчить
возможность выполнения перезаводов линий без пере-
сечения других линий и снижения надежности электро-
снабжения в периоды проведения ремонтных работ на
этих линиях.
Не рассматривалась также схема с двумя вы-
ключателями на цепь, так как она исключи-
тельно дорога; кроме того, в этой схеме в пе-
риод ревизии разъединителей одной системы
шин повреждение или отказ любого из выклю-
чателей приведет к потере всех цепей РУ.
Схема с одной основной и обходной систе-
мами шин, как дорогая и имеющая существен-
ные недостатки, особенно применительно к РУ
мощных РЭС с большим числом линий и
трансформаторов, также не рассматривалась.
Затраты на резервную мощность подсчи-
таны с запасом и действительные затраты
должны быть меньшими, так как в подсчетах
не учитывалось, что аварии не обязательно
будут происходить в часы максимальных су-
точных и годовых нагрузок. В свяви с этим
следовало бы внести к подсчитанным затра-
там снижающий коэффициент. Эти расчеты не
учитывают также вероятность того, что на-
грузка блока в момент его отключения из-за
отказов в РУ может быть и меньше его номи-
нальной мощности из-за того, что блок частич-
но выполнял функции аварийного резерва и
работал недогруженным; в других влуцаях он
был недогружен до номинальной мощности из-
за не вполне исправного состояния котельного
агрегата или вспомогательных механизмов
(насосов, дымососов и т. д.). Однако, учиты-
вая, что и без снижающего коэффициента за-
траты на создание резервной мощности из-за
отказов в РУ невелики, можно не вводить,
в подсчеты понижающие коэффициенты.
Из рассмотрения различных режимов для
различных вариантов схем соединений можно
установить, что в РУ с большим числом цепей
достаточно вероятны повреждения одних вы-
ключателей в период ремонта других выклю-
чателей. Отсюда и вытекает актуальность
проблемы сокращения длительно-
сти ремонта выключателей. Она мо-
жет быть решена применением метода заме-
ны укрупненных узлов ремонтируемого вы-
ключателя новыми, заранее приготовленными,
испытанными и отрегулированными узлами,
с тем, чтобы на месте установки выключателя
производить только работу по смене узлой,
а не ремонт этих элементов выключателя.
При этом должен быть тщательно продуман
весь процесс поузловой разборки и сборки вы-
ключателя, определены приспособления и ме-
ханизмы, нужные для таких работ, и разра-
ботан сетевой график их выполнения. Не ис-
ключено, что такой метод проведения ремонт-
ных работ потребует и некоторых изменений
в конструкции отдельных узлов выключателя
и особенно конструкций сочленения его узлов
для обеспечения их быстрой разборки и сбор-
ки. Только при таком методе можно будет
проводить капитальный ремонт выключателя
31.
330—750 кВ за восемь—десять часов вместо
трех-четырех недель, как это имеет место в на-
стоящее время.
Естественно, что компоновка всего ОРУ
должна выполняться с учетом указанного ме-
тода ремонта выключателей — она должна
позволять подъезжать к любому выключателю
монтажно-ремонтным самоходным кранам
нужной грузоподъемности и подъемника с
люльками для персонала, а также машинаги
с подвозимыми узлами выключателя, устанав-
ливать (или подвешивать) инвентарные подъ-
емные приспособления, площадки и прочее.
При резком сокращении сроков ремонта вы-
ключателей можно отказаться от установки от-
дельных обходных выключателей и обходных
систем шин в ряде схем соединений и чаше
применять простейшие из них, что позволит
существенно сократить затраты на РУ.
В [Л. 1-18] было высказано замечание
о недостаточной строгости математического
анализа, применяемого нами при сопоставле-
нии вариантов схем соединений электростан-
ций. Однако метод и приемы анализа вариан-
тов главных схем соединений должны учиты-
вать степень точности исходных данных и их
влияние на конечный результат расчетов; по
этому, если влияние величин удельной по-
вреждаемости отдельных элементов этой схе
мы на конечный результат подсчетов неболь-
шое (что показано в данной работе), произ-
водство подсчетов с очень большой степенью
точности не придаст большой достоверности
полученным результатам и лишь без нужды
усложнит получение нужных оценочных ве-
личин.
Стремление оценить пригодность той пли
иной схемы соединений при помощи заранее
составленных формул представляется нам
вообще принципиально неправильным, по-
скольку здесь в скрытом виде заложено
представление о возможности применения ка-
кой-то схемы соединений во всех случаях, не-
зависимо от местных условий, т. е. об
универсальности такой схемы соединений.
Но для такой универсальности последняя
должна быть с излишне большим числом вы-
ключателей, с «запасом» на все случаи жизни,
т. е. необоснованно дорогой и сложной. Осо-
бенно нецелесообразно применение такого ро
да формул для студентов вузов при выполне-
нии курсового и дипломного проекта, когда
задача как раз и состоит в том, чтобы на-
учиться выявлять эти местные условия и с уче-
том последних выбирать наиболее целесооб-
разную схему соединений. Не следует загро-
мождать расчеты учетом второстепенных об
стоятельств, не могущих существенно влиять
на конечные результаты.
В некоторых работах схемы соединений
рассматриваются только с точки зрения
определения для них величин, характеризую-
щих вероятность того или иного режима,
без экономической оценки целесообразности
изменения схемы для получения другой вели-
чины этой вероятности; для инженерных рас-
четов это недопустимо.
В приложении П2 приведены технико-эко-
номические расчеты для выбора схем соеди-
нений наиболее распространенных типов РУ
понижающих подстанций.
Схемы собственных нужд РЭС
Схемы рабочего и резервного питания соб-
ственных нужд (с. н.) являются важной и от-
ветственной частью главной схемы электриче-
ских соединений электростанций, от которой
зависит работа столь важного энергетического
объекта, каким является современная РЭС
мощностью в несколько миллионов кВт. С ро-
стом единичных мощностей агрегатов, уста-
навливаемых на РЭС, возрастает также и
мощность, расходуемая на собственные нужды
блоков. При этом в зависимости от схемы соб-
ственных нужд может потребоваться увеличе-
ние единичной мощности рабочих и пускоре-
зервных трансформаторов с. н. и параметров
коммутационной аппаратуры, устанавливае-
мой в КРУ 6 кВ с. н. В результате могут по-
явиться требования к заводам — изготовите-
лям электрооборудования на создание новой,
более мощной коммутационной аппаратуры.
Таким образом, разработка схем питания соб-
ственных нужд мощной РЭС является доста-
точно сложным и ответственным моментом
в проектировании электростанции.
К схеме собственных нужд мощных РЭС
предъявляются следующие общие требования:
схема рабочего и резервного питания собст-
венных нужд должна обеспечить надежную
работу отдельных блоков и всей электростан-
ции; в схеме с. н. при любых режимах работы
на станции не должно быть таких узлов, по-
вреждение которых могло бы привести к от-
ключению больше чем одного блока, т. е. схе-
ма с. н. должна быть такой же блочной, как
и основная технологическая и электрическая
схема; схема с. н., как правило, не должна пре-
пятствовать расширению РЭС более мощными
агрегатами и не требовать при этом изменения
ранее выполненной части схемы с. н. для аг-
регатов меньшей мощности; схема собствен-
ных нужд должна быть достаточно экономич-
ной.
На рис. 1-2—1-6 приведены также принци-
пиальные схемы питания с. н. РЭС с блоками
100—300 МВт. Напряжение для питания мощ-
ных электродвигателей с. н. блоков 100 МВт и
более принимается равным 6 кВ. Для менее
32
мощных электродвигателей напряжение при-
нимается равным 0,4 кВ. Сеть 0,4 кВ выпол-
няется с заземленной нейтралью; питание элек-
тродвигателей и осветительной сети произво-
дится от общих трансформаторов напряжени-
ем 6/0,4 кВ. Рабочее питание с. н. блока гене-
ратор— трансформатор осуществляется путем
установки в ответвлении от генератора пони-
жающего трансформатора.
При применении закрытых комплектных
токопроводов с разделенными фазами как на,
соединении между генератором и повышаю-
щим трансформатором, так и в цепи, питаю-
щей трансформатор с. н., и закрытых токопро-
водов от трансформатора с. н. до его выклю-
чателя в распределительном устройстве с. н.
(РУСН) присоединение ответвления для пи-
тания трансформатора с. н. выполняется глу-
хо, т. е. без выключателя или разъединителя.
В случае отсутствия закрытых токопроводов на
ответвлении к трансформатору с. н. следует
установить разъединитель или выключатель.
РУСН 6 кВ выполняется с одной системой
сборных шин, с числом секций по числу кот-
лов, если по требованиям ограничения токов
к. з. и применяемой аппаратуры не потре-
буется разделения РУСН одного блока на две
секции. Такое разделение может потребовать-
ся, например, при блоках большой мощности
с мощными электродвигателями и при необхо-
димости ограничения величины ударного тока
к. з. до величины, допускаемой коммутацион-
ной аппаратурой ‘(с учетом подпитки ударным
током к. з. от асинхронных и синхронных дви-
гателей, непосредственно электрически свя-
занных). Для ограничения токов к. з. на бло-
ках устанавливаются трансформаторы с двумя
вторичными обмотками или несколько транс-
форматоров с. н. меньшей мощности. Секции ’
РУСН попарно или каждая отдельно присое-
диняются к источникам питания, причем каж-
дая секция обеспечивается автоматически
включающимся резервным питанием. Прак-
тически при котлах производительностью
420 т/ч и более в РУСН 6 кВ выполняются,
как правило, две секции на каждый котел,
что позволяет последним работать и в случае
производства ремонта на одной из двух сек-
ций РУСН котла; естественно, что котел в этот
период работает со сниженной производитель-
ностью.
На рис. 1-13 приведена схема питания с.н.
6 кВ типовой РЭС с четырьмя блоками по
100 МВт. Трансформаторы с. н. 6/0,4 кВ при-
соединяются к секциям РУСН 6 кВ. Схема
с. н. на напряжении 0,4 кВ в основном повто-
ряет схему питания потребителей с. н. 6 кВ.
В зависимости от мощности потребителей
с. н. 0,4 кВ блока на каждом блоке устанавли-
ваются два или три трансформатора 6/0,4 кВ
Рис. 1-13. Схема питания и резервирования с. и. РЭС
с четырьмя агрегатами по 100 МВт.
мощностью по 630—1000 кВ-А; одни питают
потребителей машинного отделения, другие —
котельного отделения. Кроме трансформаторов
для питания блочных потребителей с. н., уста-
навливаются дополнительные трансформаторы
для питания общестанционных нужд, а имен-
но: один или два трансформатора для питания
нагрузки угольного склада, находящегося
обычно на значительном расстоянии от глав-
ного корпуса электростанции; два трансфор-
матора для питания нагрузки дробильного от-
деления; один трансформатор для питания на-
грузок, расположенных на ОРУ (вентиляторы
и циркуляционные насосы системы охлажде-
ния трансформаторов, освещение ОРУ, комп-
рессорной, сеть сварки); один (или два) транс-
форматора для питания нагрузок объединен-
ного вспомогательного корпуса (электроли-
зерная, механическая мастерская, химводо-
очистка, лаборатория и др.).
Резервирование рабочих трансформаторов
6/0,4 кВ осуществляется установкой дополни-
тельных отдельных трансформаторов. Соглас-
но НТП на каждые шесть рабочих трансфор-
маторов 6/0,4 кВ устанавливается один допол-
нительный резервный трансформатор. Разме-
щение резервных трансформаторов выполняет-
ся с учетом территориального расположения
рабочих трансформаторов. В связи с ростом
единичных мощностей блоков и повышением
ответственности электродвигателей 0,4 кВ,
а также автоматизацией процессов управле-
ния блоками должна быть обеспечена беспе-
ребойность питания секций и сборок 0,4 кВ.
Основные секции РУ 0,4 кВ питаются от транс-
форматоров 6/0,4 кВ через автоматы. Каждая
секция получает независимое аварийное пита-
ние (АВР) через автомат. Электродвигатели
ответственных, дублированных механизмов
с. н. питаются от разных секций 0,4 кВ блока.
В схемах питания потребителей 0,4 кВ из-
бегают ступенчатого питания сборок от основ-
ных секций 0,4 кВ, чтобы исключить затяжку
3—319
33
Вариант 1
Рис. 1-14. Принципиальные схемы литания и резервирования основных секций 0,4 кВ.
времени отключения повреждения на линиях,
отходящих от основных секций, и избежать за-
труднений, связанных с обеспечением селек-
тивного отключения, неизбежных при ступен-
чатом питании. Для защиты линий 0,4 кВ при-
меняются автоматы с управлением на перемен-
ном токе; постоянный ток для целей управле-
ния применяется только на автоматах вводов
трансформаторов и резервного питания. Элек-
тродвигателям задвижек обеспечивается двой-
ное питание от двух взаимно резервирующих
магистралей; для возможности применения
в сети питания этих электродвигателей (доста-
точно душевых и с небольшой отключающей
способностью) автоматов эти магистрали пи-
таются через реакторы 0,4 кВ. Каждая сборка
Рис. 1-15. Принципиальная схема питания магистралей
для сети электродвигателей задвижек.
задвижек получает питание от двух независи-
мых источников с помощью одного переклю-
чателя, чем обеспечивается невозможность па-
раллельной работы этих двух источников пита-
ния на шинах сборки. Необходимо, чтобы элек-
тродвигатели задвижек основных и дублирую-
щих механизмов с. н. питались от разных сбо-
рок с тем, чтобы при аварии на одной из них
было сохранено питание электродвигателей
задвижек хотя бы одного из двух комплектов
ответственных механизмов с. н.
Разработанные на основании изложенных
принципов варианты схем питания 0,4 кВ по-
казаны на рис. 1-14. По первому варианту
каждая секция питается от отдельного рабо-
чего трансформатора и резервируется от об-
щего для нескольких секций резервного транс-
форматора. По второму варианту две секции
питаются развилкой из двух автоматов от од-
ного трансформатора, причем каждая из сек-
ций имеет свой независимый ввод от резерв-
ного трансформатора. Второй вариант приме-
няется в том случае, если нагрузка обеих
секций не превышает наибольшей допустимой
по условиям коммутационной аппаратуры
0,4 кВ мощности трансформатора 6/0,4 кВ
(обычно 630—1000 кВ-А). Вариант третий
отличается от второго варианта только тем»
что вторая секция (Б) территориально удале-
на от первой (А) и получает питание от транс-
форматора через кабельную линию. Электро-
двигатели относительно небольшой мощности
от 14 до 55 кВт присоединяются к вторичным
сборкам, а не непосредственно к основным
секциям 0,4 кВ, как это предусматривается
для электродвигателей мощностью более
55 кВт.
34
Принципиальная схема питания электро-
двигателей задвижек приведена на рис. 1-15.
На каждый реактор 0,4 кВ обычно приходит-
ся нагрузка от электродвигателей 40 задвижек
(пять панелей по восемь присоединений на
каждой). В связи с тем, что потребители 0,4 кВ
питаются не только от основного РУ (щитов),
но и от многочисленных вторичных сборок,
необходимо особое внимание обратить на при-
соединение вторичных сборок к основным РУ
0,4 кВ. Питание этих сборок должно, как пра-
вило, осуществляться от двух секций одного
трансформатора, а не от РУ, питаемых от раз-
ных трансформаторов 6/0,4 кВ. Это необходи-
мо для того, чтобы избежать случайной парал-
лельной работы трансформаторов 6/0,4 кВ на
шинах вторичных сборок, что возможно в том
случае, если не придерживаться изложенного
принципа, так как сигнализация положения
питающих вторичные сборки линий не выво-
дится на щит дежурного персонала. В тех слу-
чаях, когда вторичные сборки по степени от-
ветственности относятся к потребителям, кото-
рые не терпят даже кратковременного перерыва
в питании, необходимо снабдить линии, пи-
тающие эти вторичные сборки, автоматически-
ми переключателями, которые будут переклю-
чать эти сборки с одного источника питания на
второй при исчезновении на них напряжения,
как это показано на рис. 1-15. Такая схема так-
же исключает возможность параллельной ра-
боты двух источников питания на шинах вто-
ричных сборок.
Мощность рабочих трансформаторов с. н.
блока выбирается на основании подсчетов дей-
ствительной нагрузки секций, которые питают-
ся этим трансформатором, с учетом как элек-
тродвигателей и трансформаторов собственно
блока, так и общестанционных с. н., которые
обслуживают не только данный блок, но и по-
требителей, относящихся ко всей электростан-
ции в целом, как, например, поселок для экс-
плуатационного персонала, механизмы плоти-
ны системы циркуляционного водоснабжения,
насосную золоотстойника, топливоподачу, ма-
стерские, пожарные насосы и т. п.
Многие механизмы с. н. являются резерв-
ными в каждом блоке, например дублирован-
ные конденсатные насосы, а другие являются
резервными для всех блоков электростанции,
например резервный возбудитель. Часть меха-
измов с. н. работает периодически, например
краны, сварка, освещение и т. п. Кроме того,
мощность электродвигателей механизмов с. н.
выбирается с учетом ухудшения работы агре-
гатов в процессе эксплуатации, например, из-
за заносов газоходов, износа лопаток дымосо-
сов и т. п. Наконец, многие электродвигатели
выбираются с мощностью большей, чем это
необходимо по длительному режиму из-за тя-
желых условий пуска, например двигатели
мельниц. Выбор электродвигателей по катало-
гу также приводит к завышению мощности
против расчетной, требуемой на валу электро-
двигателя. В результате определение действи-
тельной нагрузки трансформатора с. н. оказы-
вается достаточно сложным, реальную нагруз-
ку этих трансформаторов возможно опреде-
лить только на основании опытных данных,
получаемых от работающих электростанций
различных типов РЭС й ТЭЦ, блочных и не-
блочных, со средним и высоким давлением.
На основании многолетнего опыта проек-
тирования и обследования действующих элек-
тростанций Теплоэлектропроект применяет
следующий способ определения действитель-
ной нагрузки на трансформа горы с. н. Для
подсчета мощности трансформаторов мощ-
ность каждого электродвигателя принимается
равной мощности на валу, полученной из рас-
чета механизма. Все электродвигатели (рабо-
чие и резервные) принимаются присоединен-
ными к секции. Для различных групп механиз-
мов вводятся различные коэффициенты, кото-
рые учитывают неодновременность работы,
реальную недогрузку электродвигателей, коэф-
фициент мощности, к. п. д. двигателя, а также
то, что часть электродвигателей являются ре-
зервными. Таким образом, умножая суммар-
ную мощность данной группы электродвигате-
лей на принятый коэффициент, получаем рас-
четную нагрузку' на трансформаторы с. н.
в киловольт-амперах.
Для блочных электростанций с высокими и
сверхвысокими параметрами пара значитель-
ную долю в нагрузке с. н. составляет нагрузка
от питательных насосов — рабочих и пускоре-
зервных. Поэтому при выборе мощности транс-
форматора с. н. должно быть уделено большое
внимание учету нагрузки от питательных на-
сосов. При питательных насосах с электро-
приводом и установке двух рабочих и одного
резервного питательных насосов на каждый
блок все три электродвигателя питательных
насосов считаются присоединенными.
При паровом приводе питательного насоса
(одного на блок) должны быть рассмотрены
два возможных режима загрузки трансфор-
маторов, а его мощность должна быть выбра-
на по режиму, дающему наибольшую загрузку.
В одном режиме нормально работают паро-
вой и питательный насосы и все механизмы
с. н. блока; в другом режиме при неисправно-
сти парового привода и работе электроприво-
да пускорезервного питательного насоса, рас-
считанного на 60% нормальной производитель-
ности котла, этот электронасос учитывается
по его номинальной мощности; мощность всех
остальных электродвигателей механизмов с. н.
принимается с поправочным коэффициентом.
3*
35
Рис. 1-16. Схема питания с. н. 6 и 0,38 кВ РЭС с восемью блоками по 300 МВт.
Назначение сборок: / — бункерное отделение: 2 —• общестанцнонные нужды главного корпуса; 3— топлнвоподача; 4 — машинное
отделение; 5 — котельное отделение; 6 — компрессорная; 7 — объединенный вспомогательный корпус; 8 — ОРУ. Назначение маги-
стралей: 9, 10 — резервное питание с. н.; 11 — к резервному трансформатору 6/0,4 кВ блоков № 3 и 4; 12 — от секции ЗРБ бло-
ка № 3; 13 — от секции 4РБ блока № 4; 14 — от секции ЗРБ блока № 3; /5 — от секции ЗРБ блока № 3; 16 — от секции ЗРА блока
№ 3; 17 — от секции 4РБ блока № 4; 18 — к магистрали резервного питания трансформаторов 6/0,4 кВ блоков № 3 и 4; РТ — ре-
зервный трансформатор (не показаны рубильники после автоматов н перед ними, предназначенные для вывода этих аппаратов
в ремонт; при выкатной конструкции автоматов такие рубильники не нужны).
учитывающим, что в этот период весь блок
работает с нагрузкой 60%' номинальной мощ-
ности.
В том случае, если рабочих питательных
насосоз с турбоприводами установлено по два
на каждый блок с производительностью каж-
дого насоса 50%', следует рассмотреть также
режим, когда вместо одного парового привода
насоса работает резервный питательный на-
сос с электроприводом, причем все остальные
механизмы с. н. в этот период работают с пол-
ной производительностью.
Для электродвигателей с. н. 6 кВ блока
принимается переходный коэффициент от сум-
марной мощности двигателей секции в кило-
ваттах к расчетной мощности в киловольт-ам-
перах равным 0,9; для электродвигателей
0,38 кВ, мощностью 100 кВт и более этот ко-
эффициент принимается равным 0,7; для элек-
тродвигателей 0,38 кВ меньшей мощности,
с учетом того что среди этой группы электро-
двигателей значительное число резервных и
периодически работающих двигателей, коэф-
фициент принимается равным 0,35.
На рис. 1-16 приведены принципиальные
схемы с. н. 6 и 0,38 кВ для первых двух бло-
ков РЭС с восемью агрегатами по 300 МВт.
Количество секций и трансформаторов с. н.
6/0,4 кВ у блоков № 3—8 выполняются таки-
ми же, как у блока № 2. Выбранные транс-
форматоры с. н. должны быть в состоянии
питать без перегрузки все электродвигатели,
присоединенные к соответствующим секциям.
Расчеты показали, что для сохранения
ударного тока к. з. в пределах, допустимых
для выключателя 6 кВ типа ВМПЭ-10 (удар-
ный ток 80 кА), при применении для приводов
всех механизмов с. н. асинхронных электро-
двигателей (за исключением электродвигате-
лей шаровых мельниц, принимаемых синхрон-
ными) предельная мощность трансформатора
с. н. не должна превышать 20 МВ-А, при этом
реактивное сопротивление трансформатора
должно быть равно 14%', а для трансформа-
торов мощностью 16 МВ-А 12%'. При приме-
нении трансформаторов с двумя вторичными
обмотками 6 кВ могут устанавливаться транс-
форматоры мощностью 40 МВ*А.
36
Согласно выполненным расчетам предель-
но допустимая суммарная мощность электро-
двигателей, присоединенных к трансформато-
ру, при которой обеспечивается восстановле-
ние оборотов электродвигателей после кратко-
временной посадки напряжения (самозапуск),
равна мощности трансформатора. При этом
принималось, что к. з., возникшее на одной из
линий с. н. 6 кВ, отключается через 0,3 сек
после его возникновения. В соответствии с ука-
занным защита на неответственных электро-
двигателях должна выполняться таким обра-
зом, чтобы при посадке напряжения эти дви-
гатели отключались и было обеспечено приве-
денное ранее соотношение между мощностью
трансформатора с. н. и мощностью оставших-
ся присоединенными к трансформатору элек-
тродвигателей.
Мощность пускорезервных трансформа го-
рев (ПРТ) согласно НТП должна обеспечить
замену источника питания с. н. одного рабо-
тающего блока и одновременный пуск или
останов второго блока. При числе блоков на
электростанции, равном двум, устанавливает-
ся один ПРТ; при числе блоков три и более—
два ПРТ. Во всех случаях мощность каждого
из резервных источников питания (трансфор-
маторов) должна быть не менее мощности на-
иболее крупного трансформатора, применен-
ного в качестве рабочего источника питания
с. н.; по условиям обеспечения самозапуска
резервный источник питания должен обеспе-
чить разворот электродвигателей соответст-
вующих секций с. н. с учетом перерыва в пи-
тании, определяемого временем действия за-
щиты выключателя и АВР питания.
При автоматической замене одного рабо-
чего источника питания резервным должен
быть обеспечен самозапуск электродвигателей.
Для возможности использования магистраль-
ных резервных линий не только для пуска от
резервных трансформаторов, нр и для связей
секций РУ с. н. между собой резервный транс-
форматор присоединяется к магистральным
линиям резервного питания с помощью вы-
ключателей, как показано на рис. 1-3. Резерв-
ное питание сети 0,38 кВ блока следует обес-
печивать от одного из соседних блоков; кроме-
того, между сборками резервного питания
0,38 кВ разных блоков предусматривается ма-
гистральная связь. Резервный трансформатор
с. н. на РЭС присоединяется к сборным ши-
нам низшего из РУ повышенных напряжений
электростанции при условии, что эти шины мо-
гут получать питание от внешней сети в слу-
чае остановки генераторов электростанции,
в том числе и через блочные трехобмоточные
трансформаторы. «
Для снижения стоимости резервного пита-
ния рекомендуется использовать как источник
резервного питания с. н. третичную обмотку
автотрансформаторов, связывающих два РУ
повышенных напряжений электростанции.
В [Л. 1-1] рассмотрены на конкретном при-
мере несколько возможных решений схемы ре-
зервирования с. н. РЭС с восемью агрегатами
по 300 МВт, 240 кгс/см2 и пылеугольнщми кот-
лами типа ТПП-ПО, работающими на антра-
цитовом штыбе. В [Л. 1-12] приведены различ-
ные варианты присоединения ПРТ к источни-
кам питания.
На рис. 1-17 показана схема питания с. н.
РЭС с восемью блоками по 300 МВт; резерв-
ные магистрали 6 кВ поделены на части, че-
рез два блока, с помощью секционных выклю-
чателей; последние должны сделать возмож-
ным использование одного из пускорезервных
трансформаторов только для замены рабочего
трансформатора, а другого — только для пу-
ска или останова блоков. Однако при восьми
блоках может оказаться, что заменить рабо-
чий трансформатор необходимо, например,
у пятого блока, а в период пуска блока № 1
потребовалось срочно остановить блок № 7.
Рис. 1-17. Схема питания н резервирования с. н. 6 кВ РЭС с восемью блоками по 300 МВт (вариант без выде-
ления общестанционных с. н. на отдельные секции) ПРТ — пускорезервный трансформатор.
37
Как можно установить из схемы на рис. 1-17,
в этом случае разделение резервных магист-
ралей 6 кВ на несколько частей недостаточно,
поскольку на один пускорезервный трансфор-
матор падает нагрузка от заменяемого рабо-
чего трансформатора и пуска .(или останова)
блока.
Необходимо также отметить, что в этой
схеме резервирования с. н. двумя пускорезерв-
ными трансформаторами, присоединенными по
концам двух резервных магистралей, имеется
существенный недостаток, состоящий в том,
что пускорезервный трансформатор, установ-
ленный со стороны расширения электростан-
ции, должен при каждом этапе расширения
на два блока переноситься на крайнюю сек-
цию с. н. с удлинением питающей его линии
110 или 35 кВ. В связи с тем, что резервные
магистрали имеют несколько назначений, пу-
скорезервные трансформаторы присоединяют-
ся к ним не с помощью разъединителей, а
с помощью выключателей, установка которых
позволит пропустить через резервные магист-
рали свободную мощность от рабочих транс-
форматоров одних блоков к секциям распре-
делительного устройства с. н. других блоков.
В этой схеме питание общестанционных с. н.
предусматривается от секций РУ с. н. 6 кВ
блоков, без выделения для этой цели отдель-
ных секций; следует отметить, что обычно
большинство общестанционных с. н. питаются
от первых двух блоков.
Выполнение двух резервных магистралей
достаточно сложно: при значительной длине
главного корпуса 2 400 МВт (около 400 м)
протяженность двух резервных магистралей
составляет около 800 м, для их выполнения
потребуется установить около 3000 опорных
изоляторов. Очевидно, что электрическая на-
дежность столь протяженных магистралей бу-
дет относительно невысока. Наконец, в период
проведения ревизий выключателей, секциони-
рующих резервные магистрали 6 кВ, пуск и
останов блоков могут быть не обеспечены; то
же будет иметь место и в период ревизии или
ремонта одного из двух резервных трансфор-
маторов.
Из произведенных подсчетов стоимости
различных вариантов питания ПРТ следует,
что присоединение ПРТ к сборным шинам РУ
220—500 кВ оказывается наиболее дорогим,
а варианты с присоединением обоих ПРТ к от-
ветвлениям от блоков — наиболее дешевым
[Л. 1-12]. Кроме экономических показателей,
необходимо учитывать технические особенно-
сти каждого из вариантов. Так, при установке
ПРТ на ответвлениях от блоков для опробо-
вания механизмов с. н. необходимо несколько
раньше установить основной повышающий
трансформатор блока. Кроме того, при повреж-
дении повышающего трансформатора и дли-
тельном отключении его на ремонт РЭС ос-
тается с одним пускорезервным трансформа-
тором, или, если на электростанции было все-
го два блока и лишь один пускорезервный
трансформатор, —совсем без последнего. Та-
ким образом, такое решение в случае, если на
электростанции нет других источников пита-
ния, связано с определенным риском на пери-
од до установки следующих блоков.
При использовании третьей обмотки авто-
трансформатора связи для питания первого
пускорезервного трансформатора следует
учитывать, что для пуска первого блока элек-
тростанции необходимо установить одновре-
менно с повышающим трансформатором этого
блока, а может быть, и несколько ранее, еще
и автотрансформатор связи. Следует отметить,
что последнее нельзя рассматривать как су-
щественный недостаток, поскольку при мощ-
ных блоках и при несоответствии между на-
грузками местного района и мощностью пер-
вого блока при пуске этого блока окажется
избыточная мощность, подлежащая выдаче
в энергосистему на напряжении, связывающем
этот блок с системой; таким образом, для этой
цели все равно потребуется установка авто-
трансформатора связи. С возможностью одно-
временного выхода из строя автотрансформа-
тора связи и повышающего трансформатора
первого блока можно не считаться.
В случае, если мощная РЭС сооружается
в районе, где имеется разветвленная сеть
220 кВ с нагрузкой, превышающей мощность
первого блока, может оказаться, что транс-
форматор связи между РУ 220 и 500 кВ сов-
сем не устанавливается. В таких конкретных
условиях очевидно, что для обеспечения на-
дежного резервного питания с. н. и особенно
для пуска первого блока следует первый пу-
скорезервный трансформатор присоединить
к РУ 220 кВ.
Иногда может оказаться целесообразным
питать пускорезервный трансформатор на
220 кВ, присоединив его не непосредственно
к шинам, а к одной из линий 220 кВ, с уста-
новкой на ответвлении от последней отдели-
теля и короткозамыкателя.
При наличии на РЭС РУ напряжением
220 кВ и выше иногда используют для посто-
янного питания пускорезервного трансформа-
тора линию ПО кВ, проходящую вблизи пло-
щадки электростанции и служившую вначале
для электроснабжения строительства электро-
станции.
Следует отметить особенность способа при-
соединения электродвигателей питательных
насосов на РЭС с блоками 200 и 300 МВт.
При мощности этих электродвигателей четы-
ре— восемь МВт может оказаться целесооб-
38
разным установить на каждом из этих элек-
тродвигателей по два выключателя 6 кВ, с по-
мощью которых этот электродвигатель сможет
присоединяться к любой из двух секций РУ
с. н. блока. Такое присоединение электродви-
гателей позволит исключить режим, когда
электродвигатели питательных насосов пускае-
мого и останавливаемого блоков окажутся при-
соединенными к одной обмотке пускорезервно-
го трансформатора, что недопустимо по пара-
метрам располагаемой коммутационной аппа-
ратуры комплектного РУ с. н.
Материалы по выбору рабочих трансфор-
маторов с. н. РЭС с одновальными блоками
500 и двухвальными блоками 800 МВт
приведены в [Л. 1-12}; эти материалы были
составлены по проектам 1962 г. На осно-
вании опыта рабочего проектирования в 1965 г.
внесены изменения в технологическую часть
проектов, а именно: для блока 500 МВт вме-
сто двух пусковых питательных электронасо-
сов (ПЭН) с расчетной мощностью на валу
по 2 600 кВт каждый установили один пуско-
резервный насос с расчетной мощностью на
валу 7 500 кВт. Для двухвального блока
800 МВт вместо трех пусковых ПЭН по
2 600 кВт установили два пусковых ПЭН по
7 500 кВт. Естественно, что эти изменения от-
разились на мощности рабочих и резервных
трансформаторов с. н. Материалы по выбору
этих трансформаторов также приведены
в [Л. 1-12].
В 1968—1969 гг. в Теплоэлектропроекте
были разработаны (с участием автора) тех-
нико-экономические доклады для РЭС с во-
семью блоками по 500 МВт, работающих на
экибастузском угле, с размолом топлива шахт-
ными мельницами и с шестью одновальными
блоками по 800 МВт на газе (мазуте).
Особенностью ТЭС 8Х'500 МВт является
применение турбопитательных насосов (ТПН)
с установкой на блок одного пускорезервного
насоса с электроприводом (ПЭН), с произво-
дительностью в 50% от нормальной для блока.
Следствием такого решения оказалось, что, не-
смотря на значительную мощность электродви-
гателя ПЭН (7600 кВт), нагрузка от всех ме-
ханизмов с. н. в период работы ПЭН меньше
нагрузки с. н. блока при нормальной работе
с ТПН, так как все механизмы с. н. работают
в это время со сниженной производительно-
стью (50%), и что мощности рабочих транс-
форматоров с. н. оказались умеренными (40—
32 МВ-А). Особенностью РЭС 6X800 МВт
является применение только турбопитатель-
ных насосов (ТПН) и турбовоздуходувок мощ-
ностью 5 100 кВт для снабжения топок котла
воздухом и удаления отработанных газов
(вместо вентиляторов и дымососов). В обоих
проектных разработках были рассмотрены
многочисленные варианты питания и резерви-
рования РУСН; при этом были рассмотрены
как «традиционные» решения с применением
для питания с. н. как напряжений 6 и
0,4/0,23 кВ, так и напряжений 10 и 3 кВ, 0,66
и 0,4/0,23 кВ.
Проектные проработки показали, что:
а) При ценах на электродвигатели с. н.
10 кВ, существовавших в 1968—1969 гг., при-
менение напряжения 10. кВ экономически не-
целесообразно. Однако необходимо отметить,
что положение с ценами на электродвигатели
10 кВ в 1971 г. изменилось и в настоящее
время вопрос о напряжениях для питания с. н.
мощных* РЭС целесообразно повторно рас-
смотреть.
б) При применении напряжения 0,66 кВ
на него можно перенести значительное коли-
чество электродвигателей 6 кВ с единичной
мощностью до 500—600 кВт. Однако при этом
все же необходимо сохранить и сеть 380/220 В,
так как ряд механизмов в Союзе снабжаются
электродвигателями только этого напряжения,
что приводит к усложнению схемы питания
и резервирования с. н. Кроме того, коммута-
ционная аппаратура на 0,66 кВ в' настоящее
время еще не имеет всех необходимых вариан-
тов ее исполнения (для установки во влаж-
ных, пыльных цехах и т. п.), а цены на нее
бчень высоки. В связи с изложенным не реко-
мендовалось применение напряжения 0,66 кВ.
Однако и этот вывод проекта следует повтор-
но проверить, поскольку для ряда отраслей
промышленности такое напряжение находит
все большее применение.
в) Наиболее экономичными оказались ва-
рианты питания с. н. 6 кВ с установкой на от-
ветвлениях от блоков рабочих трансформато-
ров с. н. (РТ) мощностью 25—32 МВ-А; при
этом в цепи генератора устанавливается, вы-
ключатель на генераторном напряжении, а РТ
присоединяется ответвлением между выключа-
телем и повышающим трансформатором и, та-
ким образом, РТ с. н. блока используется для
пуска, нормальной работы и остановки блока.
Для резервирования РТ на случай его повреж-
дения устанавливается один (на всю РЭС) до-
полнительный неприсоединенный трансформа-
тор с. н. с такими же параметрами, как и РТ
(«холодный» резерв). Для резервного питания
выделенных секций общестанционных с. н.
устанавливается один резервный трансформа-
тор, присоединенный к РУ 220 кВ.
При такой схеме за счет снижения единич-
ной мощности РТ с. н. КРУ 6 кВ выполняет-
ся самым дешевым —с выключателями
ВМП-10 (52 кА) или ВМПЭ-10 (80 кА); со-
кращение затрат на РУСН и трансформаторы
составляет около двух млн. руб. (45%) —для
РЭС 8x500 МВт и около одного млн. руб.
39
(30%) —для РЭС 6X800 МВт. Однако в свя-
зи с тем, что ко времени разработки проекта
промышленностью еще не были освоены ге-
нераторные выключатели нужных параметров
(на номинальные токи 18 и 24 кА) проектом
был рекомендован традиционный вариант (по
рис. 1-17) с установкой пускорезервных транс-
форматоров с. н. мощностью по 63 МВ-А, что
вызвало необходимость применения КРУСН
с электромагнитными выключателями типа
ВЭМ-6 на ударный ток 125 кА. Таким обра-
зом, в будущем, после освоения промышлен-
ностью производства выключателей или вы-
ключателей нагрузки генераторного напряже-
ния для блоков 500 и 800 МВт, схему питания
с. н. РЭС с такими агрегатами целесообразно
вновь пересмотреть.
Характерной особенностью блоков на па-
раметры 240 кгс/см2 является возможность их
аварийного останова без электродвигателей
6 кВ, что весьма существенно для схемы с. н.;
при таком останове необходимо лишь обеспе-
чить запуск ответственных электродвигателей
0,4 кВ, от которых зависит сохранение основ-
ного оборудования в работоспособном состоя-
нии. Для этого часть секций РУ 0,4 кВ каж-
дого блока секционируется автоматами на две
полусекции, к одной из которых присоединя-
ются указанные выше ответственные электро-
двигатели. При длительной потере напряжения
на этих секциях секционные автоматы отклю-
чаются защитой минимального напряжения и
полусекции с ответственными электродвигате-
лями автоматически подключаются к источни-
ку резервного питания.
На случай полной и длительной потери пе-
ременного тока на электростанции (более
30 мин) должно быть обеспечено надежное
питание ответственных электродвигателей
0,4 кВ, от которых зависит сохранность обору-
дования блоков, в том числе электродвигате-
лей валоповоротных устройств, подзарядных
агрегатов аккумуляторных батарей, аппара-
туры КИП и аварийного освещения. Такое пи-
тание осуществляется либо от неблочной части
электростанции (если она есть), либо от ближ-
них неблочных тепловых электростанций и
гидростанций; при невозможности или эконо-
мической нецелесообразности такого решения
для указанной цели должна предусматривать-
ся установка автономных источников электро-
энергии (дизель-генераторов или газовых тур-
бин с генераторами); при этом число и мощ-
ность источников автономного питания выби-
рается без резерва.
Для упомянутых ранее РЭС мощностью
8X500 МВт и 6 X 800 МВт на каждые два бло-
ка устанавливается по одному дизель-генера-
тору мощности 500 кВт, запускаемому авто-
матически (за 20 с). Для питания секций
0,4 кВ блоков от дизель-генераторов исполь-
зуются те же магистрали, что и для питания
от резервных трансформаторов. В приложении
П1 приведены таблицы для выбора мощности
трансформаторов с. н.
1-2. СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИИ
МОЩНЫХ ТЕПЛОВЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ
ЗА РУБЕЖОМ
Соединенные Штаты Америки. В предыдущем изда-
нии книги были приведены характерные особенности
54 ТЭС США с агрегатами мощностью 100 МВт н выше,
данные о которых были опубликованы до 1965 г. К ука-
занному году в печати США были помещены сведения
лишь о первых агрегатах мощностью 500 МВт и выше,
причем часть из них устанавливалась на действующих
ТЭС, и, естественно, выбор главной схемы при установ-
ке этих мощных блоков был в известной мере предопре-
делен или связан со схемами, уже существовавшими на
этих ТЭС.
В последующие годы число блоков мрщностью-
500 МВт и более резко увеличилось, на новых станциях
стали устанавливаться агрегаты все большей единичной
мощности; так, например, на ТЭС Камберленд (1973 г.)
будут установлены четыре двухвальных блока по
1 300 МВт, на ТЭС Монро — четыре одновальных блока
по 800 МВт. Очевидно, что схемы вновь сооружаемых
ТЭС (АЭС) представляют наибольший интерес, посколь-
ку в них учтен опыт эксплуатации ранее выполнявших-
ся схем н технико-экономические соображения, учиты-
вающие существующие в настоящее время условия
(схема присоединения к сети системы, цены на оборудо-
вание и материалы, стоимость содержания эксплуатаци-
онного и ремонтного персонала и др.).
На рис. 1-18—1-34 приведены схемы семнадцати ТЭС
с блоками 500 МВт и выше, данные о которых были
приведены в печати до 1971 г. (Л. 1-26—1-28]. Из рас-
смотрения схем этих ТЭС можно установить следующие
основные их особенности. На большинстве ТЭС (на 11
из 17) имеется только одно РУ повышенного напряже-
ния. Однако на ТЭС, которые сооружались в отдален-
ных районах, где не было сетей системы, сооружались-
два и даже три РУ повышенного напряжения, как, на-
пример, на Фаур Корнере, где имеются РУ 230, 345 и
500 кВ (см. рис. 1-25).
Питание РУ второго повышенного напряжения осу-
ществляется с помощью автотрансформатора от основ-
ного РУ повышенного напряжения, как, например, на
ТЭС Передайз (РУ 69 кВ от РУ 161 кВ—рис. 1-30),
Таннере Крик (РУ 138 кВ от РУ 345 кВ — рис. 1-27).
В некоторых случаях к РУ второго напряжения присо-
единяются мощные блоки, что определяется величиной
нагрузки, питаемой от этого РУ, как, например, на ТЭС
Кардинал — по одному блоку 615 МВт присоединено'
к РУ 345 и 138 кВ (рис. 1-19), Фоур Корнере—по одно-
му блоку 755 МВт присоединено к РУ 500 и 345 кВ (см..
рис. 1-25), Бул Ран — по одному блоку 900 МВт при-
соединено РУ 161 и 500 кВ (см. рис. 1-31).
При присоединении к каждому из двух РУ разных
повышенных напряжений мощных блоков между этими
РУ устанавливается один автотрансформатор (см.
рис. 1-32 и 1-25) или два меньшей мощности, присоеди-
няемые как одна группа (см. рис. 1-19). Необходимо по-
дробней остановиться на ТЭС Монро с четырьмя блока-
ми по 800 МВт ([компания Детройт Эдисон, ввод полной
мощности намечен на 1973 г. (см. рис. 1-24)]. Несмотря
то что все четыре блока отдают энергию в сеть одного
напряжения, а именно 345 кВ, два из них присоединены
к одному РУ 345 кВ, а два других — ко второму РУ
345 кВ, причем на территории ТЭС нет никаких электри-
ческих связей между этими двумя ОРУ, хотя они распо-
лагаются оба перед общим для четырех блоков машин-
40
ным отделением. К каждому ОРУ 345 кВ подходят по
четыре линии этого напряжения, и, таким образом, па-
раллельная работа генераторов, присоединенных к двум
ОРУ, осуществляется на приемных подстанциях в сети
345 кВ. Раздельное выполнение двух ОРУ полностью
исключает возможность одновременной их потери, что,
очевидно, и было основным исходным условием для при-
нятия указанной схемы соединений и компоновки ТЭС.
Такое разделение РУ на два снизит величину отключае-
мых токов при к. з. и, соответственно, параметры комму-
тационной аппаратуры; к. з. на шинах одного из двух
РУ 345 кВ не будет приводить к посадке напряжения на
всех четырех блоках, а лишь на двух из них; соответст-
венно будут обеспечены лучшие условия для электро-
снабжения сети системы и восстановления ее нормаль-
ной работы после отключения повреждения.
Число вариантов схем соединений РУ, выполненных
на этих мощных ТЭС США, относительно невелико — ни
на одной из них не применены РУ с одной системой шин,
с кольцевым илн линейным расположением секций, РУ
с двумя системами шин и одним выключателем на цепь
и с различными модификациями установки разъедините-
лей, шунтирующих выключатели, РУ с двумя основными
и третьей обходной системой шин, РУ с двумя выключа-
телями на цепь, блочные схемы генератор — трансформа-
ций’
13ВнВ
а)
тор — линия — подстанция, которые были применены на
многих ранее сооружавшихся ТЭС и были описаны
в [Л. 1-1 и 1-12].
На рассматриваемых 17 ТЭС наибольшее распро-
странение получили схемы РУ по многоугольнику —
одному или двум (на семи станциях) с числом цепей,
присоединенных к многоугольнику до девяти при одном
многоугольнике (Кинкейд — рис. 1-20 и Зайен—рис. 1-21)
н до 11 при двух многоугольниках (Ревенсвуд). На ТЭС
Монро каждое из двух РУ 345 кВ выполнено по схеме
шестиугольника с диагональю из трех выключателей
для двух цепей. Последняя схема могла быть прочтена
и как схема с полутора выключателями на цепь и с при-
соединением двух понижающих трансформаторов с. н.
к сборным шинам без выключателей. Однако то, что
в каждом из РУ 345 кВ присоединение повышающих
трансформаторов двух блоков выполнено таким образом,
что между ними располагается присоединение линии (и
диагональной связи) аналогично тому, как это обычно
выполняется в схеме многоугольника, подтверждает, что
эту схему следует читать как схему многоугольника
с диагональю. Косвенным подтверждением последнего
может являться то обстоятельство, что ни на одном из
РУ с полуторной схемой не применено изменение мест
присоединений линий и трансформаторов.
Следующей по распространенности применения явля-
ется схема с полутора выключателями на цепь (на пяти
ТЭС) Следует отметить, что ни на одном из РУ с такой
схемой не было применено секционирование сборных шин
с помощью выключателей.
Схема с одной рабочей и одной обходной система-
ми шин, с зигзагообразным расположением секций, рабо-
чей и обходной систем шин применена на трех ТЭС,
принадлежащих энергосистеме TVA: Передайз (см.
рис. 1-30); Бул Ран (см. рис. 1-31) н Кемберленд
(см. рис. 1-32). К каждой из секций РУ с одной рабочей
н обходной системами шин при напряжении 500 кВ при-
соединяется не более одного блока и одной линии; при
двух секциях и трех линиях одна из последних присоеди-
няется развилкой из двух выключателей к обеим секциям
(Кемберленд, Бул Ран); при напряжении 161 кВ к каж-
дой из секций присоединяется до четырех-пяги линий
(Передайз). Из сопоставления схем РУ последних трех
ТЭС можно установить, что выполнение межсекционных
П/ст. Рейни.
П/ст' Вернон
41
связей и питание секций обходной системы шин на стан-
циях Бул Ран н Кемберленд отличаются от принятых
в этой части схемы на станции Передайз, что, вероятно,
связано с числом блоков, секций, присоединений к ним
и условиям сети (мощностью блоков и пропускной спо-
собностью отдельных линий).
Мостиковая схема с тремя выключателями при двух
линиях и двух блоках применена лишь в РУ одной ТЭС
(Джолиет). В одном случае схема РУ недостаточно ясна
из приведенных в первоисточнике материалов (Трентон
Ченнел).
Учитывая, что на подавляющем большинстве ТЭС
мощные блоки присоединяются к РУ напряжением 345
и 500 кВ применение в этих РУ схем соединений по мно-
гоугольнику, для которых требуется минимальное коли-
чество сложных, громоздких н дорогих коммутационных
и измерительных аппаратов, надо рассматривать не как
случайное, а как сознательное и целесообразное реше-
ние, удовлетворяющее как требованиям надежности, так и
экономичности.
На подавляющем большинстве рассматриваемых
ТЭС устанавливаются трехфазные трансформаторы;
лишь на трех нз 17 установлены группы из однофазных
трансформаторов (Фоур Корнере Мохеви и Кембер-
ленд). По одному трехфазному трансформатору на блок
установлено на девяти ТЭС при предельной мощности
трансформаторов 865/970 МВ • А1, при высшем напряже-
нии 345 кВ (Мохеви) и 615 МВ-А—при 500 кВ (Форт
Мартин). На шести ТЭС установлено по два трехфазных
трансформатора на блок (Ревенсвуд, Зайен, Брид, Тан-
нере Крик, Передайз, Бул Ран).
Следует отметить, что на ТЭС Кемберленд резерв-
ная фаза для двух групп 3 X450 МВ-А 500 кВ может
быть без перекатки присоединена взамен вышедшей из
строя фазы с помощью соответствующих перемычек на
стороне 22 и 500 кВ, с переключением дугьевых задви-
жек в системе охлаждения. Подсчеты авторов проекта
показали, что при такой системе затраты по присоедине-
нию резервной фазы с помощью перемычек оправдыва-
ются за счет сокращения простоя, который был бы в слу-
чае перекатки резервной фазы на место выбывшей.
Тенденции к упрощению и удешевлению схем рабо-
чего и резервного питания с. н. на мощных ТЭС можно
было установить уже в первой половине 60-х годов. Так,
1 В США мощность трансформатора часто указы-
вается двумя или тремя величинами, в зависимости от
системы его охлаждения (нормальной и форсировкой
первой или второй степеней).
42
Рис. 1-22. Схема электрических соединений ТЭС Форт
Мартин с двумя блоками по 540 МВт.
/ — турбогенератор 540 МВт; cos <р=0,85; 22 кВ; 2 — повышаю-
щий трансформатор 615 МВ • А, 22/500 кВ; 3 — рабочие транс-
форматоры с. и. 25 МВ • А, 22/11,5 кВ; 4 — резервный трансфор-
матор с. и. 15 МВ • А, 138/11,5 кВ; 5 — электродвигатели с. н.
11,5 кВ; 6 — короткозамыкатель 138 кВ; 7 — трансформатор с. и.
11/0,55 кВ.
Рис. 1-20. Схема электрических соединений ТЭС Кин-
кейд и сети 345 кВ.
/ — подстанция Ломбард; 2 — подстанция Бедфорд-Парк; 3 —
первая очередь подстанции Понтиак; 4 — подстанция Гудинг
Гров; 5 — переключательный пункт Понтиак; 6 — линия к пунк-
ту Пана (система CJPS); 7 — резервные трансформаторы с. н.
ТЭС; 8 — будущая линия.
!Рис. 1-21. Схема ТЭС Зайен.
л—-главная схема при двух блоках по 1 100 МВт; б — схема пи-
тания и резервирования с. и. блока № 1.
на ТЭС Трентон Ченнел (см. рис, 1-33) рабочее питание
с. н. блока 535 МВт (станционный Ns 9) осуществляется
трансформатором 22,5/30 МВ • А, присоединенным к сбор-
ным шинам РУ 420 кВ (с двумя вторичными обмотками
4 кВ); к этим же шинам 120 кВ присоединен с помощью
повышающего трансформатора 595 МВ • А генератор
блока. Таким образом, упомянутый рабочий трансфор-
матор с. н. может служить для пуска и останова блока
от внешней сети, что делает излишней установку допол-
нительных мощных пускорезервных трансформаторов
с. н. и сооружение магистралей резервного питания
с вводами от последних на любую из секций с. н.
Важно также н то, что соединение генератора с по-
вышающим трансформатором в этом случае выполняет-
ся без ответвления к рабочему трансформатору с. н.,
т. е. более простым, дешевым и надежным.
Для снижения затрат трансформатор с. н. блока
, 535 МВт присоединяется к сборным шинам РУ с no-
к. мощью разъединителей с электродвигательным приводом
вместо выключателя. Резервным питанием обеспечивает-
ся только часть наиболее ответственных потребителей
480 В блока от сети 2,4 кВ старой части станции (через
трансформатор 2,4/0,48 кВ).
Дальнейшее развитие указанной тенденции можно
установить из рассмотрения схемы сооружаемой в на-
стоящее время ТЭС Монро с четырьмя блоками по
800 МВт (см. рис. 1-24). Для питания с. н. каждого
блока устанавливается отдельный трансформатор
345/4/4 кВ, 32/43 МВ • А с двумя вторичными обмотками
мощностью 25 н 19 МВ • А каждая; эти трансформаторы
43
Рис. 1-23. Схема ТЭС Биг Санди № 2 с блоками
815 МВт.
с. н. служат как для запуска и останова блока, так и
для питания с. н. блока при его нормальной работе. Ре-
зервное питание выполняется только для части с. и. —
мощностью около 12 МВт от трансформатора 14 МВ-А,
24/4 кВ,'питаемого по сети 24 кВ от соседней подстанции,
а для особо ответственных потребителей — и от пяти
дизель-генераторов по 2950 кВт, 4 кВ.
Стремление применять в РУ с. н. более легкую и де-
шевую коммутационную аппаратуру и уменьшать мощ-
ность резервных трансформаторов с. н. можно устано-
вить из рассмотрения схемы станции Биг Санди № 2
(см. рис. 1-23), на которой установлен блок 815 МВт.
Для питания с. н. блока установлены три трансформато-
ра по 12/16 МВ-А 26/4 кВ, питающих каждый свою
секцию РУ 4 кВ. Резервное питание обеспечивается
одним трансформатором 12/16/20 МВ • А, 438/4 кВ. В тех
же целях, но при одновременном сокращении числа
трансформаторов с. н. последний устанавливается с тре-
мя вторичными обмотками, по 15 МВ-А (ТЭС Фоур
Корнере — рис. 1 -25).
Для сокращения количества трансформаторов при
наличии двух напряжений с. н. 13,2 и 4 кВ устанавли-
вается рабочий трехобмоточный трансформатор с. н. на-
пряжением 20/13/4 кВ (ТЭС Таннере Крик, для блока
Ns 4 — рис. 1-27). На ТЭС Ревенсвуд, на которой уста-
новлен двухвальный блок 1 000 МВт, с. н. питаются от
автотрансформатора 22/13,8 кВ, присоединенного разъ-
единителем к сборке генераторов, и двух секций РУ
13,8 кВ, от которых питаются восемь трансформаторов
13,8/4 кВ по 7500 кВ • А. Резервное питание с. н. осу-
ществляется на напряжении 13,8 кВ от третьих обмоток
двух автотрансформаторов '138/345 кВ (см. рис. 1-18,а
и б).
Для сокращения длины токопроводов на ответвлении
к трансформатору с. н. это ответвление выполняется не-
44
посредственно в повышающем трансформаторе и выво-
дится на крышку последнего. Так выполнен трехфазный
повышающий трансформатор 615 МВ • А, 22/500 кВ на
ТЭС Форт Мартин, где мощность рабочего трансформа-
тора с. н. равна 25 МВ-А (см. рис. 1-22).
На ряде ТЭС резервирование с. н. осуществляется
только для ответственных потребителей блока, на не-
большую мощность. Как упоминалось ранее, на ТЭС
Трентон Ченнел при мощности рабочего трансформатора
с. н. 22,5/30 МВ • А резервирование части ответственных
потребителей осуществляется от первой очереди на на-
пряжении 2,4 кВ (рис. 1-33); на ТЭС Форт Мартнн при
мощности рабочих трансформаторов с. н. блока
25 МВ • А резервный трансформатор установлен один на
два блока, причем мощностью 15 МВ-А (см. рис. 1-22).
Для очень мощных блоков (Кемберленд — по
1 300 МВт, Зайен — по 1 100 МВт) для каждого блока
устанавливаются отдельные .пускорезервные трансформа-
торы (см. рис. 1-21 и 1-32).
В схемах соединений ТЭС чаще, чем ранее, приме-
няются напряжения 11,5 и 13,2 кВ для питания мощных
электродвигателей с. н. Так, на ТЭС Форт Мартин при-
менено напряжение с. н. 11,5 к,В, а на ТЭС Ревенсвуд
(для блока 1000 МВт), Брид, Таннере Крик, Мохеви —
13,2 кВ; на последних четырех применены два высших
напряжения с. н. —13,2 и 4 кВ. Для всех трех ТЭС
энергосистемы TVA для с. н. принято 6,9 кВ (см.
рис. 1-26, 1-27 и 1-29).
Пуск очень мощных электродвигателей осуществля-
ется с помощью третичной обмотки мощных автотранс-
форматоров связи с последующим переводом питания
этих двигателей на рабочие трансформаторы с. и. отно-
сительно небольшой мощности. Так, на ТЭС Таннере
Крик (см. рис. 1-27) двигатели по 7 100 кВт разворачи-
ваются от третичной обмотки автотрансформатора связи
мощностью 150 МВ • А, а затем переводятся на постоян-
ное питание от рабочих трансформаторов с. н. мощно-
стью 15 МВ • А (от одной из двух обмоток рабочего
трансформатора с. н. мощностью 30 МВ-А). На ТЭС
Болдуин (см. рис. 1-28), где резервное питание с. н. и
пуск блока осуществляются от сети 138 кВ через транс-
форматор 18/24/30 МВ-А с двумя вторичными обмот-
ками, одна из последних используется для индивидуаль-
ного питания электродвигателя питательного насоса
мощностью 7000 л. с. На ТЭС Зайен (см. рис.1-21) одна
из трех вторичных обмоток пускорезервного трансформа-
тора 345/4 кВ служит для питания электродвигателя
мощностью 11 000 л. с.
На ТЭС Кемберленд с напряжениями для питания
с. н. 6,9 и 0,48 кВ электродвигатели 500 л. с. и более
питаются на напряжении 6,9 кВ, а меньшей мощности —
на 0,48 кВ. На каждый блок '1 300 МВт установлено
шесть трансформаторов 6,9/0,48 кВ, 2500/3125 кВ-А;
секции 0,48 кВ, от которых питаются наиболее крупные
нагрузки, оборудованы выключателями с токоограничи-
вающими предохранителями; сборки с менее мощными
потребителями питаются от основных секций этого на-
пряжения. На нескольких ТЭС применено напряжение
550—600 В для питания менее мощных электродвигате-
лей с. н.
Для всемерного сокращения сети с. н. к электродви-
гателям относительно небольшой мощности применяются
схемы с установкой комплектных трансформаторных под-
станций непосредственно в цехах; такое решение приме-
нено на ТЭС Форт Мартин (см. рис. 1-22).
На ТЭС Монро '(см. рис. 1-24) в связи с тем, что
трансформаторы с. н. 345/4—4 кВ выполнены без регу-
лирования напряжения, поддержание необходимого уров-
ня напряжения на вторичных сборках 4 кВ независимо
от уровня напряжения на шинах 345 кВ обеспечивается
установкой на линиях 4 кВ отходящих от основных сек-
ций РУ, питающих эти вторичные сборки, дополнитель-
ных автотрансформаторов с собственной мощностью 750
и 300 кВ • А, с регулированием напряжения в пределах
10 и 5%. Эти автотрансформаторы служат одновремеи-
Рис. 1-24. Схема ТЭС Монро.
Блоки 1 и 3 поставляются фирмой Дженерал Электрик, блоки 2, 4 —• фирмой Вестингауз; генераторы 26 кВ; 1 — дизель-генерато-
ры по 2 950 кВт, cos <р=0,8; 2—резервный трансформатор 1 500 кВ А, 4/0,48 кВ; 3— съемная накладка; 4— сборка электро^
фильтров; 5 —сборка вагоноопрокидывателя; 6 — сборки дробильного корпуса; 7— сборки бункерной; 8 — к ОРУ 345 кВ бло-
ков 1—4‘, 9 — сборка насосной; 10—сборка служебного корпуса; 11— сборка подстанций золоудаления; 12— к соседней под-
станции 24 кВ; 13— разъединитель с электродвигательным приводом.
14-МВ-Н
но для дополнительного ограничения токов к. з. в сети
4 кВ.
На ряде ТЭС для обеспечения питания особо ответ-
ственных электродвигателей (валоповоротного устройст-
ва, маслонасосов, заряда аккумуляторных батарей и
др.), а также цепей управления воздушными компрессо-
рами и при исчезновении переменного тока установлены
дизель-генераторы — на ТЭС Болдуин (см. рис. 1-28),
Форт Мартин (см рис. 1-22) мощностью по 350 кВт, на
Монро пять Дизель-генераторов по 2 950 кВт, на ТЭС
Зайен пять дизель-генераторов по 4 000 кВт; при этом
на каждый блок устанавливаются по два дизель-генера-
тора, а пятый — в качестве резервного.
Следует отметить своеобразное присоединение пита-
тельного насоса к секциям, выполненное на ТЭС Джо-
лиет (рис. 1 34), где для этой цели установлено два вы-
ключателя 4 кВ.
В связи с ограниченным объемом книги схемы ТЭС
США с менее мощными агрегатами не приводятся; их
описание дано в [Л. 1-1 и 1-12].
Англия. Начиная со второй половины 60-х годов
в Англии проектировались и сооружались мощные ТЭС
и АЭС с блоками 500 МВт и выше. В книге приводятся
схемы электрических соединений только таких ТЭС; опи-
сание и анализ схем ТЭС Англии с блоками менее
500 МВт приведены в [Л. 1-1 и 1-12].
Для ТЭС с блоками 500 МВт и выше можно отме-
тить следующие характерные особенности: РУ 275 и
400 кВ выполняются, как правило, с двумя системами
сборных шин с одним выключателем на цепь, т. е. так,
как это выполнялось ранее и на ТЭС с блоками мень-
шей единичной мощности. На рис. 1-35 приведена схема
ТЭС Торп Марш — одной из наиболее ранних ТЭС
с двухвальпыми агрегатами 550 МВт; два блока присо-
единяются через повышающие трансформаторы к РУ
275 кВ, выполненному с двумя системами шин, причем
одна из них секционирована на две части с помощью
выключателя, а другая (резервная) разделена двумя
разъединителями также на две части.
На рис. 1 36 приведена схема ТЭС Вест Бартон, где
четыре одновальных блока по 500 МВт присоединяются
к РУ 400 кВ, выполненному также по схеме с двумя
системами шин, с одним выключателем на цепь; две си-
стемы шин располагаются Ш-образно, причем средняя
система шин рабочая — секционирована выключателем
на две части, с присоединением к каждой из них по
два повышающих трансформатора двух блоков. Резерв-
ная система шин ОРУ также поделена па две части
с помощью двух разъединителей; на каждой из двух
секций шин установлено по шиносоединительному вы-
ключателю.
В английском докладе на сессии СИГРЭ 1968 г.
были сформулированы следующие общие требования
к схемам электрических соединений мощных ТЭС: одна
нз систем шин является рабочей, а вторая — резервной,
используемой лишь при проведении ремонтных работ на
45
Рис. 1-25. Схема ТЭС Фоур Корнере.
Рис. 1-26. Схема ТЭС электростанции Брнид (при уста-
новке двух блоков по 500 МВт).
Рис. 1-27. Схема ТЭС Таннере Крик при установке бло-
ка № 4 600 МВт.
1 — двухвальиый блок мощностью 270 МВт, состоящий из тур-
богенераторов 175 МВ - А, 17 кВ (с шестью выводами обмоток
статора) и турбогенератора 94 МВ • А, 17 кВ; 2 — двухвальный
блок 600 МВт, состоящий из турбогенераторов 410 МВ А »
281 МВ - А, 20 кВ; 3 — трансформаторы с. н. 10 МВ • А, 13,2/4 кВ;
4 — трансформаторы с. н. 1 000 кВ • А, 4/0,6 кВ; 5 — трансформа-
торы 250 кВ А для освещения; 6 — генератор 7 100 кВт к газо-
вой турбине; 7 — выключатель нагрузки.
первой; при повреждении любой из секций или секцион-
ных выключателей должны теряться не более «ем два
самых крупных генератора, присоединенных к РУ; к од-
ной секции РУ не должны присоединяться более четырех
цепей (не считая местных трансформаторов).
На рис. 1-37 и 1-38 показаны принципиальные схемы
РУ для ТЭС с четырьмя и шестью блоками, приведен-
ные в упомянутом докладе. На рис 1-39 приведена схе-
ма ТЭС Коттам с четырьмя блоками по 500 МВт, при-
соединенным к РУ 400 кВ. Как можно установить из
сопоставления данной схемы с ранее приведенными
общими требованиями, она в основном им соответствует.
Рис. ,1-28. Схема ТЭС Болдуин (2 000 МВт при полном
развитии). РУ 345 кВ выполняется по схеме с полутора
выключателями на цепь и рассчитано на семь линий и
три блока (на схеме не показано).
/ — питательный насос 7 000 л. с.: 2 — электродвигатели с. н;
3— трансформатор с. н 750—1 000 кВ - А, 4/0.27 кВ; 4 — сборки
питания электродвигателей 0,27 кВ н освещения; 5 — трансфор-
маторы с. «. 750—1 000 кВ А. 4/0,48 кВ.
46
13,8 KB
18MB*
0,4BnB
500x8
4-ZBMB*
1ВООоб/мил
1MB
0,48кВ
I
3»275/30BMB*
ZZkB
485MB*
3BOO об/мил
50lBBl83,5M8*
ZZkB
I w
1,Z5\
1MB*
7S0kB*
751M*
ZOB/lZOB
IB MB* Ю( IB MB*
Рис. 1-29. Схема ТЭС Мохеви.
Непосредственно от секций 13,8 кВ питаются электродвигатели дутьевых вентиляторов по 7 000 л. с. (по два на
котел).
' 426MB*
1B00 об/мин
4 2M2,5/lB,7MB*
69/13,ZkB

4B5MB* .
ЗВООоб/мин
бО/вб/ВЗ^МВ*
<ЧШТТТПНЬ
3^20/ЗО/ЗВМВ*

КРУ13,внВ
igiBMB* )д/вмв*
4kb । 4kb T

В РУ выполнено продольно-поперечное секционирование
основной системы шин; две системы шип располагаются
Ш-образно, причем средняя является резервной, а на-
ружная — рабочей системой шин. Три секционных вы-
ключателя связывают четыре секции между собой; эти
выключатели размещены в середине РУ. Шиносоедини-
тельные выключатели установлены лишь на первой и
четвертой секциях. Резервная система шин секционирова-
на с помощью двух разъединителей.
Следует отметить характерную особенность цепи по-
вышающего трансформатора: между повышающим
трансформатором и его выключателем в РУ устанавли-
вается разъединитель; можно полагать, что такое реше-
ние вызвано желанием иметь видимый разрыв со сторо-
ны трансформатора при ремонте выключателя.
Соединение выводов 400 кВ повышающих трансфор-
маторов с РУ 400 кВ осушествляется с помощью подзем-
ных кабелей этого напряжения. Именно таким образом
осуществлено это соединение на ТЭС Коттам, где по-
вышающие трансформаторы установлены возле машин-
ного зала, а РУ 400 кВ выполнено открытым н разме-
щено в некотором отдалении от главного корпуса.
В некоторых случаях повышающие трансформаторы
блоков выполняются с встроенным регулированием на-
пряжения под нагрузкой. Так выполнены трехфазные
повышающие трансформаторы 22/400 кВ мощностью по
570 МВ • А на ТЭС Вест Бартон (в 18 ступенях с напря-
жениями +2%—16%). Надо полагать, что такое выпол-
нение повышающих трансформаторов вызвано условия-
ми присоединения ТЭС к сети и выпуска реактивной
мощности блока.
Собственные нужды ТЭС в Англии питаются на трех
напряжениях: 0,4, 3 и 11 кВ. |На 11 кВ питаются самые
мощные электродвигатели и понижающие трансформато-
ры 11/3 кВ. Рабочие трансформаторы с. н. каждого из
блоков присоединяются к блоку глухим ответвлением на
генераторном напряжении.
Аварийное питание с. н. обеспечивается установкой
для каждого из блоков газотурбинного агрегата мощно-
стью 17—26 МВт, присоединяемого к секции с. н. И кВ.
47
Рис. 1-30. Схема ТЭС Передайз.
Помимо указанного назначения газотурбинного генера-
тора последний участвует также в покрытии пиковых
нагрузок системы.
Собственные нужды блока питаются от РУСН 11 кВ,
выполняемого с одной секцией на блок. От указанной
секции через понижающие трансформаторы питаются
две секции РУ 3 кВ с одной системой шин; от последних
питаются блочные электродвигатели данного напряже-
ния, а также понижающие трансформаторы 3/0,4 кВ по
48
четыре трансформатора на блок. Две сборки 0,4 кВ, пи-
таемые каждая от двух трансформаторов 3/0,4 кВ, к ко-
торым присоединены блочные потребители этого напря-
жения, поделены коммутационной аппаратурой на три
части, причем крайние секции используются для питания
менее ответственных потребителей, а средняя — для наи-
более ответственных потребителей.
Все секции РУ 11, 3 и 0,4 кВ обеспечиваются ре-
зервным питанием от отдельных резервных трансформа-
Рис. 1-31. Схема ТЭС Бул Ран.
7 — двухвальный блок 900 МВт, состоящий из двух турбогенераторов по 450 МВт (528 МВ А); 2—повышающие трехфазные
трансформаторы 525 МВ • А, 24/161 кВ; 3 — резервный трансформатор с. н. 45/60 МВ • А (в числителе мощность без принуди-
тельной вентиляции); 4 — трансформатор связи 3X400 МВ • А (устанавливается также одна резервная фаза); 5—рабочий транс-
форматор с. н. 13,8/18 МВ • А; 6 — разъединители с электро двигательным приводом; 7 — дугогасящие катушки 3X33 МВ • А.
Рис. 1-32. Схема ТЭС Кемберленд (2X1300 МВт).
1 — турбогенераторы 2X650 МВт, cos <р=0,9, 22 кВ; двухвальный
блок № 1 1300 МВт; 2 — двухвальный блок № 2 2 X650 МВт:
3 — трансформатор возбудителя 6.15 МВ - А; 4 — повышающий
трансформатор 3X450 МВ • А (с резервной фазой) 22/500 кВ;
S —рабочие трансформаторы с. н. 18/30 МВ • А, 22/6,9 кВ (в чис-
лителе приведена мощность трансформатора без дутья); 6 —
резервные трансформаторы с. н. 45 МВ • А, 161/6,9 кВ.
торов. Общестанционные нужды питаются от отдельных
двух секций 11 кВ с одной системой шин и от двух
пускорезервных трансформаторов, присоединенных либо
к РУ высшего напряжения ТЭС, либо к РУ более низко-
го напряжения, связанного с сетью системы.
На рис. 1-40 приведена принципиальная схема пита-
ния и резервирования с. н. ТЭС Коттам. Две секции РУ
11 кВ общестанционных с. н. помимо питания общестан-
ционных потребителей с. н. служат также источником
Рис. 1-33. Схема ТЭС Трентон Ченнел.
1 * существующей части ТЭС; 2 — сборка ответственных по-
требителей с. н. 480 В; 3—сборка золоуловителей; 4— выклю-
чатель нагрузки.
дополнительного резервного питания блочных РУ с. н.
11 кВ„ всех четырех блоков ТЭС. От общестанционных
секций 11 кВ питается также специальный резервный
трансформатор 11/3 кВ, от которого осуществляется ре-
зервное питание блочных секций 3 кВ всех четырех бло-
4—319
49
345KB
605/677
605/677МВт
24 к
4,1бкВ
35кВ
lEMB'A
35/ЧкВ
14,7
'MB-А
Питательный
I насос
580
0,9
К:7
660
580 МВт
costp =0,9
Hi 8
660МВт
(Пиковая мощность)
Кабель к существующей
электростанции
Рис. 1-34. Схема ТЭС Джолиет.
I — турбогенераторы 2X275 МВт лвухвального блока 550 МВт, cos <р-0,8, 18 кВ; 2 —
рабочие трансформаторы с. и. 24 мВ • А, 18/11 кВ; 3 — повышающие трансформаторы
275 МВ • А, 18/275 кВ; 4 — резервные трансформаторы с. н. 50 мВ • А, 275/11 кВ; 5 —
генераторы 28 МВт, 11 кВ газотурбинных блоков; 6 — трансформаторы с. н.
12,5 МВ • А, 11/3,0 кВ; 7—трансформаторы с. н. 750 кВ • А, 3/0,41 кВ; 8 — трансформа-
торы с. н. 1 700 кВ • А, 11/0,41 кВ; 9 — трансформаторы с. н. 1 700 кВ • А 3/0,41 кВ
ков. Кроме того, к секции 3 кВ резервного питания при-
соединены также .два отдельных резервных трансформа-
тора 3/0,4 кВ, от которых осуществляется резервирова-
ние блочных сборок 0,4 кВ всех блоков. Следует отме
тить, что средние секции сборок 0,4 кВ, от которых пи-
таются ответственные потребители этого напряжения
получают дополнительное резервное питание от секцион-
ных сборок 0,4 кВ.
Общестанционные электродвигатели и трансформа-
торы с. и. присоединены к четырем секциям РУ 3 кВ,
питаемым с помощью четырех трансформаторов 11/3 кВ
и связанным попарно. Каждая из общестанционных
сборок 0,4 кВ разделена коммутационным аппаратом на
две секции с питанием каждой из них от отдельного
трансформатора. Характерно, что упомянутые трансфор-
маторы в свою очередь присоединяются к РУ 3 кВ по-
парно и перекрестно к двум секциям. Некоторые из
общестанционных секции 0,4 кВ (наименее ответствен-
ные) выполнены без секционирования; они, как правило,
имеют резервное питание от секций резервного питания
0,4 кВ.
Для ограничения токов к. з. и облегчения коммута-
ционной аппаратуры 11 кВ на связях между общестап-
цпопными секциями РУ 11 кВ и
блочными секциями 11 кВ установ-
лены реакторы с реактивностью 3,5%
(отнесенной к 30 (МВ • А). Предель-
но отключаемые мощности комму-
тационной аппаратуры, устанавливае-
мой в РУ собственных нужд, следу-
ющие: на 11 кВ 500 ЛАВ- А; на
3 кВ — 150 МВ-А.
Мощности блочных трансформа-
торов собственных нужд ТЭС Котта-
ми —• 30 ЛАВ • А, Вест Бартон —
20 ЛАВ А и Торп Марш 2X24 МВ • А.
Мощности и напряжения пускорезерв-
ных трансформаторов ТЭС Коттам —
400/11 кВ, 500 МВ. Л; Вест Бартон—
132/11 кВ, 50 МВ-А и Торп Марш —
275/11 кВ, 50 МВ • А. Мощности
трансформаторов 11/3 и 3/0,4 приве-
дены на схемах ТЭС.
На ТЭС Торп Марш установлен
дизель-генератор для питания ответ-
ственных потребителей постоянного
тока в случае исчезновения перемен-
ного тока; это обеспечивает безава-
рийный останов основного оборудо-
вания.
На ТЭС в Хартпуле (вводимой
в 1974 г.) с двумя блоками по
666 МВт и четырьмя газовыми турби-
нами по 17,5 ЛАВт будут впервые
установлены в цепях блоков генера-
торные выключатели новой конст-
рукции, что позволит отказаться от
установки отдельных пускорезервных
трансформаторов, присоединенных к
РУ повышенного напряжения. Прин-
ципиальная схема половины ТЭС
для варианта с установкой отдельно-
го пускорезервного трансформатора
показана на рис. 1-41,я, а с установкой
генераторного выключателя и без
отдельного пускорезервного транс-
форматора на рис. 1-41,6.
Сокращение затрат на оборудова-
ние, строительную часть и монтаж,
достигаемое применением схемы с ге-
нераторным выключателем, составляет
от 100 000 до 450 000 фунтов стер-
лингов; размер экономии зависит от
мощности ТЭС и величины повы-
шенного напряжения РУ, от кото-
50
17,5МВт
Рис. 1-36. Главная схема ТЭС Вест Бартон с четырьмя
блоками по 500 МВт.
/ — турбогенераторы 500 МВт, cos <р=0,85, 22 кВ; 2 — генератор
17,5 МВт, cos <р=0,8, 11,8 кВ газотурбинных блоков; 3 — повы-
шающие трансформаторы 570 МВ • А, 22/400 кВ с РПН (преде-
лы регулирования: +2%. до минус 16%); 4— автотрансформато-
ры 240 МВ • А, 132/400 кВ, пределы регулирования (4-15% до
минус 5%); 5 — трансформаторы с. н. 20 МВ А, 22/11,8 кВ; 6 —
пускорезервные трансформаторы с. н. 50 МВ • А, 132/11,8 кВ.
Рис. 1-37. Принципиальная схема РУ мощной ТЭС с че-
тырьмя блоками.
зомв-д
и кВ
рого питается пускорезервный трансформатор. При
наличии генераторного выключателя обеспечивается
также большая бесперебойность питания ответственных
потребителей с. н. при всех режимах пуска и останова
блока и его отдельных частей, поскольку в этом случае
при указанных режимах не требуется производить ника-
ких переводов и переключений с рабочего на резервное
питание с. н. Потери электроэнергии в трансформаторах
с. н. по этому варианту схемы будут также меньшими.
На рис. 1-42 приведена компоновка оборудования возле
Рис. 1-38. Принципиальная схема РУ мощной ТЭС
с шестью блоками.
ИкВ
ИкВ
500МВт
588МВ-В
зомв-я
11 кВ
500МВт
5ВВМВ-Д
5ВВМВ-Д
500МВт
11кВ
А
.22 кВ
600МВ-В
(з*гоо)

4
WWW
600МВ-В
! 22кВ
ВОВ МВ-В
22кВ
зомв-п
ЗОМВ-Д
5ВВМВ-Д
500МВт
Икв
Рис. 1-39. Главная схема ТЭС Коттам четырьмя бло-
ками по 500 МВт.
выводов генератора при установке генераторного выклю-
чателя швейцарской фирмы ВВС, встраиваемого в за-
крытый токопровод. Подробные данные об особенностях
этого выключателя (или выключателя нагрузки) приве-
дены в гл. 3.
4*
51
Рис 1-40. Схема с. н. ТЭС Коттам с четырьмя блоками по 500 МВт. .
ял мп л 11 KR Г реактивностью 3 5% при 30 МВ • А; 2 — трансформаторы с. н. 12,5 МВ А,
1 —реакторы токоограничивающие 30 МВ • А 11 кВ с реактивно Р газовой турбине; 5 - трансформаторы с. н.
11/3 кВ; 3-трансформатор с. н. 250 кВ • А, 11/0,43 кВ 4 генератор н 500 кВ . А, 3/0,41 кВ.
1 000 кВ-А 3/0 41 кВ; 6 — трансформаторы с. н. 750 кВ - А, 3/0,41 кВ. 7 трансформаторы с.
Рис. 1-41. Принципиальная схема ТЭС (одной половины).
а — при установке отдельного пускорезервного трансформатора с. н.;
в цепи блока и без отдельного пускорезервного трансформатора, I
ки; 3 — питательные насосы.
б — прн установке
— циркуляционные
выключателя генераторного
насосы охлаждающей воды;
напряжения
2 —’ газодув-
52
-77
Рис. 1-42. Компоновка электрооборудования возле генераторного выключа-
теля, встраиваемого в токопровод.
/ — заземляющий разъединитель; 2 — концевая муфта кабеля 400 кВ; 3 — повышаю-
щий трансформатор; 4—стена машинного зала; 5 — камера генераторного выключа-
теля (необязательна); 6 — генераторный выключатель; 7 — возбудитель; 8—щеточное
устройство; 9—генератор; 10— шкаф с автоматом гашення поля; И — шкаф с выпря-
мителем; 12 — шкаф с трансформатором напряжения; /3 —кабельный канал; 14 —
трансформатор защиты от замыкания на землю; 15—блочный трансформатор с. и.;
16 — шумоограждения; 17 — установка электрооборудования возле повышающего
трансформатора.
235кВ
V
Кабель
БЗкВ
г^мв-л
Рис. 1-43. Схема ТЭС Сент-Уен.
Франция. В [Л. 1-1 и 1-12] описаны схемы соедине-
ний ТЭС Франции с блоками до 250 МВт. После 1965 г.
в журналах и проспектах EdF появились описания не-
скольких новых ТЭС с блоками 250 МВт п первых ТЭС
с блоками по 600 МВт (рис. 1-43—1-51). Характерные
особенности главных схем соединений и схем с н. ТЭС
с блоками 250 и 600 МВт, являющих-
ся наиболее представительными для
современных французских ТЭС, при-
ведены ниже.
На многих ТЭС отсутствуют РУ
повышенного напряжения на терри-
тории ТЭС; блоки присоединяются не-
посредственно к РУ районных под-
станций, расположенных на расстоя-
нии до 40 км. Так выполнены присо-
единения блоков линиями 220 кВ на
ТЭС Крей (4X1-25 МВт), Ботор (4Х
Х126 МВт), Виолен (2X125 МВт),
Шампань-на-Уазе (250 МВт), Блено
(4X250 МВт), Сент-У ан (2 X250 МВт),
Монтеро (2X125 и 1X250 МВт на
220 кВ и 1X250 МВт на 380 кВ),
Вер-на-Марне (1Х250 МВт на 220 кВ),
Поршвил В (2X 600 МВт на 380 кВ),
Гавр (1X250 МВт на 220 кВ и 1Х
Х600 МВт на 380 кВ).
В зависимости от расстояния до
подстанции в цепи линии на ТЭС
устанавливается или не устанавлива-
ется выключатель. Из перечисленных
ТЭС линейные выключатели в блоках
не устанавливаются лишь на Монте-
ро (линия длиной 1 км), Ботор
(линия 2 км), Сент-Уан (линия 2 км);
на остальных ТЭС в блоках устанавливаются ли-
нейные выключатели. Присоединение блока' линия-
ми к районным подстанциям осуществляется свое-
образно: для каждого блока сооружается двухцепная ли-
ния с установкой отдельных разъединителей на каждой
из них. Такое выполнение линий приводит к увеличению
затрат, поскольку стоимость двухцепной линии (даже
с проводами меньшего сечения) больше стоимости одно-
цепной линии с проводом вдвое большего сечения. Одна-
ко преимущество такого решения состоит в том, что
при проведении профилактических или ремонтных работ
на одной из двух линий каждого блока мощность блока
может быть выдана по второй линии, хотя и при не-
Рис. 1-44. Схема ТЭС Монтеро.
1, 2—турбогенераторы 125 МВт, cos <р=0,8, 15,5 кВ; 3, 4 — турбо-
генераторы 250 МВт, cos <р=0,85, 20 кВ; 5 — генераторные вклю-
чатели; 6 — трансформаторы с. и. 12 МВ • А, 15,5/5,5 кВ; 7—
трансформатор с. н. 18/24 МВ • А, 20/5,5 кВ.
53
Аварийное освещение
Рис. 1-45. Схема ТЭС Поршвиль В.
ггвкв
ВЗкв
ЗОкВ
1В0МВ-А
ZDMB-n
5,5кВ
0,38 кВ
!5,5кВ
125М8т
12,5 МВ'Я
5.5кВ

Рис. 1-46. Схема ТЭС Поршвиль А.
1 — трансформаторы с. н. 400 кВ • А, 5,5/0.38 кВ; 2 — трансфор-
маторы с. и. 630 кВ • А, 5,5/0,38 кВ.
сколько больших потерях электроэнергии в ней и с уве-
личенным падением напряжения.
При работе нескольких блоков на линии различных
напряжений на территории ТЭС на нескольких ТЭС не
предусматривается установка автотрансформаторов для
связи РУ различных напряжений. Так, на ТЭС Порш-
вилль А один блок 125 МВт присоединен к РУ 90 кВ,
Рис. 1-47. Схема ТЭС Вер-на-Марне.
1 — контакторы 320 МВ - А на номинальный ток 75—250 А;
2 — 16 электродвигателей; 8 — четыре электродвигателя насосов
циркуляции котла; 4 — электродвигатели с. н. блока; 5 —транс-
форматоры с. и. блока; 6 — дизель-генератор: 7 — электродвига-
тели насосной.
два блока по 125 МВт — к РУ 220 кВ и один блок
\0,38кВ ,125 МВт — к РУ 63 кВ без каких-либо автотрансформа-
5,5к8
'торов связи между этими РУ. Такое решение позволяет
существенно упростить и удешевить главную схему.
В случае отключения блока на ТЭС потребители, пи-
тающиеся от РУ данного напряжения, получают необхо-
димую им мощность из сети по линиям от других ТЭС
или подстанций системы.
Выводы отходящих линий 220 и 380 кВ с террито-
рии многих ТЭС осуществляются с помощью подземных
\0,38кР кабелей 220 и 380 кВ, с переходом на воздушные линии
н за территорией ТЭС, в удобном для этого месте.
Присоединение рабочих трансформаторов с. н. к бло-
кам производится с учетом напряжения сети, на которую
работает блок, а именно: при напряжении 220 кВ и
меньше трансформатор с. н. присоединяется к блоку на
стороне повышенного напряжения, так как стоимость
дополнительной ячейки с выключателем и трансформа-
тора с. н. на это напряжение незначительно выше стои-
мости трансформатора с. н., присоединяемого к генера-
торному напряжению блока и выключателя генераторного
напряжения. Так выполнено присоединение рабочих
трансформаторов ,с. н. на ТЭС Блено, Шампань-иа-Уазе,
Сент-Уан, Вер-на-Марне и др. При таком присоединении
54
п/ст безимон
I Зим
вооомв-л
ZbMB-fi
7
Z50MBT
31Z,5MB~B
f I lllln
JWrmT
Jlllllllp
„ ___* .rV
1 11НПТТТ 5 ।
3
Jl iiiiiiirnfн
If III 11"1^
5,5hB
При напряжении сети 380 кВ, на которую работает
блок, рабочие трансформаторы с. н. присоединяются
к блоку на генераторное напряжении, так как стоимость
ячейки с выключателем 380 кВ и рабочего трансформа-
тора с. н. 380/5,5 кВ очень высокая. В этом случае для
снижения стоимости устанавливается специальный
«включатель» на генераторном напряжении, который
рассчитан только на включение и отключение номи-
нального тока генератора (выключатель иагрузки).
При установке «включателя» рабочие трансформато-
ры с. н. присоединяются на генераторном напряжении за
включателем, считая от генератора; таким образом, этот
трансформатор может быть использован не только для
питания блока в нормальном режиме, но и для пуска и
останова блока, аналогично тому, как это делалось
в предыдущем варианте питания с. н. Такая схема вы-
полнена на ТЭС Монтеро с блоками по 250 МВт. Резерв-
ный трансформатор с. н. на этой ТЭС питается от сети
63 кВ; мощность этих трансформаторов 12/16 МВ-А при
мощности рабочих трансформаторов с. н. 18/24 МВ • А.
На ТЭС Поршвилль В с блоками по 600 МВт, при-
соединенными к сети 380 кВ, рабочие трансформаторы
с. н. присоединяются к блоку без установки «включате-
ля» генераторного напряжения, что, вероятно, связано
с тем, что такой «включатель» еще не был освоен на
нужные параметры ко ьремени сооружения этой ТЭС.
Резервные трансформаторы с. н. питаются от местной
сети 63 кВ и приняты той же мощности, что и рабочие
трансформаторы с. н.
На ТЭС Гавр, сооруженной позже Порщвиля В,
выключатели нагрузки установлены на генераторном на-
пряжении как в цепи генератора 250 МВт, так'и в* цепи
генератора 600 МВт (при полном развитии на ТЭС бу-
дут установлены один блок 250 МВт и пять блоков по
600 МВт).
Параметры выключателя нагрузки на блоке 250 МВт
следующие- номинальное напряжение и ток 24 кВ,

10
От ближайшей под-
станции района
Рис. 1-48. Схема ТЭС Блено.
1 — питательные насосы; 2 — машинное отделение; 3 — котельное
отделение; 4 — топливоподача; 5 — общестанционные нужды, не
имеющие резервного питания; 6 — ОСН, имеющие резервное пи-
тание; 7 — однофазные кабели 6X1 000 мм2; 8 —к трансформа-
тору 24 МВ • А блока 2; 9 — к блокам 3, 4; 10 — к ближайшей
подстанции района.
рабочего трансформатора с. н. пуск и останов блока,
а также питание с. н. в нормальном режиме осуществля-
ются одним и тем же трансформатором. На случай ре-
монта рабочего трансформатора из системы доставляет-
ся трансформатор с такими же параметрами, который и
является резервным для нескольких ТЭС системы.
В указанной схеме при аварийном отключении транс-
форматора с. н. блок идет на останов. Для питания
в этот период лишь самых ответственных потребителей,
от которых зависит безаварийный останов оборудования,
устанавливаются резервные трансформаторы относитель-
но небольшой мощности, присоединяемые к районной
сети другого напряжения, значительно более низкого, чем
на ТЭС. Так, например, на ТЭС Вер-на-Марне при мощ-
ности рабочих трансформаторов с. и. 220/5,5 кВ по
24 МВ • А резервные трансформаторы с. н., питаемые от
сети 15 кВ, имеют мощность лишь 2 МВ • А; на ТЭС
Гавр при мощности рабочих трансформаторов с. н. бло-
ков 250 и 600 МВт по 40 МВ А два резервных транс-
форматора с. н., питаемые от местной сети 20 кВ, при-
няты мощностью по 4 МВ-А.
Рис. 1-49. Схема ТЭС Шампань-иа-Уазе.
1 — к подстанции 220/380 кВ Плесси-Гассо, находящейся на рас-
стоянии 16 км от ТЭС.
55
10 кА; ток отключения 10 кА; предельный ток включе-
ния при ошибочной синхронизации 140 кА '(амплитуда);
предельный ток включения на к. з. 165 кА (амплитуда).
Каждая фаза выключателя нагрузки состоит из двух
элементов: разъединителя и дугогасящей камеры. Каж-
дый из этих элементов снабжен устройством с дутьем
шестифтористой серы при давлении 4 бар. Предусмотре-
ны блокировки, исключающие возможность оперирования
выключателем нагрузки в случае потери давления газа.
Соединение выводов генератора с выключателем нагруз-
ки и трансформатором выполняется с помощью пофазно-
экранированных токопроводов.
Питание с. н. блока 250 МВт осуществляется транс-
форматором 40 МВ А с двумя вторичными обмотками
половинной мощности, что позволяет применять комму-
тационную аппаратуру с отключающей способностью
350 МВ • А при 5,5 кВ; этот трансформатор присоединя-
ется к блоку ответвлением между выключателем нагруз-
ки и повышающим трансформатором.
Аналогично блоку 250 МВт выполняется также при-
соединение блока 600 МВт к районной сети 380 кВ через
трехфазный повышающий трансформатор 20/405 кВ,
660 МВ - А; для питания с. н. блока устанавливается на
ответвлении от блока, присоединяемом также между по-
вышающим трансформатором и выключателем нагрузки,
трансформатор с. н. такой же мощности, как и у первого
блока, т. е. 40 МВ - А. При пуске блока присоединение
генератора к сети осуществляется с помощью выключа-
Рис. 1-50. Схема первого блока 250 МВт ТЭС Гавр.
/ — выключатель нагрузки; 2 — трансформатор повышающий 290 МВ • А, 20/235 кВ; 3— трансформатор с. н. 2X20 МВ • А,
20,5/5,67—5,67 кВ; 4 — трансформатор с. н, 400 кВ • А, 5,5/0,39 кВ; 5 — резервный трансформатор с. Н- 400 кВ • А, 5,5/0,39 кВ;
£ —Трансформатор с, л. 4 МВ • А, 20/5,5 кВ.
Рис. 1-51. Схема первых двух блоков ТЭС Гавр (250 и 600 МВт).
Рис. 1-52. Схема ТЭС Штаде.
теля нагрузки. В случае аварии в сети 225 кВ при
отключении выключателя 225 кВ блок остается на холо-
стом ходу, питая свои с. н.
Мощность трансформатора с. н. блока 250 МВт вы-
брана завышенной: она принята такой же, как для блока
600 МВт, что позволяет иметь один (сетевой) трансфор-
матор для всех блоков. Для питания части общестая-
ционных нужд (ОСН) от внешней местной сети 20 кВ
установлены два трансформатора по четыре МВ • А,
20/5,5 кВ; они обеспечивают питание этих потребителей
и в случае исчезновения переменного тока на линиях 220
и 380 кВ.
Электродвигатели 5,5 кВ блока присоединяются, как
правило, к одной секции РУ этого напряжения, питае-
мого от рабочего трансформатора с. н., а общестанцион-
ные электродвигатели этого напряжения присоединяются
к двум секциям РУСН, питаемым от двух резервных
трансформаторов, присоединенных линиями к сетевым
57
подстанциям местного района. Следует отметить, что на
одной из ТЭС (Вер на-Марне) питание ОСН осуществ-
ляется также от блочного трансформатора с. н., судя
по тому, что резервный сетевой трансформатор имеет
мощность всего 2 МВ • А.
В описаниях ряда ТЭС Франции указывается, что
схемы с. н. выполняются с учетом требования о том, что
повреждение и производство ремонтов в любой части
с. н. блока не должно отражаться на работе общестан-
ционных механизмов и тем самым на работе других бло-
ков. Электродвигатели 380 В блока питаются от транс-
форматоров 5,5/0,4 кВ, также присоединенных к блочным
секциям РУ 5,5 кВ; по тем же соображениям общестан-
ционные электродвигатели низкого напряжения питаются
от трансформаторов 5,5/0,4 кВ, присоединенных к обще-
станционным секциям РУ 5,5 кВ.
Для обеспечения пуска блока от резервных транс-
форматоров предусматриваются связи с нормально
отключенными выключателями между общестанционными
и блочными секциями РУ 5,5 кВ. Включение этих связей
производится автоматически с перерывом в питании дли-
тельностью 1 с; в этих установках не допускается даже
кратковременная параллельная работа рабочих и резерв-
ных источников питания с. н. Следует отметить, что при
наличии одного выключателя на связях между двумя
секциями РУ ОСН повреждение этого выключателя мо-
жет привести к потере обеих секций этого РУ; для
исключения такой возможности эту связь следовало бы
выполнить с помощью двух последовательно соединен-
ных выключателей. Наличие одного выключателя на свя-
зи между рабочей и резервной секциями 5,5 кВ может
также привести к тому, что при его повреждении будут
потеряны и блочная секция РУ, и одна из двух секций
ОСН; таким образом, это повреждение несколько легче,
чем предыдущее; однако полагаем, что и эгу связь сле-
довало выполнить с двумя последовательно соединенны-
ми выключателями.
Сборки 380 В блока питаются каждая от своего
трансформатора без резервного питания от других транс-
форматоров или сборок; в связи с указанным на вводах
от трансформатора не устанавливается коммутационная
аппаратура. Таким же образом выполняется питание
дублированных или неответственных сборок 380 В.
Только ответственные общестанционяые электродвигате-
ли 380 В (электродвигатели маслонасосов системы смаз-
ки, питание цепей управления и т. п.) питаются от сбо-
рок, имеющих кроме основного питания от своего транс-
форматора 5,5/0,4 кВ еще ввод резервного питания от
дизель-генератора мощностью 400 кВт. Последние запу-
скаются автоматически в случае понижения частоты
в сети с. н., длительность, пуска и набора полной нагруз-
ки дизель-генератором 8 с.
На ТЭС Поршвилль В при двух блоках по 600 МВт
установлены четыре дизель-генератора по 400 кВт, рабо-
тающие каждый на отдельную секцию 0,4 кВ; предусмо-
трен также пятый, неприсоедпненный резервный дизель-
генератор такой же мощности. На ТЭС Гавр при первой
ее очереди устанавливаются, два дизель-генератора.
Трансформаторы- с. н. 5,5/0,4 кВ ТЭС установлены
относительно небольшой мощности — по 630 кВ • А с тем,
чтобы облегчить .параметры коммутационной аппаратуры
380 В; в связи с указанным в сети 380 В устанавливают-
ся автоматы на ток отключения 20 кА. Количество та-
ких трансформаторов на блок относительно велико; так,
например, на ТЭС Пцршвилль В их установлено по 4 шт.
на блок. Количество обшестапцчонных трансформаторов
5,5/0,4 кВ также велико — на ТЭС Поршвилль В при
двух блоках по 600 МВт установлено 16 таких jrpanc-
форматоров. Принятая схема питания потребителей 380 В
обеспечивает возможность применения относительно не-
больших сборок, размещаемых вблизи групп электродви-
гателей.
На некоторых ТЭС в качестве коммутационных
аппаратов для электродвигателей 5,5 кВ установлены
контакторы высокого напряжения с последовательно со-
единенными с ними плавкими предохранителями на но-
минальный ток до 250 А с отключающей способностью
в 320 МВ-А (см. на рис. 1 47 схему ТЭС Вер-на-Марне);
58
Рис. 1-54. Схема блока
370 МВт ТЭС Шольвен.
1 — сеть 220/380 кВ; 2 — стале-
алюминиевый провод сечением
490/65 'мм2; 3 — трехфазный
трансформатор 420/438 МВ А;
4 — трансформатор с. и.
30/15/15 МВ - А; 5— генератор-
ный выключатель: 6 — генера-
тор; 7 - связь с существующей
старой ТЭС.
лишь в цепях с номиналь-
ным током 800 А и больше
установлены выключатели.
На ТЭС Гавр в качестве
коммутационной аппаратуры
в КРУ 5,5 кВ используются
либо малообъемные масля-
ные выключатели нагрузки
с предохранителями — при
небольших номинальных то-
ках, либо малообъемные
выключатели — при больших
номинальных токах; и те,
и другие коммутационные
аппараты имеют предель-
но отключаемую мощность
350 МВ • А. Очевидно, что установка такого оборудова-
ния позволила снизить затраты на эту часть ТЭС.
На некоторых ТЭС на вводах 5,5 кВ от трансформа-
торов не установлены выключатели в РУ с. н. (см.
рис. 1-47—1-49). Такое решение позволяет сократить за-
траты на многоамперные ячейки РУ; оно учитывало
также то обстоятельство, что повреждение питающих
трансформаторов с. н. происходит исключительно редко.
Отказ от установки этих выключателей повышает надеж-
ность секций РУ с. н. 5,5 кВ.
Сопоставление схем первой и второй очередей ТЭС
Поршвилль (Поршвилль А п В) показывает, что схемы
второй очереди упрощены по сравнению с первой оче-
редью; они сделались более четкими, простыми и на-
дежными.
Если на ТЭС Поршвилль А между генераторами на
генераторном напряжении предусматривались перемычки
с разъединителями, то на Поршвилль В никаких пере-
мычек между генераторами нет. На Поршвилль А боль-
шинство сборок 380 В имели двойное питание от двух
трансформаторов; на Поршвилль В большинство сборок
380 В не имеет резервного питания. Следует также
отметить, что резервное питание с. н. ТЭС Поршвилль В
осуществлено от двух отдельных резервны?; трансформа-
торов 63/5,5 кВ, а для ТЭС Поршвилль А сохранены
ранее установленные там два резервных трансформатора
того же напряжения; очевидно, что такое решение при-
нято для обеспечения большей независимости каждой
из этих ТЭС и для уменьшения связей между ними.
Федеративная республика Германия (ФРГ). В РУ
повышенных напряжений из 14 рассмотренных в {Л. 1-1]
ТЭС выполнены две, а на некоторых из них даже три
системы шин (рис. 1-52). Таким образом, можно устано-
вить, что при установке блоков больших мощностей со-
хранилось ранее широко применявшееся решенй'е по вы-
полнению РУ 35 кВ и выше с большим числом систем
шин. Большое число систем шип в РУ применялось для
Рис. 1-55. Поперечный разрез по генератору, РУ с. н. и трансформаторам (блочному и с. н.) ТЭС Шольвен.
/ — машинный зал; 2 —генератор; 3— щнт управления; 4 — генераторный выключатель; 5 —РУ с. и. 5 кВ; 6 — трансформатор
С. в.; / — повышающий трансформатор.
59
того, чтобы иметь возможность группировать генерирую-
щую мощность от большого числа агрегатов на разных
системах шин и соответственно распределять между си-
стемами шин линии к потребителям; все или часть си-
стем шин работает иа ТЭС раздельно, что позволяет
ограничить величины токов к. з. в этих РУ и в сети,
а следовательно, применять более дешевую и легкую
коммутационную аппаратуру. Тем самым осуществляется
как бы продольное секционирование сборных шин РУ.
Существенным недостатком такого решения являет-
ся необходимость установки большого количества шин-
ных разъединителей и производства многочисленных
операций с ними при изменении группировки генератор-
ных и линейных цепей. При таком «продольном» секцио-
нировании РУ в каждой из частей необходимо иметь
отдельный резерв мощности. Представляется более пра-
вильным решением выполнение РУ с меньшим количе-
ством систем шин (секций) и с установкой в них более
мощных коммутационных аппаратоз.
На значительном числе ТЭС РУ повышенных на-
пряжений непосредственно на территории не сооружают-
ся, а мощные блоки присоединяются линиями 220 кВ
к РУ районных подстанций (рис. 1-53). Очевидно, что
такое решение оказалось целесообразным благодаря
тому, что эти ТЭС расположены на небольшом расстоя-
3 4
Рнс. 1-56. Генплан ТЭС Шольвен.
1—территория старой ТЭС; 2— резервный угольный склад; 3—промежуточные
угольные склады; 4 — здания новых блоков; 5 — градирни.
нии от существующих районных подстанций, откуда бо-
лее удобно осуществлять вывод многочисленных линий
к потребителям. Такое решение особенно целесообразно
для тех ТЭС, па которых мощные блоки устанавливают-
ся в расширяемой части при ограниченной площадке; по
экономическим соображениям, при незначительном рас-
стоянии от ТЭС до подстанции целесообразно отказаться
от сооружения на ТЭС отдельного РУ повышенного на-
пряжения.
В блоках первой очереди (по 100 МВт) устанавли-
ваются отдельные бустер-трансформаторы с РПН и
третьей обмоткой для питания с. н. Ни на одной из
рассмотренных ТЭС не применена схема с числом вы-
ключателей на цепь большим чем один. Более того, ши-
роко применяется схема с использованием одного вы-
ключателя и в качестве секционного, и в качестве шино-
соединительного при трех и даже при четырех системах
шин.
Повышающие трансформаторы устанавливаются
только трехфазными. В ряде случаев в блоках с гене-
раторами повышающие трансформаторы установлены со
встроенным регулированием напряжения под нагрузкой
или с отдельными вольтодобавочными регулировочными
трансформаторами. Такие решения характерны для ТЭС
ФРГ и объясняются тем, что в условиях расположения
потребителей на небольших расстояниях
от ТЭС экономически более целесооб-
разно вырабатывать необходимую потре-
бителям реактивную мощность на гене-
раторах и транспортировать ее по сетям
110/220 кВ вместо установки отдельных
синхронных компенсаторов или конденса-
торных батарей в сети. Однако для этого
регулировочная способность самих гене-
раторов оказывается уже недостаточной
и повышающие трансформаторы необхо-
димо устанавливать с устройствами для
регулирования напряжения под нагруз-
кой даже при установке в блоках с ге-
нераторами двухобмоточных трансфор-
маторов.
Для питания с. н. мощных блоков
принимается, как правило, напряжение
6 кВ, и лишь на расширяемых ТЭС, где
уже имеется напряжение 5 кВ, послед-
нее принимается н для питания с. н.
вновь устанавливаемых блоков.
На блок мощностью до 200 МВт
принимается один рабочий трансформа-
тор с. н. Необходимо отметить, что на
некоторых расширяемых ТЭС питание
с. н. вновь устанавливаемых блоков осу-
ществляется от РУ первой очереди. На
большинстве ТЭС устанавливаются два
резервных трансформатора с. н. На ряде
расширяемых ТЭС для резервного пи-
тания с. н. используются РУ, уже суще-
ствующие на ТЭС, что позволяет сущест-
венно снизить затраты.
На подавляющем числе ТЭС на
блок приняты две секции РУ с. н., ко-
торые выполняются, как правило, с од-
ной системой шин. Однако на некоторых
ТЭС они выполнены с двумя системами
шин. Питание ОСН, как правило, осуще-
ствляется от отдельных секций, присо-
единенных к пускорезервным трансфор-
маторам; на значительном числе ТЭС
пусковое РУ выполняется с двумя си-
стемами шин, даже если основное РУ
с. н. блока выполнено с одной системой
шин. На нескольких ТЭС электродвига-
тели питательных насосов присоединяют-
ся развилкой из двух выключателей
к двум секциям РУ с. н. блока.
60
Рис. 1-57. Варианты схем блочных ТЭС с выключателями генераторного напряжения и без них.
а — обычные блочные схемы без выключателей генераторного напряжения; б — блочные схемы с выключателями генераторного
напряжения; в — групповое присоединение двух блоков к РУ повышенного напряжения; г — попарное присоединение генераторов
к трехобмоточным повышающим трансформаторам; д — присоединение к РУ повышенного напряжения одного генератора боль-
шой мощности через группу из двух повышающих трансформаторов. '
1 — генератор; 2 — генераторный выключатель; 3 — выключатель повышенного напряжения; 4 — повышающий трансформатор; 5 —
линия на повышенном напряжении; 6 — РУ повышенного напряжения; 7 — блочный трансформатор с. н.; 8 — пускорезервный
трансформатор с. н.; 9 — автоматическое включение резервного питания с. н.; 10 — возбуждение генератора.
На рис. 1-54 приведена схема одной из новейших
ТЭС Шольвен с четырьмя блоками по 370 МВт [Л. 1-29].
Все блоки присоединяются блочными линиями к под-
станциям Рейнско-Вестфальской энергосистемы. Харак-
терной особенностью этой схемы является установка
в блоке генераторного выключателя, что обеспечивает
использование рабочего трансформатора с. н. 30 МВ • А
с двумя вторичными обмотками 5 кВ также для пуска
и останова блока. Резервное питание переменным током
обеспечивается от РУ 5 кВ существующей старой ТЭС
Шольвен (площадка которой использована для соору-
жения новой ТЭС с таким же названием); кроме того,
для резервного питания установлены дизель-генератор
и масляный дизель-насос.
Следует отметить также большую компактность
в размещении электрической части блока (рис. 1-55) и
своеобразную компоновку генплана этой ТЭС (рис. 1-56).
Каждый из 'блоков установлен в отдельном здании, при-
чем четыре здания размещены ступенчато и с разрывами
между ними, использованными для возможности выкатки
блочных трансформаторов на железнодорожный путь,
проходящий вдоль всех зданий. Повышающий трансфор-
Рпс. 1-58. Принципиальная схема ГЭС при установке генераторных выключателей.
а—РУ с двойной системой шин; б —кольцевая схема соединений с секционными выключателями; / — генератор; 2 — выключа-
тель генераторного напряжения; 3 — выключатель; 4 — трансформатор; 5 — воздушная линия; 6 — РУ.
61
матор каждого блока установлен рядом с котельной; воз-
душная линия от повышающего трансформатора пере-
секает угольный склад. В описании ТЭС указывается,
что за счет использования площадки рядом со старой
ТЭС, ряда технологических упрощений и указанной ком-
поновки удалось снизить стоимость 1 кВт установленной
мощности с 509 до 300 марок и резко уменьшить удель-
ные объемы здания.
В {Л. 1-30] рассматриваются также другие вариан-
ты главных схем мощных ТЭС с примененнем генератор-
ных выключателей, которые могут способствовать повы-
шению надежности при одновременном снижении затрат
на сооружение ТЭС. На рис. 1-57 показаны различные
варианты присоединения блоков к подстанциям сети при
установке генераторных выключателей. Во всех вариан-
тах с установкой выключателей генераторного напряже-
ния дополнительные пускорезервные трансформаторы
•с. н. не устанавливаются.
На рис. 1-58 приведена схема присоединения к под-
станции нескольких блоков ГЭС с генераторными выклю-
чателями, без установки выключателей на стороне повы-
шенного напряжения блоков. Распределительные устрой-
ства ГЭС выполняются по схеме с двумя системами шин
или по кольцевой схеме, восемью секциями, с присоеди-
нением к каждой секции двух блоков или одной линии *.
Генераторные выключатели встраиваются в закрытые
токопроводы; компоновка их приведена в гл. 3.
1-3. СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ
МОЩНЫХ ТЕПЛОФИКАЦИОННЫХ
ЭЛЕКТРОЦЕНТРАЛЕЙ |ТЭЦ) В СССР
Главные схемы ТЭЦ
Для электроснабжения и теплоснабжения
крупных промышленных предприятий и горо-
дов сооружаются ТЭЦ, отдающие всю или
часть своей мощности на генераторном напря-
жении.
Сооружаемые в Союзе ТЭЦ с теплофика-
ционными агрегатами мощностью 25, 60
и 100 МВт, с котлами давлением 130 кгс/см2
и производительностью по 420—480 т/ч отно-
сятся к мощным тепловым электростанциям.
Так, на типовой ТЭЦ мощностью 400 МВт
с установленными на ней четырьмя теплофи-
кационными агрегатами по 60 МВт и двумя по
100 МВт устанавливаются семь или восемь
котлов производительностью по 42'0 т/ч, т. е.
с котельной, достаточной для снабжения па-
ром ТЭС мощностью 1 000 МВт. В последние
годы на ТЭЦ в СССР устанавливаются тепло-
фикационные агрегаты мощностью по
250 МВт.
Главные схемы ТЭЦ должны разрабаты-
ваться одновременно с проектом электроснаб-
жения всех предприятий, питаемых от нее;
в этом проекте на основе рассмотрения не-
скольких вариантов решаются вопросы о наи-
более целесообразных напряжениях и схеме
для питания каждого из предприятий с учетом
удаленности последнего от ТЭЦ, величины
1 По нашему мнению, в последней схеме следует
в РУ чередовать присоединения линий и секций с дву-
мя повышающими трансформаторами, чтобы при отказе
секционного выключателя не терять четыре блока или
две линии, а лишь два блока и одну линию.
62
нагрузки и ее характера (сменность, наличие
крупных электродвигателей и электропечей
и т. п.). На основе проекта электроснабжения
прилегающего к ТЭЦ района выявляются не-
обходимые напряжения и величина нагрузки
для каждого из РУ (6, 10, 35 и ПО кВ); на
основании этих данных устанавливается коли-
чество генераторов, которые должны быть
присоединены к ним.
Специфической особенностью главной схе-
мы электрических соединений ТЭЦ до послед-
них лет было наличие РУ генераторного на-
пряжения (ГРУ), на котором осуществля-
лось электроснабжение близлежащих потреби-
телей (обычно с общей нагрузкой до 150—
250 МВт); для выдачи избыточной мощности
в энергосистему и взаимного резервирования
на ТЭЦ устанавливались трансформаторы
6—10/110—220 кВ или 6—10/35/110—220 кВ,
связывающие ГРУ с сетью системы. При недо-
статке электрической мощности в районе на
ТЭЦ могли устанавливаться также и конден-
сационные агрегаты, присоединяемые к РУ
повышенного напряжения. При проектирова-
нии последнего возникали те же вопросы, что
и при проектировании районных электростан-
ций с блочными агрегатами.
Ниже рассматриваются схемы электриче-
ских соединений на генераторном напряже-
нии и схемы питания с. н. ТЭЦ; схемы элек-
трических соединений РУ повышенного напря-
жения, как указывалось, число и мощность
генераторов, присоединяемых к ГРУ (6 или
10 кВ), определяются на основании проекта
электроснабжения потребителей, питаемых от
ТЭЦ. При этом обычно стараются число ге-
нераторов выбрать таким, чтобы при останов-
ке на ревизию или ремонт одного из генерато-
ров, присоединяемых к ГРУ, не требовалось
получать электроэнергию с шин РУ повы-
шенного напряжения ТЭЦ и тем самым избе-
жать двойной трансформации электроэнергии,
вырабатываемой другими генераторами ТЭЦ.
Таким образом, в нормальном режиме, при ра-
боте всех генераторов, присоединенных к РУ
6—10 кВ, на шинах последнего имеется избы-
точная мощность в размере не менее мощно-
сти одного генератора, выдаваемая через
трансформаторы в сеть повышенного напря-
жения.
Вопрос о величине мощности трансформа-
торов, связывающих шины ГРУ 6—10 кВ
с сетью повышенного напряжения (системой),
решается следующим образом.
Пропускная способность линий и трансфор-
маторов связи с системой должна обеспечи-
вать передачу избыточной мощности ТЭЦ, вы-
рабатываемой на тепловом потреблении при
всех возможных режимах, имеющих место
в рабочие дни предприятий, в часы рабочих
смен [Л. 1-8]. Кроме того, мощность линий
и трансформаторов связи с системой должны
обеспечивать питание потребителей генера-
торного напряжения ТЭЦ и прилегающего
района при выходе из работы наиболее мощ-
ного генератора ТЭЦ (авария, ревизия, пла-
новый ремонт). Если мощность ТЭЦ меньше
нагрузки потребителей генераторного напря-
жения и из сети постоянно поступает на шины
6—10 кВ ТЭЦ недостающая мощность, то
связь с системой должна осуществляться, как
правило, не менее чем двумя линиями и дву-
мя трансформаторами, с тем чтобы при выходе
из работы одного из трансформаторов связи
оставшаяся мощность трансформаторов связи
и генераторов ТЭЦ обеспечила питание потре-
бителей первой и, как правило, второй катего-
рий.
Величина коэффициента мощности у потре-
бителей, который нужно учитывать при выборе
пропускной мощности линий и трансформато-
ров и мощности компенсирующих устройств,
определяется по [Л. 1-8]. При определении
необходимой мощности компенсирующих
устройств следует исходить из следующих
нормативных значений средневзвешенного
коэффициента мощности, отнесенных к шинам
подстанций потребителя 6—10 кВ: при пита-
нии от генераторов ТЭЦ на генераторном на-
пряжении он равен 0,85; при питании от сетей
ПО—220 кВ, а также от сетей 35 кВ, подклю-
ченных к электростанциям, 0,93; при питании
от сетей 35 кВ, подключенных к сетям ПО—
220 кВ, 0,95.
Для ТЭЦ, входящих в системы, имеющие
мощные гидроэлектростанции, при определе-
нии мощности трансформаторов связи следует
также учитывать сезонное снижение электри-
ческих нагрузок на генераторах ТЭЦ для воз-
можности использования в периоды паводков
дополнительной, дешевой электроэнергии от
этих ГЭС.
Для резервирования питания нагрузок 6—
10 кВ от системы могут устанавливаться два
или один трансформатор в зависимости от на-
грузки, допускаемых величин токов к. з. на
секциях РУ 6—10 кВ, возможности и целесооб-
разности создания симметричной схемы. Чис-
ло трансформаторов связи для выдачи избы-
точной мощности в сеть повышенного напря-
жения принимается с учетом мощности систе-
мы, т. е. допустимой длительной потери систе-
мой избыточной мощности, получаемой от
ТЭЦ, в случае, если один из трансформаторов
связи на ТЭЦ выйдет из строя. При выборе
числа и мощности трансформаторов связи не-
обходимо также учитывать требования обеспе-
чения работы теплофикационных агрегатов по
тепловому режиму и при выходе из строя
одного из трансформаторов.
Учитывая, что трансформаторы, связываю-
щие ГРУ с сетью повышенного напряжения,
могут работать как в режиме выдачи избы-
точной мощности с шин 6—10 кВ, так и в ре-
жиме приема мощности на эти шины из сети,
а также то, что потребителям генераторного
напряжения должна быть обеспечена относи-
тельно постоянная величина напряжения неза-
висимо от величины мощности, отдаваемой
в сеть или получаемой из последней, трансфор-
маторы связи на ТЭЦ устанавливаются всегда
с регулированием напряжения под нагрузкой
(РПН).
При наличии .потребителей на двух повы-
шенных напряжениях (35 и ПО или 220 кВ)
рекомендуется устанавливать трехобмоточные
трансформаторы или автотрансформаторы
в том случае, если мощность, отдаваемая на
одном из напряжений, составляет 15% (или
более) мощности, отдаваемой на другом на-
пряжении. При этом должна учитываться так-
же перспектива развития нагрузок на обоих
напряжениях. Указанное соотношение мощно-
стей отражает существующее в настоящее вре-
мя соотношение потерь в двухобмоточных и
трехобмоточных трансформатора^ и их стои-
мость; это соотношение может изменяться с из-
менением конструкции трансформаторов.
Достоинством трехобмоточного трансфор-
матора является большая гибкость в отноше-
нии удовлетворения нагрузок потребителей на
двух напряжениях, особенно, когда эти величи-
ны не могут быть определены достаточно точ-
но. Кроме того, при установке трехобмоточ-
ных трансформаторов сокращается количест-
во выключателей на генераторном напряжении
по сравнению с установкой двух отдельных
трансформаторов для питания каждого из на-
пряжений.
Сокращение количества выключателей на
генераторном напряжении может быть достиг-
нуто также путем подсоединения двух двух-
обмоточных трансформаторов через один вы-
ключатель 6—10 кВ. Существенным достоин-
ством такого подсоединения двух трансфор-
маторов по сравнению с трехобмоточными
трансформаторами заключается в возможно-
сти выбора мощности каждого из трансформа-
торов любой величины, тогда как в трехобмо-
точных трансформаторах мощность любой из
обмоток выполняется обычно не менее 67%
номинальной мощности трансформатора. При-
менение двух раздельных двухобмоточных
трансформаторов с подсоединением их на ге-
нераторном напряжении через один выключа-
тель особенно целесообразно, когда один из
трансформаторов устанавливается большой
мощности, примерно 120 МВ-А, 6/110 кВ,
а другой — небольшой мощности, порядка
16 МВ-А, напряжением 6/35 кВ. При приме-
63
пении трехобмоточного трансформатора
120 МВ-А мощность обмотки 35 кВ была бы
около 80 МВ • А, из-за чего в РУ 35 кВ потре-
бовалось бы установить более мощную комму-
тационную аппаратуру; при установке же от-
дельного трансформатора 16 МВ • А, 6/35 кВ
в РУ 35 кВ может быть установлено дешевое
и легкое коммутационное оборудование. В свя-
зи с изложенным в каждом конкретном про-
екте следует производить технико-экономиче-
ское сравнение для определения типа транс-
форматоров связи — двухобмоточных или трех-
обмоточных.
По вопросу о числе систем сборных шин
генераторного напряжения НТП указывают,
что в РУ генераторного напряжения как с ре-
актированными линиями, так и без реакторов
на отходящих линиях предусматривается одна
или две системы сборных шин в зависимости
от особенности электросети (наличие или от-
сутствие резервов по сети, характер электро-
приемников). При этом должна учитываться
возможность применения комплектных РУ;
в частности, в целях обеспечения более широ-
кого применения КРУ и тем самым уменьше-
ния капитальных затрат следует, как правило,
применять питание потребителей на генератор-
ном напряжении через групповые реакторы.
Для ограничения токов к. з. в сети потребите-
лей генераторного напряжения рекомендуется
применять сдвоенные реакторы. Для РУ с ре-
актированными линиями применяется, как пра-
вило, схема шины — реактор — выключатель-—
линия; для расширяющихся РУ, уже выпол-
ненных по другой схеме, может применяться
также последовательность шины — выключа-
тель — реактор — линия.
В ГРУ с двумя системами шин рабочая си-
стема шин делится при помощи секционных
реакторов на секции по числу генераторов
(рис. 1-59), что позволяет ограничить величи-
ну токов к. з. до значений, допускаемых аппа-
ратурой, устанавливаемой в ГРУ. В цепи каж-
дого реактора устанавливаются один выклю-
чатель и два шинных разъединителя. Секции
ГРУ выполняются с прямолинейным их распо-
ложением или с замыканием рабочей системы
шин в кольцо. В цепях отходящих линий к про-
мышленным потребителям для дополнительно-
го ограничения токов к. з. устанавливаются
реакторы с реактивностью 0,5% на каждые
100 А номинального тока при 6 кВ и 0,4% —
при 10 кВ, что ограничивает отключаемый ток
к. з. до 20,0 кА. Секционные реакторы при пря-
молинейной схеме соединений секций ГРУ
обычно устанавливаются на номинальный ток,
равный 70% номинального тока генератора,
с реактивностью 10—12%. В цепях отходящих
линий к потребителям устанавливаются вы-
ключатели типа ВМ.П-10 или ВМПЭ-10 с то-
ком отключения 20 кА.
Эта схема обеспечивает бесперебойность
питания потребителей генераторного напряже-
ния при отключении любого из генераторов
или трансформаторов, связывающих ГРУ
с сетью системы, и возможность вывода в ре-
Рис. 1-59. Принципиальная схема ГРУ с двумя системами шин с установкой групповых реакторов на две линии
(на ТЭЦ).
64
Рис. 1-60. Принципиальная схема ГРУ с одной системой шин с установкой
тающих групповые сборки (на ТЭЦ).
сдвоенных групповых реакторов, пи-
визию любой из секций сборных шин без пере-
рыва питания потребителей. Однако схема не
обеспечивает возможности вывода в ревизию
выключателей без перерыва питания цепи (как
это предусматривается в схемах РУ повышен-
ного напряжения).
Ответственные потребители обычно имеют
резервные питающие линии, так как в эксплу-
атации необходимо считаться не только с ре-
визией коммутационной аппаратуры, установ-
ленной в ГРУ на станциях, но и с аварией ка-
бельной линии, ремонт которой может занять
значительно большее время, чем ревизия обо-
рудования цепи линии. Недостатком этой схе-
мы является то, что освобождение для реви-
зии одной системы шин или перевод одной или
группы питающих линий с одной системы шин
на другую связаны с необходимостью произ-
водства многочисленных операций шинными
разъединителями, что, как показывает опыт
эксплуатации, повышает вероятность ошибок
в последовательности нужных операций и при-
водит к тяжелым авариям на сборных шинах.
В типовом ГРУ на ударный ток 300 кА
в цепях линий устанавливаются групповые ре-
акторы на номинальный ток до 1 000 А при
10 кВ и 1 500 А при 6 кВ, от которых питают-
ся две или три линии с номинальным током
каждой 400—500 А (рис. 1-59). Такая схема
оказалась целесообразной по условиям компо-
новки ГРУ, так как для размещения группово-
го реактора необходима ячейка шириной не
менее 2,4 м, тогда как для размещения одно-
го шкафа КРУ с выключателем типа ВМП
необходимо иметь по длине здания лишь 0,9 м.
Для снижения затрат отказались от уста-
новки отдельных выключателей, шунтирующих
секционные реакторы, и для шунтирования по-
следних используются шиносоединительные
выключатели и резервная система шин.
Типовая схема ГРУ с одной системой шин
приведена на рис. 1-60*. Основная идея схемы
по этому варианту состоит в использовании
обычно имеющегося двойного питания каждо-
го из потребителей от сети, что позволяет вы-
полнять секции ГРУ с одной системой шин.
Одновременно для уменьшения числа присое-
динений к секции индивидуальные и групповые
обычные реакторы заменяются на групповые
сдвоенные — один или два на секцию. Реактив-
ное сопротивление ветви групповых сдвоенных
реакторов принимаются для реакторов 2Х
Х1 600 А 10%, для реактора 2 x2 000 А 12%
и для реакторов 2x2 500 А 15% **. Номиналь-
ный ток групповых сдвоенных реакторов выби-
* Схема была предложена автором в 1953 г.
** В [Л. 4-12] на стр. 67 приведена номограмма для
определения потерь напряжения в ветвях сдвоенного
реактора.
5—319
65
раёТся, исходя из взаимного резервирования
их (для питания линий к потребителям) при
первой очереди ГРУ, т. е. при наличии в по-
следнем всего двух основных секций.
Вместо шунтирующих выключателей для
секционных реакторов устанавливаются шун-
тирующие разъединители. Чтобы исключить
возможность ошибочной последовательности
в операциях шунтирующим разъединителем,
предусматривается блокировка, не допускаю-
щая оперирования приводом этого разъедини-
теля при включенном выключателе секцион-
ного реактора. Таким образом, при необходи-
мости шунтирования реактора вначале отклю-
чают его выключатель, затем включают шун-
тирующий разъединитель, после чего включа-
ют выключатель. При дешунтировании секци-
онного реактора последовательность операций
обратная. В период после отключения секци-
онного выключателя и до включения шунти-
рующего разъединителя и повторного включе-
ния секционного выключателя (т. е. на 10—
15 мин) напряжение на секции снижается на
2—3%1
В случае выполнения при первой очереди
двух секций с одним трансформатором связи
с системой для шунтирования секционного ре-
актора необходимо установить еще один вы-
ключатель и выполнить перемычку между
первой и второй секциями ГРУ с тем, чтобы
не оставлять в период шунтирования реактора
неприсоединенной к системе секцию ГРУ, не
имеющую трансформатора связи; при расши-
рении ГРУ этот дополнительный выключатель
используется в качестве выключателя секцион-
ного реактора, связывающего вторую и третью
секции, а перемычка демонтируется.
Из сопоставления двух описанных схем ГРУ
можно установить, что схема с одной системой
шин и со сдвоенными групповыми реакторами
имеет наименьшее количество коммутационно-
го оборудования и, следовательно, наиболее
надежна и проста в эксплуатации; эта схема
требует наименьшего числа реакторов. Сдвоен-
ные групповые реакторы, несомненно, могут
быть применены и в схеме, приведенной на
рис. 1-59.
Выполнение ГРУ с динамической устойчи-
востью 300 кА на четыре секции по этой схеме
позволяет сократить затраты по сравнению
с типовым ГРУ с двумя системами шин на
1 760 тыс. рублей, или на 27%. Вследствие су-
щественного сокращения количества электро-
оборудования в схеме со сдвоенными группо-
выми реакторами вероятность отключения сек-
ции ГРУ со снятием напряжения с нее в 3 раза
меньше, чем по типовой схеме ГРУ с двумя
системами шин (Л. 1-1]. Схема ГРУ с одной
системой шин утверждена Госстроем СССР
как типовая.
Номинальные токи и реактивные сопротив-
ления сдвоенных реакторов должны уточнять-
ся для конкретных условий с учетом схемы
резервирования линий потребителей и доли
двигателей высокого напряжения в общей на-
грузке и их типов (асинхронный или синхрон-
ный), так как при установке сдвоенного груп-
пового реактора 2X2 500 А с реактивным со-
противлением ветви 15% доля синхронных
двигателей в общей нагрузке от двигателей
высокого напряжения была принята в расче-
тах равной 20%; при сдвоенном реакторе 2Х
Х2000 А с реактивным сопротивлением ветви
12% доля синхронных двигателей в общей на-
грузке сборок, питаемых от данного реактора,
может достигать 40%.
Схема и компоновка ГРУ по схеме, приве-
денной на рис. 1 60, допускают также присо-
единение к секциям вместо одного из группо-
вых сдвоенных реакторов одной или двух мно-
гоамперных линий (токопроводов) для очень
мощных потребителей на номинальный ток
2 000—3 000 А с установкой или без установки
для них индивидуальных реакторов.
На рис. 1-61 показана главная схема одной
из ТЭЦ, снабжающей теплом и электроэнер-
гией комбинат, расположенный вблизи мощной
ГЭС, у которой в период паводков оказывает-
ся значительная избыточная электроэнергия;
в это время целесообразно на ТЭЦ остановить
часть генераторов и питать потребителей от
сети ’. В связи с указанным режимом каждая
из секций ГРУ присоединена отдельным транс-
форматором к сети повышенного напряжения
и, таким образом, эти секции имеют двойное
питание — от генератора и от сети. В этих
условиях нет необходимости делать межсек-
ционные связи в ГРУ и устанавливать для это-
го дорогостоящие секционные реакторы и вы-
ключатели. Несомненно также, что отказ от
установки секционных реакторов упрощает
схему, повышает надежность РУ, так. как
исключается возможность распространения
аварий, возникших на одной из секций, на со
седние и снижается стоимость всего РУ.
Для питания потребителей от секций РУ ге-
нераторного напряжения устанавливаются
групповые реакторы, причем каждая из под-
станций у потребителей получает питание от
групповых реакторов, присоединенных к двум
секциям ГРУ, т. е. к двум независимым источ-
никам питания.
Для питания с. н. от каждой из секций
отходят реактированные линии. Резервное пи-
тание с. н. может быть осуществлено реактиро-
ванной линией, присоединенной ответвлением
от первого трансформатора связи с сетью по-
1 Запроектировано ЛО Теплоэлектропроекта по
предложению инж. М. В. Шмигельского.
65
выШенного напряжения дб выключателя этого
трансформатора (см. рис. 1-61) *.
Схемы собственных нужд ТЭЦ
Напряжение для питания крупных электро-
двигателей мощных ТЭЦ выбирается равным
6 кВ при напряжении генераторов 6 или 10 кВ.
Генераторы мощностью 25—60 МВт, включае-
мые в блок с повышающими трансформатора-
ми, во избежание трансформации электроэнер-
гии для питания с. н. и установки соответст-
вующих понижающих трансформаторов при-
нимаются с напряжением 6 кВ.
На ТЭЦ, где все генераторы приключают-
ся к сборным шинам РУ генераторного напря-
жения (ГРУ), электроснабжение с. н. осущест-
вляется от этих шип. На ТЭЦ, где часть гене-
раторов приключается к шинам повышенного
напряжения, электроснабжение с. н. осущест-
вляется частично от шин генераторного напря-
жения и частично ответвлениями от генерато-
ров, присоединенных к шинам повышенного
напряжения (блоков). Для питания остальных
электродвигателей переменного тока прини-
мается, как и на районных станциях, напряже-
ние 0,380 кВ; сеть 0,38 кВ выполняется с за-
земленной нейтралью, что позволяет питать
от нее как электродвигатели, так и сеть осве-
щения. Число линий рабочего питания с. н.
принимается обычно по одной на секцию ГРУ.
Число линий или трансформаторов для резер-
вирования питания с. н. на ТЭЦ с поперечны-
ми связями между котлоагрегатами (постоян-
но включенные связи по пару, воде) принима-
ется при шести и менее рабочих линиях или
трансформаторах, питающих с. н., равным
единице; при более чем шести рабочих линиях
(трансформаторах), питающих с. н., выпол-
няются две линии (трансформатора) для ре-
зервного питания.
Для питания с. н. от ГРУ к каждой секции
последнего должно присоединяться не более
двух линий рабочего питания с. н. При при-
соединении к каждой из секций ГРУ по две
линии рабочего питания с. н. и при общем
числе линий с. и., питаемых от ГРУ, более
четырех устанавливаются две резервные ли-
нии. Последнее мероприятие должно обеспе-
чить надежное резервирование питания с. н.
на случай выхода из строя секций ГРУ. Мощ-
ность каждого резервного источника питания
с. н. должна быть не меньше мощности наибо-
лее крупной линии (трансформатора) —рабо-
чего источника питания с. н. Выбор мощности
рабочего источника питания с. и. (реактора
или трансформатора 10/6 кВ) по условиям са-
мозапуска производится так же, как и для
1 Другие варианты схемы соединений ТЭЦ на 6 и
10 кВ приведены в [Л. 1-12] на стр 69 и 70.
районной ТЭС. То же относится и к выполне-
нию РУ с. н. (по числу систем шин, разделе-
нию на секции и АВР).
При ГРУ с двумя системами шин резерв-
ная линия с. н. вместе с трансформатором свя-
зи присоединяются к трансферной системе
шин, связанной с первой секцией через шино-
соединительный выключатель (см. рис. 1-59).
При повреждении на первой секции отключа-
ются генератор, межсекционные связи и шино-
соединительный выключатель; линия рабочего
питания с. и., присоединенная к этой секции,
будет при этом потеряна. Однако резервная
линия с. н., присоединенная к трансформатору
связи, сможет выполнить свое назначение и
подхватить питание соответствующей секции
с. н. При ГРУ с одной системой шин резервная
линия с. н. присоединяется непосредственно
к трансформатору связи, а не к первой секции
(см. рис. 1-60). Таким образом, и в этом слу-
чае при повреждении на первой секции резерв-
ная линия обеспечивает подхват питания с. н.
Электроснабжение с. и. блочных генерато-
ров, устанавливаемых на ТЭЦ, возможно осу-
ществить двумя способами: приТРУ 6 кВ
с тремя-четырьмя секциями и установкой на
ТЭЦ одного-двух генераторов по схеме блока
(генератор — трансформатор) кроме генерато-
ров, присоединенных к ГРУ, для снижения по-
терь электроэнергии на трансформацию и
Рис. 1-61. Принципиальная схема ГРУ с одной системой
шин, сдвоенными групповыми реакторами и установкой
на ТЭЦ на каждой секции своего трансформатора свя-
зи; П — подстанция у потребителя.
5*
67
уменьшения количества и мощности трансфор-
маторов с. и. целесообразно питание с. н. ука-
занных блочных генераторов осуществить
от ГРУ.
В случае, если к ГРУ 6 кВ присоединены
один-два генератора, а еще три-четыре генера-
тора включены по схеме блоков, едва ли це-
лесообразно осуществлять электроснабжение
с. н. этих блоков от ГРУ, поскольку авария на
одной из секций последнего приведет к потере
чрезмерно большой доли мощности ТЭЦ. Оче-
видно, в последнем случае более целесообраз-
но будет питание с. н. этих блоков выполнить
собственными трансформаторами с. н., присо-
единенными ответвлениями от блоков. При ге-
нераторном напряжении 10 кВ на секциях ГРУ
и блоках устанавливаются отдельные транс-
форматоры с. н.
В связи с высокой стоимостью реактирован-
ных линий для питания с. н. при присоедине-
нии их к секциям ГРУ следует стремиться
к укрупнений этих линий и питать от каждой
из них не менее чем две секции РУ с. н. Прак-
тически номинальный ток линии для питания
с. н. принимается при 6 кВ 1 500 А. На рис. 1-62
показана схема питания и резервирования с. н.
6 и 0,4 кВ типовой ТЭЦ мощностью 400 МВт.
Материал по выбору мощности трансформато-
ров и реакторов с. н. ТЭЦ мощностью 400 МВт
с разбивкой электродвигателей по секциям
приведены в {Л. 1-1].
Реактивное сопротивление реакторов на ли-
ниях рабочего и резервного питания с. н. вы-
бирается таким, чтобы токи к. з. на секциях
РУ с. н. были в пределах, допустимых комму-
тационной аппаратурой. При этом учитывается,
что к месту к. з. притекают токи не только от
ГРУ и генераторов блоков, но и от всех элек-
трически связанных с данной секцией асин-
хронных и синхронных двигателей с. н. В свя-
зи с тем, что на шинах ГРУ поддерживается
достаточно постоянный уровень напряжения
Рис. 1-62. Принципиальная схема питания с. н.
/ — топливоподача, 2 — градирни; 3—ФРУ; 4— вспомогательный корпус; 5 — общестанцнонные нужды
68
для питания внешних потребителей, на рабо-
чих и резервных трансформаторах с. и.
10/6 кВ, присоединенных к ГРУ, нет необхо-
димости выполнять РПН.
Как указывалось ранее, число секций РУ
с. н. принимается не меньшим, чем число котлов.
В связи с тем, что большинство общестанци-
онных с. и. устанавливается уже с самого на-
чала работы ТЭЦ и что на ТЭЦ возможно без
существенных дополнительных затрат выде-
лить питание ОСН на отдельные секции, такое
решение принято в схеме питания с. и. типо-
вой ТЭЦ мощностью 400 МВт (рис. 1-62).
Общестанционные нужды питаются от двух
секций — 1РО и 2РО. Каждая из этих секций
питается отдельной линией рабочего питания
вместе с секциями 1Р и 2Р, что обеспечивает
высокую степень надежности; каждая из сек-
ций ОСН имеет независимое резервное пита-
ние, совершенно такое же, как и основные
секции, — от резервных магистралей с. н.
Для питания особо ответственных электро-
двигателей механизмов, не допускающих пе-
рерыва в работе (электродвигатели масляных
насосов системы смазки основных агрегатов,
системы регулирования турбогенератора, водо-
родного уплотнения генераторов и аварийного
освещения), в соответствии с НТП на ТЭЦ
устанавливаются аккумуляторные батареи:
одна — для ТЭЦ мощностью до 175 МВт вклю-
чительно и две — для ТЭЦ мощностью 200 МВт
и более. Емкость аккумуляторных батарей вы-
бирается с учетом длительности исчезновения
переменного тока на ТЭЦ в 1 ч.
В последние годы сооружались несколько
ТЭЦ мощностью 500—900 МВт, предназначен-
ные для тепло- и электроснабжения комплекса
крупных предприятий, причем характерной
чертой этих ТЭЦ было отсутствие РУ генера-
торного напряжения; электроснабжение пред-
приятий, расположенных невдалеке от ТЭЦ,
выполнялось на напряжении ПО кВ. Такое ре-
6
типовой ТЭЦ мощностью 400 МВт.
главного корпуса; 6 — агрегатные с. н. главного корпуса; 7 —сборка резервного питания.
69
Рис. 1-63. Принципиальная схема питания цеховых подстанций на ПО кВ от ТЭЦ и районной под-
станции 220/110 кВ.
шение было принято в связи с очень значи-
тельной электрической нагрузкой предприятий,
из-за чего для сети напряжением 6—10 кВ
потребовалась бы прокладка очень большого
количества кабелей, что в условиях стесненно-
го подземного хозяйства и сжатых сроков со-
оружения оказалось невыполнимым. Мощность
указанных ТЭЦ определялась главным обра-
зом величиной теплоиотребления на производ-
стве п для отопления производственных цехов
и города (поселка). Как правило, такие круп-
ные потребители сооружают кроме ТЭЦ также
и районную подстанцию (одну или две), ко-
торая является вторым, независимым от ТЭЦ
источником питания электроэнергией ответст-
венных цехов; эта же подстанция может слу-
жить для выдачи в сеть системы избытков
мощности ТЭЦ в часы минимальных нагрузок
в рабочие дни и свободную мощность в не-
рабочие дни. <
На рис. 1-63 показана принципиальная схе-
ма питания цеховых подстанций потребителей
от такой ТЭЦ и районной подстанции; цеховые
подстанции с потребителями первой категории
питаются не менее чем по двум линиям ПО кВ,
из которых одна присоединена к РУ ТЭЦ,
а другая — РУ районной подстанции, а цехо-
вые подстанции с потребителями второй и
третьей категорий — линиями, присоединенны-
ми к РУ ТЭЦ или районной подстанции. Часть
блоков ТЭЦ может присоединяться линиями
НО и 220 кВ непосредственно к районной под-
станции (рис. 1-63).
В 1969—1970 гг. в институтах Теплоэлек-
тропроект и Промэнергопроект разрабатыва-
лись проекты серийных ТЭЦ (с повышенной
заводской готовностью ее элементов и узлов).
В электрической части таких ТЭЦ преду-
сматривались два варианта питания внешних
потребителей; на генераторном напряжении
70
В РУ ПО кВ при ТЭЦ
Рис. 1-64. Принципиальная схема серийной ТЭЦ.
а — с сооружением РУ ПО кВ При ТЭЦ, с возможностью питания внешних потребителей на 6 кВ; б —с сооружением РУ 110 кВ
при заводской или районной подстанции, с возможностью питания внешних потребителей на 10 кВ; 1 — реактироваиная линия
для питания внешних потребителей 6 кВ; 2 — реактированная линия для питания внешних потребителей 10 кВ; 3—генератор-
ный выключатель, устанавливаемый при наличии внешних потребителей на генераторном напряжении; 4 — сборка водогрейной
котельной; 5 — выключатели ВМПЭ-10, 1 600 А; 6 — выключатели ВМПЭ-10, 1 000 А; 7 — выключатели ВМПЭ-10, 630 А.
71
или на 110 кВ, причем РУ 110 кВ может соору-
жаться либо при ТЭЦ, либо при заводской или
районной подстанции (рис. 1-64). Выбор вари-
анта производится на основании технико-эко-
номических подсчетов, с учетом местных усло-
вий (расстояний до потребителей, нагрузок,
трасс линий и пр.). В том случае, если в непо-
средственной близости от ТЭЦ имеются потре-
бители, питание которых целесообразно вы-
полнить на генераторном напряжении (что оп-
ределяется соответствующими технико-эконо-
мическими расчетами), у части блоков выпол-
няются ответвления на этом напряжении; на
ответвлениях устанавливаются сдвоенные ре-
акторы, ограничивающие ток к. з.
Для сохранения питания внешних потреби-
телей на генераторном напряжении от сети си-
стемы и в случае отключения генератора меж-
ду последними и местом ответвления к реакто-
ру устанавливается выключатель. Резервное
питание потребителей генераторного напряже-
ния должно обеспечиваться либо от районной
подстанции, либо от ответвлений, присоединен-
ных к другим блокам, также имеющим генера-
торные выключатели.
В том случае, если по местным условиям
необходимо питать от ТЭЦ значительное число
линий НО кВ при ТЭЦ сооружается РУ ПО кВ
с двумя основными и третьей обходной систе-
мами шин. Вопрос о типе повышающего транс-
форматора блока (без РПН или с РПН) ре-
шается в зависимости от того, имеется ли от-
ветвление от блока для питания потребителей
на генераторном напряжении. При наличии от-
ветвления с реакторами повышающий транс-
форматор устанавливается с РПН, а при «чи-
стом» блоке — без РПН. В случае установки
на ответвлении понижающего трансформато-
ра с РПН (например, как на трансформаторе
питающего с. н. блока) повышающий транс-
форматор может устанавливаться без РПН.
Питание с. н. осуществляется ответвления-
ми на генераторном напряжении: у первых
двух генераторов по 60 МВт на 6 кВ с по-
мощью сдвоенных реакторов, а у генераторов
120 МВт, имеющих генераторное напряжение
10 кВ, — с помощью понижающих трансформа-
торов 10/6 кВ, мощностью 10 МВ-А, с РПН.
Мощность этих трансформаторов определи-
лась в соответствии с нагрузками от потре-
бителей с. н. При присоединении всех блоков
к районной подстанции для резервного пита-
ния с. н. на первых двух блоках уста-
навливаются кроме рабочих также и ре-
зервные сдвоенные реакторы 6 кВ, 2X1 500 А
(рис. 1-64,6); при установке на ТЭЦ только
блоков по 100 МВт для резервного питания
с. н. на ответвлениях первых двух блоков кро-
ме рабочих трансформаторов с. и. устанавли-
ваются резервные трансформаторы с. н.
72
В случае сооружения на ТЭЦ ОРУ ПО кВ
резервный трансформатор с. и. питается от
сборных шин РУ ПО кВ (рис. 1-64,а). В табли-
це П1-12 приведен выбор мощностей транс-
форматоров и реакторов с. н. серийной газо-
мазутной ТЭЦ.
1-4. ВЫВОДЫ
Из рассмотрения схем соединений, приня-
тых в последние годы на мощных ТЭС СССР,
США, Англии, Франции и ФРГ, можно уста-
новить следующие общие направления.
1. Ведутся поиски новых, более рациональ-
ных и экономичных решений, которые повыша-
ют надежность ТЭС за счет локализации ава-
рий в случае ее возникновения, что достигает-
ся ограничением количества генераторов, при-
соединяемых к отдельным узлам (секциям
сборных шин) в РУ повышенного напряжения,
разделения РУ одного напряжения на две ча-
сти, работающие в параллель только на под-
станциях сети, при одновременном выполнении
каждого из этих двух РУ по простейшей схеме.
Экономичность главной схемы достигается
за счет учета местных условий присоединения
каждой из ТЭС к сетям системы, например за
счет отказа от установки автотрансформаторов
связи между РУ нескольких напряжений,
к каждому из которых присоединены один или
более блоков, а также за счет попарного при-
соединения мощных блоков к РУ повышенного
напряжения с установкой выключателей гене-
раторного напряжения.
Уменьшение затрат материальных средств
и оборудования достигается также применени-
ем самых мощных повышающих трансформа-
торов в трехфазном исполнении и применени-
ем легкой коммутационной аппаратуры в уста-
новках с. н.; для достижения последнего на
каждый блок устанавливаются несколько
трансформаторов с. н. относительно неболь-
шой единичной мощности или трансформаторы
с. н. с двумя и тремя вторичными обмотками.
Этой же цели служит установка контакторов
высокого напряжения с предохранителями
в цепях к электродвигателям вместо КРУ с вы-
ключателями.
Для лучшей локализации аварий в с. н.
устанавливают отдельные резервные трансфор-
маторы с. н. лля первой и второй очередей рас-
ширяемой ТЭС. Надежность питания с. и. всей
ТЭС повышают за счет исключения излишнего
резервирования в питании секций с. н. и очно-
временно устанавливают дизель-геиератовы
небольшой мощности с автоматическим запу-
ском при исчезновении переменного тока, от
которых и осуществляется питание особо от-
ветственных потребителей с. н., от работы ко-
торых зависит сохранность основного оборудо-
вания (маслоснабжение для смазки подшип-
ников и водородных уплотнений и т. п.).
Надежность питания с. н. повышают также
за счет отделения секций чисто блочных с. н.
от секций с. н., к которым присоединяются
общестанционные механизмы; такое выделе-
ние должно обеспечить бесперебойную работу
ОСН, от которых зависит работа нескольких
блоков ТЭС от блочных секций, повреждение
которых отразится лишь на работе одного
блока.
Мощность пускорезервных трансформато-
ров с. н., присоединенных к внешней сети, вы-
бирают небольшой, рассчитанной на питание
только особо ответственных потребителей; при
этом пускорезервный трансформатор не рас-
считывается на замену рабочих трансформато-
ров с. н., что позволяет питать эти пускоре-
зервные трансформаторы от местной сети от-
носительно небольшого напряжения. При та-
ком решении параметры коммутационной
аппаратуры с. н. выбираются только по мощно-
сти рабочих трансформаторов.
2. Не существует «универсальных» схем со-
единений РУ, пригодных для любых напряже-
ний, любого числа присоединений, любого со-
отношения числа повышающих трансформато-
ров и отходящих линий, любого назначения ли-
ний, любой «привязки» ТЭС к сети системы
и любого режима работы ТЭС в системе.
В каждом конкретном случае надлежит на ос-
нове учета всех местных условий и технико-
экономического сопоставления нескольких ва-
риантов определить наиболее целесообразную
схему соединений РУ каждой ТЭС.
3. Распределение затрат на необходимую
резервную мощность пропорционально просто-
ям блоков по различным причинам позволяет
производить технико-экономические расчеты
также и при решении многих других задач, как-
то: определения длины линий, при которой
целесообразно применять схему блока генера-
тор — трансформатор — линия — приемная
подстанция, выявления целесообразности спа-
ривания автотрансформаторов и т. п.
ГЛАВА ВТОРАЯ
КОМПОНОВКИ И КОНСТРУКЦИИ ОТКРЫТЫХ
РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ (ОРУ)
2-1. КОМПОНОВКИ И КОНСТРУКЦИИ ОРУ
В СССР
Широкое строительство электростанций и
сетей потребовало дальнейшего совершенство-
вания конструкций ОРУ, с тем чтобы изготов-
лять эти конструкции на заводах и лишь уста-
навливать их на месте строительства. Тенден-
ция к укрупнению предварительно изготовляе-
мых элементов конструкций и необходимость
всемерного сокращения расхода металла при-
вели к широкому применению сборных железо-
бетонных конструкций как для фундаментов
под оборудование (свайные подножники, фун-
даментные плиты и т. п.), так и для конструк-
ций, служащих для подвески ошиновки.
К настоящему времени все конструктивные
элементы ОРУ с высшим напряжением до
500 кВ включительно изготовляются из сбор-
ных железобетонных элементов; лишь на от-
дельных объектах, где возникают затруднения
с получением или доставкой железобетонных
элементов, применяются металлические кон-
струкции. Металлические конструкции целесо-
образны также для ОРУ напряжением 330 кВ
и выше в компоновках, где колонны и травер-
сы имеют длину в 20 м и больше и где имеют-
ся значительные изгибающие нагрузки.
В книге приводятся лишь типовые компо-
новки ОРУ и конструкции, запроектированные
или выполненные в СССР в последние годы.
Более подробный анализ конструкций ОРУ
с различными их модификациями имеется
в [Л. 2-1 и 2-2].
Для напряжений 20—35 кВ в Латвийской
ССР в настоящее время широко применяется
ОРУ со сборными железобетонными конструк-
циями. Оно выполняется с одной системой
шин, секционированной двумя разъединителя-
ми на три части. К двум крайним секциям
сборных шин присоединяются вводы от транс-
форматоров (по одному вводу на секцию) и
линии к потребителям, а к средней — транс-
форматоры напряжения с разрядником и
трансформатор с. н. Ошиновка ОРУ выполне-
на гибкими проводами. Конструкции ОРУ вы-
полняются из сборных железобетонных элемен-
тов трех типов: подножника (фундамент) дли-
ной 1,2 м, колонны длиной 5,9 м и ригеля дли-
ной 3,0 м. Из указанных элементов собираются
П-образные рамы, которые с помощью метал-
лических конструкций с укрепленными на них
разъединителями и опорными изоляторами
связываются в общую пространственную кон-
струкцию ОРУ (рис. 2-1).
Для возможности выполнения шага ячейки
ОРУ 3,2 м и обеспечения требований безопас-
ности при проведении ремонтов выключателей
между ячейками установлены разделяющие
сетчатые перегородки. Железобетонные эле-
менты конструкции выполняются из вибриро-
73
ванного бетона марки 300; они изготовляются
на полигонах в районе строительства и пере-
возятся на объект автотранспортом. Наиболь-
ший вес одного элемента (колонны) 590 кг.
Укрупнительная сборка П-образной рамы, со-
стоящей из двух колонн и одного ригеля, про-
изводится на объекте с помощью автокрана и
электросварки. Ямы под подножники выпол-
няются буровой машиной с последующей за-
чисткой вручную. Установка подножников
в ямы и установка на подножники П-образных
рам производится с помощью автокрана. Ме-
таллоконструкции заготовляются централизо-
ванно в мастерских и закрепляются на колон-
нах и ригелях сваркой. Все работы по строи-
тельству и монтажу выполняются одной ком-
плексной строительно-монтажной бригадой за
15 ч; бригаде придан монтажный кран. В со-
ставе бригады: один крановщик, три сварщика
и два такелажника. Для ОРУ в 14 ячеек все
строительные конструкции выставляются за
шесть рабочих дней. Строительство и монтаж
указанного ОРУ, включая вторичные цепи,
в зимнее время занимают 1 мес.
Такая конструкция ОРУ имеет следующие
достоинства: наличие лишь трех типоразмеров
железобетонных элементов (не считая железо-
бетонных конструкций для кабельных каналов
и лотков; с учетом этих элементов число типо-
размеров увеличится до шести-семи); возмож-
ность изготовления ненапряженных железобе-
тонных конструкций прямоугольного сечения
в районе монтажа, в полигонных условиях;
возможность сооружения ОРУ одной ком-
плексной строительно-монтажной бригадой
в относительно небольшие сроки; компактность
ОРУ: шаг ячейки 3,2 м, ширина ОРУ 3,4 м и
высота 6,15 м; установка выключателей типа
ВМД-35 без отдельных фундаментов, на риге-
лях, опирающихся на колонны; применение
непробивающихся опорных изоляторов типа
СТ-35 для сборных шин и ошиновки ответвле-
ний.
К недостаткам ОРУ можно отнести: значи-
тельный расход металла на конструкции под
оборудование, арматуру и закладные части
(около 1000 кг на одну ячейку); большое ко-
личество закладных частей, в том числе угло-
вой стали в железобетонных конструкциях;
большое количество привариваемых на месте
монтажа металлоконструкций и деталей
(швеллеры для оттяжных гирлянд и установки
разъединителей, опорных изоляторов, скобы
для опорных изоляторов). Приварка этих эле-
ментов требует значительных трудозатрат по
предварительной разметке и закреплению эле-
ментов, находящихся на высоте; кроме того
потребуется увеличить количество болтов для
ответвительных клемм на сборных шинах.
Институтом Теплоэлектропроект были раз-
работаны типовые конструкции компактного
ОРУ 35 кВ с одной системой шин, высокого
Рис. 2-1. Общий вид ОРУ 35/20 кВ с одной системой шин на сборных железобетонных кон-
струкциях Латвэнерго и Энергосетьпроекта.
74
типа, с расположением сборных шип на кронш-
тейнах металлических стоек. Сборные шины
выполняются жесткими из труб, которые за-
крепляются на опорных изоляторах, установ-
ленных на консолях основных стоек конструк-
ции. Под сборными шинами на вертикальной
плоскости траверсы устанавливаются шинные
и линейные разъединители; под последними
размещаются баковые выключатели типа
ВМД-35.
Для уменьшения количества отдельных кон-
струкций выключатели установлены на раме,
закрепленной на основных стойках. Привод
выключателя ВМД-35 установлен на раме, на
которой подвешен и сам выключатель. Такое
расположение привода позволяет не соору-
жать для него отдельного фундамента и раз-
гружает опорные стойки конструкции ОРУ от
усилий при работе привода. Шинный и линей-
ный разъединители каждой цепи управляются
одним общим приводом, что стало возможным
благодаря наличию в ОРУ только одной си-
стемы шин. Для заземляющих ножей разъеди-
нителей, установленных по обе стороны вы-
ключателя, предусмотрен также один общий
привод, а для заземляющего ножа линейного
разъединителя со стороны линии установлен
отдельный привод.
Шкафы с аппаратурой релейной защиты и
цепей управления также подвешиваются на
основных стойках конструкции, что обеспечи-
вает большую компактность и малую стои-
.мость всего устройства. Кроме того, при такой
компоновке для всего ОРУ достаточно соору-
жение одного канала для контрольных кабе-
лей, располагаемого возле стоек единственного
многопролетпого портала. Благодаря установ-
75
500кв
Рис. 2-3. Компоновка и размеры типовых ОРУ ПО—500 кВ на сборных железобетонных конструкциях для схе-
мы с двумя основными и третьей обходной системами шин (ЭСП, 1965).
Позиции на ис. 2-3 Размеры, м, при напряжении, кВ Позиции на рис. 2-3 Размеры, м, при напряжении, кВ
по 150 220 330 500 по 150 220 330 500
а 8,0 11,5 11,75 18,0 29,0 2,0 2,55 3,7 Т 4,0 5,5
б 9,0 9,5 12,0 19,6 26,8 3 7,5 8,0 11,0 Р 11,0 14,5
в 12,5 15,0 18,25 20,4 29,0 и 11,0 13,0 16,5 16,5 23,6
г 10,5 16,0 20,5 31,5 45,0 к 3,0 4,25 4,0 [4,5 6,0
д 9,0 11.1 15,4 22,0 31,0 л 1,5 2,13 3,25 3,5
е 2,5 3,0 4,0 8,0 11,0 м — — — — 5,0
ке сетчатых ограждений между оборудовани-
ем соседних цепей по всей высоте от основа-
ния втулок выключателей типа ВМД-35 до
сборных шин шаг ячейки ОРУ 35 кВ оказалось
возможным принять равным 3 м вместо обыч-
ного для ОРУ этого напряжения шага ячейки
в 4,5—6,0 м.
Институтом Энергосетьпроект разработана
компоновка ОРУ 35 кВ с одной системой шин
(рис. 2-2). Принципы этой компоновки во мно-
гом схожи с предыдущей, однако она допуска-
ет установку также малообъемных выключате-
лей типа ВМП-35, из-за чего шаг ячейки уве-
личен до 4,6 м [Л. 2-4].
Для напряжений ПО—500 кВ в Энергосеть-
проекте разработаны типовые компоновки ОРУ
для схемы с двумя основными и третьей об-
ходной системами шин с применением железо-
бетонных конструкций. Для всех указанных
напряжений компоновка ОРУ с упомянутой
схемой сохраняется принципиально одинако-
вой и лишь изменяются размеры конструктив-
ных элементов, расстояния между ними и про-
водами и др. Компоновки и размеры отдель-
ных элементов конструкций для различных
напряжений ОРУ с указанной схемой приведе-
ны на рис. 2-3. Для ОРУ напряжением ПО кВ
сборные железобетонные колонны и траверсы
выполняются с тавровым и двутавровым сече-
ниями, а для ОРУ более высоких напряже-
ний — из железобетонных труб диаметром
560 мм с предварительно напряженной армату-
76
30,t)
Рис. 2-4. Разрезы и план ячеек линии и трансформатора типового ОРУ 220 кВ. ЭСП, 1968.
. 77
рой. Из таких же элементов могут выполнять-
ся ОРУ и для других схем электрических со-
единений, например для схемы трансформа-
тор — шины.
На рис. 2-4 приведены разрез и план ячеек
линии и трансформатора ОРУ 220 кВ с двумя
основными и третьей обходной системами шин
[Л. 2-4].
В институте Теплоэлектропроект в 1965 г.
были разработаны компоновки ОРУ 330, 500 и
750 кВ для схем многоугольников и схемы
с полутора выключателями на цепь. Учитывая,
что коммутационное оборудование 330 и
500 кВ, в частности воздушные выключатели,
имеют значительные размеры (высота выклю-
чателей около 12 м, длина около 11 м), при
выборе расстояний между фазами оборудо-
вания и общих размеров ячеек ОРУ следует
учитывать необходимость подъезда к оборудо-
ванию автотранспорта и специальных меха-
низмов на автоходу для производства монтаж-
ных и ремонтных работ, а именно: автокрана
марки ССЭК грузоподъемностью до 5 тс,
с максимальной высотой крюка 14,8 м и выле-
том стрелы 6 м и гидроподъемника марки
АГП-12 с двумя люльками для монтажного
персонала, с высотой подъема люлек 12 м.
Необходимо отметить, что определение раз-
меров ячеек должно производиться для каж-
дой из компоновок и схемы соединений, по-
скольку расположение подъездных дорог мо-
жет быть для каждой из них различным. В не-
которых компоновках монтажно-ремонтные ме-
ханизмы, которым нужно подъехать к выве-
денному, в ремонт выключателю, должны про-
езжать мимо других выключателей, находя-
щихся под напряжением. В других компонов-
ках эти механизмы подъезжают к ремонтируе-
мым выключателям, минуя неотключенное
оборудование. В некоторых ОРУ 330 кВ для
схемы многоугольника, с расположением вы-
ключателей в два ряда, где выключатели одно-
го ряда располагаются против выключателей
второго ряда, общая дорога проходит вне ря-
дов выключателей и монтажно-ремонтные ме-
ханизмы въезжают для ремонта выключателя
при снятом напряжении- с выключателей и
трансформаторов тока, как показано на
рис. 2-5.
При выборе расстояний от оси дороги до
выключателя необходимо учитывать, что для
проезда монтажно-ремонтных механизмов,
смонтированных_на шасси грузовой машины
типа МАЗ, необходимо иметь внутренний ради-
ус закругления дороги не менее 6,2 м, а на-
ружный 9,2 м. С учетом указанного расстоя-
ния между фазами В и С выключателя может
быть принято 7 м, а между фазами А и В 8 м;
расстояние между осью дороги и осью выклю-
чателя должно быть не менее 6,8 м (см.
рис. 2-5). Для этой компоновки характерна,
что самоходный кран и гидроподъемник могут
устанавливаться по разные стороны ремонти-
руемой фазы выключателя.
В компоновке ОРУ 330 кВ по полуторной
схеме, показанной на рис. 2-6 и 2-7, в которой
дороги для монтажно-ремонтных механизмов
проходят вдоль трех рядов выключателей и,
таким образом, эти механизмы по пути к ре-
монтируемому выключателю проезжают мимо
других выключателей, находящихся под напря-
жением. С учетом указанных ранее минималь-
ных радиусов закругления дороги определи-
лись рассстояния между фазами выключате-
лей, равные 8 м, и расстояние от выключателя
до оси дороги 7,4 м. Очевидно, что для умень-
шения шага ячейки ОРУ 330 кВ с полуторной
схемой целесообразно разработать и приме-
нять другие, более компактные, с меньшими
размерами самоходные монтажно-ремонтные
механизмы.
Следует иметь в виду, что при проведении
ремонтных работ на выключателях в ОРУ по
полуторной схеме монтажно-ремонтные меха-
низмы должны располагаться только в преде-
лах ячейки с ремонтируемым выключателем.
В связи с указанным при ремонте крайних фаз
выключателя оба механизма устанавливаются
между ремонтируемой фазой и средней фазой,
а при ремонте средней фазы выключателя мо-
гут устанавливаться по обеим его сторонам,
как показано на рис.'2-6.
Ремонтный персонал, находящийся в люль-
ках гидроподъемника (АГП) производит с по-
мощью автокрана (ССЭК) разборку и сборку
выключателя. На дороге возле выключателя
располагается автомашина, на которую скла-
дываются демонтируемые узлы выключателя и
откуда берутся узлы, вновь устанавливаемые
на выключателе. Высота подвески верхнего
яруса ошиновки и, следовательно, высота опор
определяются исходя из необходимости прове-
дения монтажно-ремонтных работ на выключа-
теле при наличии напряжения на верхнем яру-
се гибкой ошиновки. Учитывая, что высшая
точка крана равна примерно 16 м, а расстоя-
ние от крана до проводов, находящихся под
напряжением 330 кВ, должно быть 4 м и что
стрела провеса проводов равна 3 м, высота
опор принята равной 23 м. Высота опор в кон-
кретных проектах должна уточняться по ме-
стным условиям в зависимости от отметки пло-
щадки, где устанавливаются опоры, принятого
расстояния между опорами, тяжения по прово-
дам и сечения последних.
Для ОРУ 500 кВ по схеме с полутора вы-
ключателями на цепь были рассмотрены раз-
личные варианты компоновок, а именно:
1) с трехрядной установкой выключателей,
рубящими разъединителями, с установкой
78
Рис. 2-5. Открытое РУ 330 кВ по схеме многоугольника. Определение расстояний между фазами выключателей и от выключателя до дороги,
обеспечивающих подъезд монтажно-ремонтных механизмов и удобный и безопасный ^ремонт выключателей. Теплоэлектропроект, 1965.
/, II, III — положения крана при ремонте фаз А и В выключателя и разъединителя; RI; RII; RIII — зоны, охватываемые стрелой крана при положениях I, II, III
соответственно; 1 — автомашина для погрузки деталей выключателя; 2 —- автокран типа ССЭК;-3’— гидроподъемник типа АГП-12.
---------Шаг ячеики. 24000---------
SOOO-----Н-----S000-----Н----------12000
Рис. 2-6. Открытое РУ 330 кВ по схеме с полу-
тора выключателями на цепь. Определение
расстояний между фазами выключателей, обес-
печивающих подъезд монтажно-ремонтных ме-
ханизмов и удобный и безопасный ремонт вы-
ключателей ТЭП, 1965.
Сплошными линиями показана дорога около выклю-
чателей для проезда под напряжением; пунктиром
показаны пути для проезда и разворота ремонтных
механизмов при снятом напряжении. 1 — положение
гидроподъемника АГП-12 и автокрана ССЭК при ре-
монте левой (от оси у—у) части выключателя (фа-
зы С); при ремонте правой части выключателя
АГП-12 и ССЭК становятся в положение П (пока-
зано на фазе Л). При ремонте выключателя фазы В
АГП-12 располагается по одну его сторону, ССЭК—
по другую.
шунтовых реакторов со стороны линии (как
в ОРУ Волжской ГЭС имени XXII съезда
КПСС) (Л. 2-2];
2) то же, что в и. 1, но с установкой шунто-
вых реакторов вдоль железнодорожного пути
повышающих трансформаторов (как в ОРУ
Братской ГЭС) [Л. 2-2];
3) то же, что в п. 2, но с изменением мест
присоединений у половины ЛЭП и трансфор-
маторов;
4) с двухрядной установкой выключателей,
с рубящими разъединителями;
5) с однорядной установкой выключателей,
с рубящими разъединителями;
6) с четырехрядной (Н-образной) установ-
кой выключателей, с рубящими разъедините-
лями.
Для ОРУ 500 кВ для схемы с полутора
выключателями на цепь простейшей компо-
новкой является трехрядная установка выклю-
чателей, с установкой шунтовых реакторов воз-
ле линейных порталов (рис. 2-8). Количество
конструкций, шин и гирлянд изоляторов и раз-
меры ОРУ наименьшие. Вместе с тем установ-
ка шунтовых реакторов возле линейных порта-
лов потребует сооружения достаточно протя-
женного пути для перемещения этого громозд-
кого оборудования на монтажную площадку
машинного зала либо сооружения в непосред-
ственной близости от реакторов отдельной
трансформаторной мастерской. Кроме того,
установка шунтовых реакторов возле линей-
ных порталов приводит к увеличению ширины
ОРУ. В случае если ширина площадки ограни-
чена и не позволяет установить шунтовые ре-
акторы у линейных порталов, они могут быть
установлены в одном ряду с повышающими
трансформаторами, как показано на рис. 2-9.
Установка на всех линиях шунтовых реакто-
ров в ряду с силовыми трансформаторами при-
водит к удвоению количества ячеек ОРУ и
увеличению количества конструкций, ошиновки
и гирлянд и соответственно удвоению длины
ОРУ. Кроме того, для осуществления присо-
единения шунтовых реакторов к цепям линий
вместо одного центрального портала по преды-
дущей компоновке необходимо установить два
средних портала, что также приводит к увели-
чению количества металлоконструкций и гир-
лянд изоляторов.
Для устранения возможности потери двух
трансформаторов (линий) в периоды ремонтов
выключателей необходимо присоединять часть
повышающих трансформаторов и линий между
выключателями рядов А и Б, а другую
часть трансформаторов и линий — между вы-
ключателями рядов Б и В, как показано на
рис. 2-10.
80
Такое изменение мест присоединения цепей
трансформаторов и линий в компоновке на
рис. 2-8 выполнить нельзя.
В компоновке с расположением двух сред-
них порталов по рис. 2-9 такое присоединение
цепей линий и трансформаторов выполнить
возможно; при этом шунтовые реакторы могут
быть установлены как вдоль железнодорожно-
го пути у силовых трансформаторов, так и за
линейными порталами. Следует обратить вни-
мание на то, что места установки двух средних
порталов по рис. 2-10 отличаются от установки
этих порталов по рис. 2-9, что определялось из-
менением мест присоединений линий и транс-
форматоров.
В компоновке с трехрядной установкой вы-
ключателей, с изменением мест присоединений
линий и трансформаторов установка шунтовых
реакторов возле железнодорожного пути сило-
вых трансформаторов не приводит к дальней-
шему увеличению количества ячеек ОРУ (см.
рис. 2-10). В показанной компоновке при уста-
новке четырех шунтовых реакторов вдоль пути
для трансформаторов необходимо установить
шесть дополнительных траверс и подвесить
ошиновку в шести пролетах (на 36 гирляндах).
При двухрядной установке выключателей
в ОРУ со схемой с полутора выключателями
(рис. 2-11) в 2 с лишним раза увеличивается
количество ячеек по длине ОРУ и плохо ис-
пользуется бдна из половин площадки ОРУ
из-за того, что в левой половине площадки
устанавливаются восемь выключателей,
а в правой только четыре. Возможно выпол-
нить компоновку, в которой восемь выключа-
телей устанавливались бы в правой половине
площадки ОРУ, но при этом в левой половине
устанавливались бы только четыре выключате-
ля. В этой компоновке существенно возрастают
количество металлоконструкций и комплектов
натяжных гирлянд для подвески ошиновки и
длина последней. Ширина ОРУ изменяется от-
носительно незначительно по сравнению
с трехрядной установкой выключателей. По-
следнее происходит из-за того, что в этой ком-
поновке потребовалось выполнить дополни-
тельные шинные конструкции для подвески пе-
ремычек между выключателями; таким обра-
зом, в поперечном сечении по ОРУ имеются
четыре шинных портала, из которых два сред-
них служат для подвески сборных шин, а два
наружных — для подвески перемычек между
выключателями. При двухрядной компоновке
изменения в чередовании мест присоединения
линий и трансформаторов осуществляются не-
сложно и не требуют дополнительных конст-
рукций и ячеек.
Шунтовые реакторы в компоновке с двух-
рядным расположением выключателей уста-
навливаются со стороны линий возле линей-
ных порталов со всеми вытекающими отсюда
последствиями в отношении их ремонта. В том
случае, если потребовалось бы установить
шунтовые реакторы рядом с силовыми транс-
форматорами, пришлось бы установить допол-
нительные конструкции и увеличить количест-
во ячеек ОРУ.
В компоновке с однорядной установкой вы-
ключателей (рис. 2-12) ширина ОРУ уменьша-
ется на 10—25%; вместе с тем значительно
увеличивается длина ОРУ (на 50—100%) по
сравнению с компоновками, имеющими на-
именьшую длину; при этом площадь ОРУ рез-
ко возрастает. Указанная компоновка требует
также увеличенного количества металлоконст-
рукций и натяжных гирлянд изоляторов для
подвески ошиновки. В этой компоновке шунто-
вые реакторы могут устанавливаться как вдоль
пути для силовых трансформаторов, так и со
стороны линейного портала. Необходимо отме-
тить, что для размещения шунтовых реакторов
не требуется занимать дополнительных ячеек
по длине ОРУ, хотя для этой цели необходимо
установить дополнительные металлоконструк-
ции и гирлянды изоляторов для подвески оши-
новки в случае, если шунтовые реакторы уста-
навливаются вдоль пути у силовых трансфор-
маторов.
Однорядная компоновка выключателей при
схеме с полутора выключателями требует зиг-
загообразного выполнения шиносоединитель-
ной ошиновки, из-за чего в поперечном разре-
зе РУ (см. рис. 2-12) выполняются конструк-
ции как бы для четырех систем шин; в дейст-
вительности же наружные шинные конструк-
ции служат для подвески сборных шин, а две
внутренние шинные конструкции используются
для перемычек между выключателями. Такая
установка выключателей позволяет с относи-
тельно небольшими затратами изменять места
присоединения линий и трансформаторов.
Однорядная компоновка выключателей мало-
экономична и в связи с этим она может быть
допущена к примению только в том случае,
если местные условия (недостаточная ширина
располагаемой площадки) заставляют прибег-
нуть к такому решению.
Необходимо отметить, что в компоновках,
где шунтовые реакторы установлены возле пу-
ти силовых трансформаторов, реакторы при-
соединяются к линии до линейного разъедини-
теля, считая от сборных шин; таким образом,
при подключении линии после ремонта перед
подачей напряжения на линию со стороны под-
станции (если предвидится такой режим) не-
обходимо предварительно присоединить шун-
товой реактор. В случае установки шунтового
реактора возле линейного портала реактор
присоединяется непосредственно к линии, и,
таким образом, при включенном разъедините-
6—319
81
ле реактора при подаче напряжения на линию
со стороны подстанции никаких предваритель-
ных операций по присоединению реактора про-
изводить не потребуется.
В компоновке с четырехрядным (Н-образ-
ным) расположением выключателей каждой
пары цепей (рис. 2-13) ответвления от сборных
шин осуществляются сверху, для чего над
сборными шинами подвешиваются перемычки;
при этом для их подвески используются порта-
лы, нужные также для подвески ошиновки, от
которой делаются мостиковые ответвления
к среднему выключателю (разрез Б—Б). При
таком выполнении ответвлений от сборных
шин сокращается количество опорных изолято-
ров, которые пришлось бы устанавливать на
участке от шинных разъединителей до дальней
фазы первой системы шин и на всех трех фа-
зах ответвлений от второй системы шин в слу-
чае размещения ответвлений от сборных шин
под последними. За счет присоединения сред-
него выключателя каждой пары цепей непо-
средственно в пролетах ошиновки первого и
третьего выключателей существенно сокраща-
ется количество порталов для подвески оши-
новки. Шунтовые реакторы в этой компоновке
могут устанавливаться только у линейного пор-
тала, в связи с чем потребуется выполнить от-
дельный железнодорожный путь для доставки
реакторов на монтажную площадку машинно-
го зала.
Если по условиям площадки выполнение
такого пути будет невозможно или связано
с дорогостоящими работами, например из-за
резко гористого профиля площадки, может
оказаться необходимым сооружение трансфор-
маторной башни на пути вдоль шунтовых ре-
акторов, в непосредственной близости к по-
следним. Если число повышающих трансфор-
маторов не равно числу линий, в данной ком-
поновке будет иметь место плохое использова-
ние ОРУ, так как при числе трансформаторов,
большем числа линий, будет плохо использова-
на правая половина площадки, а при числе
трансформаторов, меньшем числа линий, будет
плохо использована левая половина площадки
ОРУ. При несовпадении числа трансформато-
ров и линий плохо используются также порта-
лы, установленные по обе стороны двух систем
шин.
В компоновке с четырехрядным расположе-
нием выключателей, с Н-образным присоеди-
нением каждой пары цепей к двум системам
шин осуществить изменение чередования
в присоединении линий и трансформаторов до-
статочно сложно. Для выполнения таких при-
соединений потребовалось бы существенно уве-
личить количество ячеек в ОРУ и количество
конструкций и ошиновки. Достоинство такой
компоновки состоит в возможности выполне-
ния вначале кольцевой схемы, а впоследствии
при необходимости перейти на полуторную
схему соединения. Существенным недостатком
компоновки по рис. 2-13 является возможность
потери двух трансформаторов или двух линий
в случае повреждения выключателя в пере-
мычке между двумя цепями.
Из приведенных в табл. 2-1 данных сопо-
ставления рассмотренных компоновок ОРУ
500 кВ для полуторной схемы следует, что
наиболее компактной, экономичной и простой
является компоновка с трехрядной установкой
выключателей, с установкой шунтовых реакто-.
ров (в случае их наличия) со стороны линий;
все остальные компоновки требуют существен-
но больших (в 1,4—2,8 раза) затрат металло-
конструкций и других материалов, т. е. такие
компоновки приведут к удорожанию всего ОРУ
(включая оборудование) на 10—50%.
При разработке компоновок ОРУ 750 кВ
необходимо учитывать, что на этом напряже-
нии едва ли можно ожидать значительного чи-
сла цепей. К сети 750 кВ будут присоединяться
ТЭС с блоками единичной мощностью 500—
800 МВт и более при общей мощности отдель-
ных ТЭС 4—6 млн. кВт. С учетом того, что
пропускная способность линии электропереда-
чи 750 кВ равна 2—2,5 млн. кВт на каждую
цепь для выдачи в систему мощности ТЭС
с восемью блоками по 500 МВт достаточно бу-
дет двух-трех линий 750 кВ. В том случае, если
Рис. 2-7. Открытое РУ 330 кВ для схемы с полутора
выключателями на цепь с поворотными разъединителя-
ми. ТЭП, 1965.
а — схема заполнения; б — план; в — разрез. Конструкции для
подвески ошиновки железобетонные; оборудование установле-
но таким образом, что не препятствует установке оттяжек, если
они потребуются.
82

б)
Рис. 2-8. Открытое РУ 500 кВ для схемы с полутора выключателями на цепь с трехрядной установкой выклю-
чателей и размещением шунтовых реакторов со стороны линейных порталов. ТЭП, 1965.
в—-разрез; б—-план. 1 — высокочастотный дроссель; 2 — шунтовой реактор.

[3700
33500
/4-000 65оо\ $/00\9Z00\
' ггооо
35300
53700
Z3, оо
6000
5000ъЛ1
К трансфор-
матору
2600
35400
35400 2600
2600
4000 2600 ;
, ггооо\ /* 24юо |
64000
Рис. 2-9. Открытое РУ 500 кВ для схемы с полутора выключателями на цепь с трехрядной установкой выключате-
лей и размещением шунтовых реакторов вдоль железнодорожного пути силовых трансформаторов. ТЭП, 1965.
.84
fi-fl
Рис. 2-10. Открытое РУ 500 кВ для схемы с полутора выключателями на цепь с трехрядной установкой выклю-
чателей с чередованием мест присоединений-линий и трансформаторов.
Шунтовые реакторы установлены вдоль железнодорожного пути силовых трансформаторов. ТЭП, 1965.
Таблица 2-1
Сопоставление затрат металлоконструкций, количества гирлянд и размеров ОРУ при различных
компоновках ОРУ 500 кВ по схеме с полутора выключателями на цепь
Показатели Установка выключателей
трехрядная двухрядная однорядная четырехрядная
по рис. 2-8 по рис. 2-9 по рис. 2-10 по рис. 2-11 по рис. 2-12 по рис. 2-13
Ширина ОРУ, м 249,4 232,7 232,7 247,4 206,3 255,9
Длина ОРУ, м 112 224 224 252 336 168
Площадь ОРУ, м2/«/0 Затраты металлоконструкций, шт: 27900/100 52192/187 52192/187 62345/223 69300/248 43000/154
колонны высотой 23,0 15 34 32 36 31 28
то же 15,0 м 12 20 20 36 60 10
траверсы длиной 28 м 12 24 26 26 18 16
то же 22 м 6 10 10 20 30 6
Суммарная длина колонн и траверс, м/°/0 Количество натяжных гирлянд, 993/100 (975/199 1984/200 2536/255 2777/280 1374/138
ШТ./°/о 108/100 180/166 144/133 192/177 228/211 132/122
Примечание. Компоновки выполне ны для ОРУ, рассчитанного на присоединение четырех линий и четырех трансформаторов: при под-
счете затрат металлоконструкций н гирлянд изоляторов не учитывались опоры и гирлянды, установленные для крепления ошииовкн 500 кВ
подходящей от разъединителя к шунтовому реактору. ’
85
Рис. 2-11. Открытое РУ 500 кВ для схемы с полутора выключателями на цепь с двухрядной установкой выклю-
чателей с чередованием мест присоединений линий и трансформаторов.
Шунтовые реакторы установлены возле линейных порталов. ТЭП, 1965 (Л 2— см. рис. 2-8).
такая ТЭС будет присоединяться к проходя-
щим линиям этого напряжения в РУ 750 кВ,
может быть четыре линейных ввода.
Для уменьшения числа повышающих транс-
форматоров и выключателей 750 кВ генерато-
ры по 500 МВт будут присоединяться по два
к одной группе трансформаторов мощностью
1 250 МВ-А. Таким образом, на станции с во-
семью блоками по 500 МВт необходимо преду-
смотреть в ОРУ четыре ячейки повышающих
трансформаторов. Всего в РУ 750 кВ будет от
шести до восьми цепей, в том числе четыре
трансформаторных и две — четыре линейных.
В соответствии с этим в институте Теплоэлек-
тропроект были разработаны варианты компо-
новок ОРУ 750 кВ для схем соединений по
многоугольнику и с полутора выключателями
на цепь. Ошиновка ОРУ 750 кВ выполняется
тремя сталеалюминиевыми проводами марки
АП-500 на фазу с расстоянием между провода-
ми одной фазы 400 мм; сохранение указанного
расстояния между проводами обеспечивается
распорками. Ошиновка подвешивается на мно-
гопролетных металлических порталах. В ОРУ
устанавливаются выключатели типа ВВБ-750.
Разъединители 750 кВ устанавливаются с дву-
мя поворачивающимися в горизонтальной пло-
скости полуножами (рис. 2-14).
Компоновки ОРУ 75Q кВ для схемы много-
угольника выполнены в двух вариантах: с рас-
положением выключателей в один ряд, с зиг-
загообразной ошиновкой (рис. 2-15) и с рас-
положением выключателей в два ряда
(рис. 2-16).
Последняя компоновка требует меньшего
количества металлоконструкций, ошиновки и
гирлянд изоляторов.
86
000888=00083 х й
Рис. 2-12. Открытое РУ 500 кВ для схемы с полутора выключателями на цепь с однорядной установкой выклю-
чателей с чередованием мест присоединений линий и трансформаторов.
-Шунтовые реакторы установлены возле железнодорожного пути силовых трансформаторов. ТЭП, 1965.
87
На рис. 2-17,а приведена компоновка ОРУ
750 кВ для схемы двух многоугольников (двух
квадратов), с ухвумя перемычками, с распо-
ложением выключателей одного ряда против
выключателей второго ряда, с перпендикуляр-
ным расположением осей выключателей по от-
ношению к линиям.
На рис. 2-17,6 приведена компоновка ОРУ
750 кВ с такой же схемой, но при располо-
жении выключателей параллельно направле-
нию линий (как это было предусмотрено в про-
екте ЛО института Гидроэлектропроект для
одного из вариантов ОРУ Саяно-Шушенской
ГЭС).
Из сопоставления этих двух компоновок
можно установить, что затраты материалов по
второй компоновке больше, чем по первой. По
нашему мнению, решающим преимуществом
первой компоновки является то, что в случае
необходимости присоединения к ОРУ в буду-
щем дополнительной линии потребуется уста-
новить лишь один выключатель, а по второй
компоновке потребуется установить два вы-
ключателя 750 кВ.
Компоновка ОРУ 750 кВ для схемы с по-
лутора выключателями на цепь, с поворотны-
ми разъединителями приведена на рис. 2-18.
Как видно из приведенных компоновок
ОРУ 750 и 500 кВ, размеры их весьма значи-
тельны, количество изоляторов очень велико,
требуются значительные трудозатраты (экс-
плуатационные и ремонтные) персонала по их
очистке, своевременному выявлению дефект-
ных элементов, замене поврежденных элемен-
тов на исправные. Положение особенно
усложняется тем, что опорная изоляция разъ-
единителей в установках 500 и 750 кВ выпол-
няется нашими заводами в виде четырехвет-
вевых колонн (см. рис. 2-14).
В связи с изложенным в СССР и за рубе-
жом делались различные предложения, кото-
рые позволили бы заменить опорные изолято-
ры гирляндами изоляторов и вообще сокра-
тить количество изоляторов для сборных шин
и ответвлений от них.
По одному из предложений сборные шины
выполняютёя из трубчатых конструкций
(рис. 2-19,а), опирающихся непосредственно
на шиновку ответвлений, выполняемых из пуч-
ков проводов. Для обеспечения необходимой
жесткости они выполняются решетчатой кон-
струкцией, с вогнутой или выгнутой формой
основных поясов и с горизонтально располо-
женными стержнями обрешетки. По другому
варианту для уменьшения количества опорной
изоляции в РУ предлагается выполнять пере-
мычки между шинными разъединителями це-
пей, отходящих в противоположные от сбор-
Рис. 2-13. Открытое РУ 500 кВ для схемы с полутора выключателями на
цепь с четырехрядной установкой выключателей.
Шунтовые реакторы установлены возле линейных порталов. ТЭП. 1965 (/. 2 — см_
рис. 2-8).
84
Рис. 2-14. Общий вид разъединителя 750 кВ
с двумя поворотными полуножами конструкции
Великолукского завода высоковольтной аппарату-
ры (ВЗВА).
Номинальный ток 2 000 А, ударный ток 67 кА; 10-се-
кундный тох термической устойчивости 17 кА, время на
одну операцию 12 с, допустимое тяжение по проводам
500 кгс.
ных шин направления, с помощью жестких
горизонтальных пространственных конструк-
ций, а сборные шины выполнять опирающими-
ся на эти перемычки (рис. 2-19,6). Сборные
шины выполняются также жесткими, закреп-
ленными на указанных перемычках с помощью
А-образных подкосов. Для большей компакт-
ности предлагается при двух системах шин
располагать ошиновку со смешанным чередо-
ванием фаз, т. е. At и Аг, Bt и В2, Ci и С2.
С повышением номинального напряжения
установки растут размеры аппаратов и под-
держивающих ошиновку конструкций. С уве-
личением размеров фарфора разъединителей
резко увеличивается их стоимость. Поиски ре-
шений, при которых количество опорной изо-
ляции и высота конструкций для поддержания
ошиновки была бы минимальной, привели
к предложениям о применении новых типов
разъединителей, так называемых подвесных.
На рис. 2-20 показаны конструкции под-
весных разъединителей, предложенных в Гер-
мании в 1938 г.
Гирлянда изоляторов, на которой подвешен
подвижный контакт разъединителя, связанный
с верхним ярусом ошиновки с помощью гиб-
кого провода, перемещается х вертикально
с помощью каната и блока, закрепляемого на
траверсе; подвижный контакт располагается
над неподвижным контактом разъединителя.
Неподвижный контакт разъединителя может
быть совмещен с аппаратом, например выклю-
чателем. На рис. 2-20,а слева показан разъ-
единитель во включенном положении, а спра-
ва в отключенном положении. На рис. 2-20,6
показана модификация подвесного разъеди-
нителя, в котором соединение подвижного
контакта разъединителя с ошиновкой цепи
осуществляется с, помощью жесткой токове-
дущей трубы; слева показано включенное по-
ложение разъединителя, а справа — отклю-
ченное положение.
Следует отметить, что обе эти конструкции
не были внедрены. Можно полагать, что это
произошло вследствие отсутствия достаточной
проработки конструкций контактных узлов,
которые должны обеспечивать надежную ра-
боту разъединителя в условиях гололеда.
В СССР инж. М. Л. Зеликиным {Л. 2-5J
была предложена конструкция подвесного
разъединителя, в котором подвижные и не-
подвижные части контактов выполнены пру-
жинящими (см. рис. 2-20,в), что обеспечивает
их надежную работу также и в условиях голо-
леда. На гирлянде подвесных изоляторов,
висит груз /, снабженный пружинящими лапа-
ми 2 и контактными наконечниками 3. В кон-
тактные наконечники ввариваются токоведу-
щие провода 4, посредством которых к разъ-
единителю подводится ток. Неподвижная
часть контакта закреплена на аппарате или
опорном изоляторе и выполняется в виде пру-
жинящего токоведущего кольца 5, соединен-
ного с подводящим проводом 6. Для обеспече-
ния надежности контакта между лапами и
кольцом на подвижный контакт подвешивает-
ся груз 200—300 кг.
Подвесные разъединители напряжением
500 кВ, предложенные инж. М. Л. Зеликиным,
освоены в СССР и внедрены на ряде электро-
станций (Кармановская ГРЭС, Костромская
и др.) и получили положительную оценку экс-
плуатации.
Высота траверсы для подвески опускаю-
щихся гирлянд подвесного разъединителя
определяется как сумма высоты опорного изо-
лятора (или трансформатора тока), величины
воздушного промежутка разъединителя и дли-
ны гирлянды с грузом и контактной частью.
Иначе говоря, стул для подвесного разъедини-
теля как бы устанавливается над разъедини-
телем вместо установки его под разъедините-
лем при обычных конструкциях последнего,
с поворотным или рубящим ножом. В том
случае, если при данной схеме и компоновке
89»
РУ ошиновка должна проходить над подвес-
ным разъединителем, высота конструкций для
подвески такой ошиновки должна быть выше
конструкции для подвесного разъединителя
на величину одного воздушного промежутка
плюс стрела провеса этой гибкой ошиновки.
При напряжениях 500—750 кВ высота таких
конструкций равняется 35—43 м соответствен-
но, т. е. является очень значительной и по-
этому неудобной для обслуживания гирлянд и
контактов (проверка изоляции, очистка ее, за-
мена гирлянд и т. п.). В связи с указанным
в последние годы ведется поиск новых компо-
новок ОРУ, в том числе и с применением под-
весных разъединителей и выключателей.
Затраты на сооружение ОРУ 330—750 кВ
весьма велики, причем значительную долю со-
ставляет стоимость строительно-монтажной
части, которая существенным образом зависит
от принятой компоновки и конструкции ОРУ.
Так, по канадским данным [Л. 2-6], стоимость
конструкций, фундаментов, ошиновки, подвес-
ной и опорной изоляции, кабелей и каналов
для них, дорог и площадки для ОРУ 735 кВ
составляет 30% полной стоимости ОРУ (без
учета стоимости силовых трансформаторов и
шунтовых реакторов); по данным швейцарской
фирмы ВВС [Л. 1-12], стоимость этих элемен-
тов ОРУ составляет 25—30% полной стоимо-
сти ОРУ. Из смет, разработанных для раз-
личных компоновок ОРУ 500 кВ в СССР сле-
дует, что стоимость этих элементов составляет
около 25% стоимости ОРУ. Таким образом,
рациональная компоновка ОРУ может замет-
но снизить стоимость его сооружения. Стои-
мость перечисленных элементов ОРУ отра-
Рис. 2-15. Открытое РУ 750 кВ для схемы соединений по многоугольнику
Поэтапные схемы заполнения и разрезы. Компоновки ОРУ для I, II, III этапов развития выполнены таким образом, чтобы при
устанавливаются для того, чтобы можно было снять напряжение с соответствующих участков шин н монтировать оборудование
расширении в ячейке трансформатора № 2; разъединитель б
£0
жает объемы строительно-монтажных работ,
выполняемых на месте сооружения, длитель-
ность сооружения объекта и количество рабо-
чей силы, нужной для этого. Остальные 75—
70% полной стоимости ОРУ —это стоимость
электрооборудования, получаемого от заводов,
которое требует сравнительно небольших
затрат при его установке.
В связи с указанным при разработке тех-
нико-экономических докладов (ТЭД) для ГРЭС
с блоками по 500 и 800 МВт в Теплоэлектро-
проекте в 1-967—1969 гг. были разработаны
новые компоновки ОРУ 500—750 кВ. Площад-
ки для размещения всех соружений на мощ-
ных ТЭС, как правило, весьма ограничены по
размерам, и необходимо было найти новые,
более компактные компоновки. Кроме того,
для ОРУ, размещаемого на площадке ТЭС
в условиях загрязненного угольной пылью
воздуха, весьма существенно также сокраще-
ние количества изоляторов.
Энергосетьпроектом в 1967 г. были разра-
ботаны Типовые компоновки ОРУ 500 кВ для
схемы с полутора выключателями на цепь,
с однорядным и трехрядным расположением
выключателей.
На рис. 2-21 показаны однорядная и трех-
рядные компоновки ОРУ 500 кВ, разработан-
ные Теплоэлектропроектом, в основном с при-
менением узлов из упомянутых типовых про-
ектов Энергосетьпроекта [Л. 2-7].
Схема соединений для этих ОРУ принята
такой же, как для мощной ТЭС с шестью по-
вышающими трансформаторами, пятью ли-
ниями и одним автотрансформатором связи
с РУ другого напряжения, с полугора выклю-
чателями на цепь. Каждая из систем сборных
шин секционирована выключателем на две
с однорядным расположением выключателей. ТЭП, 1964.
увеличении количества цепей не требовалось перемещать основное оборудование и порталы ошиновки. Разъединители а и б
вновь присоединяемых цепей без перерыва в питании существующих цепей. Разъединитель а используется при дальнейшем
при конечном расширении демонтируется.
91
части. В цепях шунтовых реакторов, устанав-
ливаемых на каждой из линий, предусмотре-
ны выключатели; шунтовые реакторы уста-
навливаются возле железнодорожного пути
повышающих трансформаторов.
В ОРУ по рис. 2-21,6, с тем чтобы не уве-
личивать высоты опор второго ряда, считая от
железнодорожного пути, для фазы В примене-
на жесткая балансирная петля с удерживаю-
щими ее в вертикальной плоскости грузами,
предложенная пнж. М. Л. Зеликиным (Л. 2-8].
В этих компоновках из-за применения опор
с растяжками потребовалось подвесить значи-
тельное количество дополнительных гирлянд
изоляторов, а размеры ОРУ оказались значи-
тельными, поэтому в Теплоэлектропроекте
были разработаны новые компоновки ОРУ
500 кВ. Для удобства сопоставления компо-
новки были выполнены для той же схемы.
Новые компоновки были выполнены на
основании следующих новых узлов и элемен-
тов ОРУ: ступенчатое размещение трех фаз
шинных разъединителей относительно систем
шин (рис. 2-22). Фаза шинных разъедините-
лей двухколонкового типа с горизонтальными
поворотными полуножами выдвинута по на-
правлению к дальней фазе сборных шин, что
позволяет отказаться от установки опорного
изолятора на ответвлении от проводов этой
фазы, как это было необходимо по прежней
типовой конструкции. Кроме того, в некото-
рых компоновках, где шаг ячейки определялся
именно размещением шинных разъединителей
отосительно колонн шинных порталов, ступен-
печадое расположение шинных разъедините-
лей позволяет заметно сократить шаг ячейки.
Так, для ОРУ 330 кВ ступенчатое расположе-
ние шинных разъединителей позволяет со-
кратить шаг ячейки с 24 до 22 м.
Еще более эффективным оказалось ступен-
чатое расположение ошиновки трех фаз сбор-
ных шин и размещение систем шин на одно-
стоечных опорах вместо обычных П-образных
порталов. На рис. 2-23 приведено сопоставле-
ние обычного и нового расположения ошиновки
сборных шин (Л. 2-9]. Для поддержания петли
средней фазы сборных шин подвешивается
дополнительная гирлянда изоляторов на кон-
соли аналогично тому, как это делается на
транспозиционных опорах линий. Сопоставле-
ние затрат на один пролет одной системы
сборных шин (на две ячейки) по прежнему и
новому решениям показало, что новое решение
узла сборных шин ОРУ 500 кВ позволяет со-
кратить примерно на 40% затраты материа-
лов и денежных средств для его выполнения.
Следующим новым решением было приме-
нив высоких стульев (4—4,5 м) под выклю-
чатели, разъединители, трансформаторы тока
и напряжения и разрядники вместо ранее
применявшихся стульев высотой 2—2,5 м.
Применение высоких стульев под оборудо-
вание обеспечивает подъезд к оборудованию
автомашин и монтажно-ремонтных механиз-
мов без дополнительных и значительных про-
странств вдоль каждого из рядов выключате-
лей в ОРУ, которые необходимы при стульях
обычной высоты для безопасного проезда упо-
мянутых механизмов мимо находящегося под
напряжением оборудования и для разворота
этих механизмов при съезде с дороги в меж-
фазовые промежутки выключателей, вследсг-
вие чего можно существенно уменьшить ши-
рину ОРУ. При высоких стульях подъезд
ремонтных механизмов производится с торцов
ОРУ или со 'стороны сборных шин и, таким
образом, развороты этих громозких механиз-
мов совершаются в более благоприятных и
безопасных условиях, чем в прежних типовых
компоновках, где они должны были развора-
чиваться на 90° для въезда с дороги вдоль
выключателей в межфазовые промежутки, не-
посредственно перед выведенным в ремонт
выключателем. Кроме того, при высоких
стульях оказывается возможным подъехать
монтажно-ремонтным механизмам и пере-
движным лабораториям к выводимому в ре-
монт оборудованию без предварительного
снятия с него напряжения, а после производ-
ства ремонтных работ на оборудовании мож-
но включать его в работу, не ожидая отъезда
передвижной лаборатории и монтажно-ре-
монтных механизмов.
Таким образом, применение высоких
стульев позволяет также сократить длитель-
ность отключения оборудования на ремонт.
Кроме того, применение высоких стульев под
оборудование позволяет использовать стан-
дартные снегоуборочные машины для удале-
ния снега со всей территории ОРУ и тем са-
мым улучшить условия эксплуатации обору-
дования и ускорить проведение аварийных
ремонтов на ОРУ в зимнее время.
Следует отметить, что высокие стулья
могут быть использованы для крепления на
них лотков для кабелей и воздухопроводов на
высоте 4 м, с одновременным использованием
этих лотков в качестве настилов в период
проведения монтажно-ремонтных работ; за
счет указанного можно несколько упростить
трасы подземных каналов и туннелей для ка-
белей и воздухопроводов и снизить затраты
на эти элементы ОРУ.
При высоких стульях все вспомогательные
шкафы могут быть размещены в габаритах
основного оборудования, под оборудованием
и не будут загромождать проезды и проходы
вокруг оборудования; при этом шкафы могут
92
быть заэкранированы от влияния электроста-
тических полей с наименьшими затратами1.
На рис. 2-24 показана трехрядная компо-
новка ОРУ 500 кВ для схемы с полутора вы-
ключателями на цепь, разработанная с учетом
изложенных новых решений отдельных узлов
ОРУ.
Для подвески проводов перемычек меж-
ду соседними ячейками в цепях, где изме-
няются места присоединения трансформаторов
и линий, применяются также одностоечные
Т-образные опоры вместо П-образных.
Из сопоставления компоновок ОРУ по
рис. 2-21 и рис. 2-24 можно установить, что
по последней компоновке Теплоэлектропроек-
та существенно сократилась ширина ОРУ,
почти полностью отсутствуют опорные изоля-
торы для поддержания соединительной оши-
новки и существенно уменьшилось число гир-
лянд изоляторов. Дальнейшее сокращение
ширины ОРУ при трехрядной установке вы-
ключателей возможно за счет применения:
1) разъединителей на опорных изоляторах
с двумя полуножами, поворачивающимися
в горизонтальной плоскости, в качестве шин-
ных и для отделения от цепи ремонтируемого
выключателя и 2) пантографических или
подвесных разъединителей в качестве линей-
ных, как показано на рис. 2-25 для ОРУ
500 кВ. В этих компоновках для подвески
гирлянд подвесных разъединителей исполь-
зуются выходные порталы, которые все равно
необходимо установить для приема проводов
отходящих цепей линий или трансформаторов.
Неподвижный контакт подвесного разъедини-
теля устанавливается на двух алюминиевых
трубах перемычки между двумя разъедините-
лями опорного типа, что позволяет не уста-
навливать в этом узле ни одного дополнитель-
ного изолятора или гирлянды. В этой компо-
новке ОРУ в цепях с изменением мест присое-
динений трансформаторов и линий вместо пе-
ремычек между соседними ячейками, которые
подвешивались на Т-образных опорах и рас-
полагались параллельно сборным шинам, при-
менены косые соединительные перемычки, из-
за чего потребовалось увеличить число ячеек
в ОРУ на две (см. схемы, приведенные на
рис. 2-24 и 2-25).
В связи с применением подвесных разъ-
единителей для заземления отключенной ли-
1 По тем же причинам в Канаде при сооружении
ОРУ 735 кВ [Л. 2-6] и в США в 1963—1964 гг. при со-
оружении ОРУ 500 кВ в системе TVA [Л. 2-10] под обо-
рудование устанавливались стулья высотой около 5 м;
в ОРУ 765 кВ, сооружавшемся в США во второй поло-
вине 60-х годов, стулья под оборудование выполнены
высотой около 5,5 м.
нии необходимо установить отдельный ком-
плект заземляющих ножей, пристроив их к кон-
денсаторам связи либо установив для этого
дополнительный опорный изолятор с зазем-
ляющим ножом.
На рис. 2-26 приведена схема заполнения
и разрезы по ОРУ 220 кВ по схеме с полутора
выключателями на цепь, с применением бако-
вых выключателей и разъединителей двух ти-
пов: 1) двухколонковых -поворотных для при-
соединения к сборным шинам и выделения
выключателей для ремонтов и 2) пантографи-
ческих или подвесных в качестве линейных
(после освоения йх производства в СССР).
Применение разъединителей двух типов,
стульев высотой 4 м и одностоечных шинных
опор со ступенчатым расположением трех фаз
сборных шин позволило выполнить ОРУ ис-
ключительно компактным, с минимальным ко-
личеством и наименьшей массой опорных
металлоконструкций и без дополнительных
опорных изоляторов для ошиновки. Заземле-
ние линейного конца пантографического или
подвесного разъединителя в этом случае мо-
жет быть выполнено с помощью рубящего
ножа, установленного непосредственно на тра-
версе портала, на котором закреплены натяж-
ные гирлянды изоляторов [Л. 2-27].
Компоновка ОРУ 500 кВ с трехрядным
расположением выключателей требует увели-
ченной длины площадки, однако позволяет
несколько уменьшить ширину последней, что
может быть существенным в конкретных усло-
виях некоторых объектов.
Дальнейшее сокращение ширины площад-
ки при одновременном увеличении ее длины
оказалось возможным за счет двухрядной
установки выключателей, повернутых на 90°,
по сравнению, с обычным, с шахматным рас-
положением выключателей одного ряда отно-
сительно выключателей другого ряда [Л. 2-11]
и с применением жесткой ошиновки в узле
с тремя разъединителями отходящих цепей —
одним линейным и двумя ремонтными для
выключателей (рис. 2-27). Обеспечение устой-
чивости жесткой ошиновки в указанном узле
(рис. 2-27,а) достигается применением труб
из алюминиевого сплава диаметром 150/130
(или 200/188 мм), А-образных стоек в местах
опирания горизонтальных трубчатых перемы-
чек верхнего яруса жесткой ошиновки на пе-
ремычки между разъединителями и гибких
компенсаторов на концах труб, в месте их
опирания на колонны опорных изоляторов
разъединителей. Указанные элементы жесткой
ошиновки решены аналогично применяемым
в английских ОРУ 400 кВ, американских ОРУ
345 и 500 кВ и итальянских ОРУ 400 кВ,
описываемых ниже.
93
I этап
Рис. 2-16 Открытое РУ 750 кВ для схемы соединений по многоугольнику с двухрядным расположением выклю-
чателеи. loll, 1УЬ4.
Поэтапные схемы (а), план (б) и разрезы (в). Компоновки ОРУ для /, II. III этапов развития выполнены таким образом чтобы
9?" ™™чества цепей не требовалось перемещать основное оборудование и порталы ошиновки. Разъединител ь а
12”' / этап>Установлен для того, чтобы можно было снять напряжение с соответствующих участков шин и монтировать оборудо-
ваиие вновь присоединяемых цепей без перерыва в питании существующих цепей. Р РУДО
94
A—A
в)
95
Основное достоинство двухрядной шахмат-
ной установки выключателей заключается
в том, что вывод цепи из любого узла между
двумя выключателями возможно осуществить
в двух противоположных направлениях (пер-
пендикулярных рядам выключателей).
Кроме того, в этой компоновке требуется
установка минимального количества металло-
конструкций для подвески ошиновки, а также
опорных изоляторов и натяжных гирлянд для
поддержания последней.
В табл. 2-2 дано сопоставление рассмо-
тренных компоновок ОРУ 500 кВ.
Из сопоставления последних компоновок
ОРУ 500 кВ видно, что ширина ОРУ с шах-
матной компоновокой уменьшилась на 43 м,
а длина увеличилась на 117 м; площадь ОРУ
по этим двум компоновкам практически оди-
накова. Однако расход монтажных материа-
лов и конструкций в ОРУ по рис. 2-25 больше,
чем в ОРУ по рис. 2-27, а именно: гирлянд
изоляторов — на 15 %, гибкой ошиновки — на
32%, металлоконструкций — на 16% • Из
табл. 2-2 можно также установить, что компо-
новка ОРУ с однорядной установкой выклю-
чателей требует по сравнению с двухрядной
шахматной увеличения количества гирлянд
изоляторов на 85%, опорных изоляторов на
135 шт., металлоконструкций для ошиновки
на 57%, железобетонных фундаментов на
48%, контрольных кабелей и кабельных кана-
лов на 100%. Площадь ОРУ при однорядной
компоновке вдвое, а общая стоимость строи-
тельно-монтажных работ и материалов на
75% больше, чем по двухрядной шахматной
компоновке.
Ш
96
Окончательный выбор наиболее целесооб-
разного варианта компоновки ОРУ по схеме
с полутора выключателями на цепь должен
производиться не только с учетом результатов
сопоставления затрат, приведенных в табл. 2-2,
но и с учетом размещения ОРУ на генплане
врей ТЭС и местных условий. Так, в случае
расположения главного корпуса ТЭС, рабо-
тающей на угольном топливе, на берегу водо-
хранилища, на расстоянии, позволяющем раз-
местить перед фронтом машзала лишь повы-
шающие трансформаторы и опоры для воз-
душных связей последних с ОРУ, расположен-
ным со стороны постоянного торца главного
корпуса (а иногда со стороны временного тор-
ца главного корпуса), целесообразно приме-
нить трехрядную компоновку ОРУ; при такой
компоновке длина ОРУ будет наименьшей,
а следовательно, общая длина площадки всей
ТЭС будет также минимальной,- Ширина же
ОРУ при таком размещении его относительно
главного корпуса не является определяю-
щей, поскольку она, несмотря на значитель-
ную величину ((свыше 300 м), оказывается все
же меньше ширины площадки, нужной для
размещения всех сооружений и железнодорож-
ных путей всей ТЭС.
Иное положение имеет место в случае рас-
положения ОРУ перед фронтом главного кор-
пуса— со стороны машинного зала — при
угольном топливе, или со стороны котельной
при газомазутном топливе. В этом случае для
уменьшения общих размеров площадки для
ТЭС целесообразно применить компоновку
ОРУ с наименьшей шириной — к таким отно-
сится шахматная компоновка ОРУ. Пример
такого генплана ТЭС, включая ОРУ, приве-
ден на рис. 2-28.
В некоторых случаях применение компоно-
вок с наименьшей шириной может оказаться
целесообразным по условиям рельефа пло-
щадки ТЭС и по условиям выводов отходя-
щих воздушных линий. Таким образом, окон
нательный выбор варианта компоновки ОРУ
должен производиться путем технико-эконо-
мических сравнений различных вариантов
с учетом местных условий каждого конкрет-
ного объекта.
В ОРУ по схеме с полутора выключателя-
ми на цепь с двухрядной шахматной установ-
кой выключателей при первой очереди воз-
можно выполнение схемы многоугольника
с тремя и более выключателями с постепен-
ным развитием ОРУ, как показано на
рис. 2-29; в этой компоновке расширение
ОРУ осуществляется с сохранением основного
оборудования на местах его первоначальной
установки и без отключения какой-либо цепи
даже только на время производства подклю-
чения вновь устанавливаемого оборудования
в схему. Естественно, что и ОРУ с постоян-
ной схемой по многоугольнику может быть
выполнено с двухрядной шахматной установ-
кой выключателей; при этом количество кон-
струкций для подвески ошиновки будет наи-
меньшим по сравнению с другими компонов-
ками ОРУ для такой схемы соединений
(с однорядной установкой выключателей или
с двухрядной без смещения выключателей
одного ряда относительно, выключателей вто-
рого ряда). Сопоставление трех вариантов
компоновки ОРУ по схеме шестиугольника
приведено на рис. 2-30,а—в.
В том случае, если длины пролетов жест-
кой ошиновки в узле трех разъединителей
оказываются больше 20—25 м, что может
иметь место при ОРУ напряжением 750 кВ и
более, целесообразно вместо одного централь-
ного портала между двумя рядами выключа-
телей установить два ряда порталов с внеш-
ней стороны рядов выключателей, с гибкой
ошиновкой, подвешенной на этих порталах
(рис. 2-30,г). В этом случае также оказывает-
ся возможным вывод любой цепи в любую
сторону ОРУ. Соединения между разъедини-
телями выключателей могут выполняться при
таком решении как жесткими, так и с по-
мощью гибких проводов; при выполнении этой
перемычки из труб при недопустимо больших
пролетах на перемычке могут быть установ-
лены дополнительные опорные изоляторы.
Выходные разъединители в компоновке по
рис. 2-30,г устанавливаются возле порталов,
а не между рядами выключателей, как в ком-
поновке по рис. 2-30,в.
Двухрядная шахматная компоновка может
быть применена также и для ОРУ с двумя
многоугольниками и двумя перемычками
(рис. 2-31), для ОРУ по схеме многоугольни-
ка с обходными шинами и обходным, выклю-
чателем1 (рис. 2-32) и по схеме ГТЛ с урав-
нительным многоугольником и с обходной си-
стемой шин (рис. 2-33).
На рис. 2-32 и 2-33 показаны ОРУ 500 кВ
с двухколонковыми разъединителями с рубя-
щим ножом в вертикальной плоскости типа
РОНЗ; однако такие компоновки могут быть
выполнены также и при двухколонковых разъ-
единителях с двумя полуножами, вращающи-
мися в горизонтальной плоскости, как показа-
но в компоновке, приведенной на рис. 2-27.
Двухрядная шахматная компоновка может
быть применена и для схемы «мостика», оди-
ночного и двойного, выполняемых при первой
очереди ОРУ, с переходом впоследствии на
перечисленные ранее схемы и на схему с Р/з
выключателя на цепь. Описанные варианты
1 Схема была предложена инж. В. М. Русидзе.
7—319
97
компоновок ОРУ 500 кВ для схемы соедине-
ний с 1,5 выключателями на цепь и по дру-
гим схемам соединений могут быть выполне-
ны и для ОРУ 330 и 750 кВ, естественно,
с соответствующей корректировкой изоляцион-
ных расстояний, ошиновкй, габаритов высо-
ковольтного оборудования и размеров порта-
лов для подвески гибкой ошиновки; компо-
новки ОРУ для этих напряжений в книге не
приводятся.
98
С ростом номинальных напряжений увели-
чиваются габариты коммутационной и изме-
рительной аппаратуры распределительных
устройств. Так, при напряжении 750 кВ опор-
ные колонны выключателей и разъединителей
имеют высоту 7,5 м; составные фарфоровые
колонны таких размеров неизбежно оказы-
ваются весьма сложными, дорогими и глав-
ное, малонадежными. Очевидно, что при на-
пряжениях в 1 150—1 500 кВ, которые наме-
чаются к применению в СССР, опорная
изоляция будет еще более сложной, громозд-
кой и дорогой.
Существенным недостатком существующих
конструкций ОРУ, особенно для напряжений
500 кВ и выше, является также то, что их
многочисленные высоковольтные аппараты и
конструкции для подвески ошиновки требуют
сооружения большого количества фундамен-
тов и отдельных конструкций, расположенных
на значительном расстоянии одни от других.
В связи с указанным для напряжений 330 кВ
и выше должны найти применение коммута-
ционные аппараты (выключатели, разъедини-
тели), измерительные трансформаторы тока и
напряжения, а также защитные разрядники
в подвесном исполнении, т. е. с заменой опор-
ной изоляции на подвесную. Известны фран-
цузские конструкции РУ 380 кВ, в которых
малообъемные масляные выключатели подве-
шены на портальных конструкциях. Однако
разъединители здесь установлены пантографи-
ческого или поворотного типа на опорных изо-
ляторах [Л. 2-2].
Как указывалось ранее, в СССР находят-
ся в эксплуатации ОРУ 500 кВ с выключате-
лями типа ВВН (т. е. на опорной изоляции),
но с разъединителями подвесного типа. В на-
стоящее время нашей промышленностью вы-
пускаются выключатели типа ВВБ-500 — так
называемого модульного типа, т. е. состоящие
из шести отдельных дугогасящих камер «мо-
дулей» ПО кВ (с двумя разрывами в каждой)
на фазу (рис. 2-34). Такие «модули» могут
устанавливаться не только на опорной изоля-
ции, но и подвешиваться на порталах. Таким
образом, оказывается возможным выполнить
ОРУ 500 кВ (и более высокого напряжения)
почти целиком с оборудованием в подвесном
исполнении, т. е. более надежным.
Открытое РУ по многоугольнику, с полуто-
ра выключателями и с двумя выключателями
на цепь могут выполняться с применением
«блоков» двух типов, перемычек между ними
и сборных шин (рис. 2-35). Блок 1 состоит из
подвесного выключателя, трансформаторов то-
ка и подвесных разъединителей, установлен-
ных по обеим сторонам выключателя. Блок 2
состоит из линейного подвесного разъедините-
ля, высокочастотного дросселя и конденсатора
связи. В цепи силового трансформатора
блок 2 выполняется упрощенным,.,поскольку
в нем отсутствуют высокочастотные дроссели
и конденсаторы связи. На рис. 2-35 во всех
вариантах схемы границы каждого из блоков
обведены пунктиром. В целях уменьшения
числа конструкций для поддержания оборудо-
вания ОРУ и ошиновки и резкого сокращения
количества фундаментов для них все обору-
дование, входящее в блок 1, целесообразно
разместить на одной общей конструкции,
а оборудование блока 2 — на второй общей
конструкции.
Пример выполнения ОРУ по схеме много-
Рис. 2-17. Открытие РУ 750 кВ для схемы соединений два квадрата с двумя перемычками. ТЭП, 1964.
а — с двухрядным расположением выключателей перпендикулярно направлению линий; б — с двухрядным расположением выклю-
чателей параллельно направлению линий.
7*
99
Таблица 2-1
Сопоставление строительно-монтажных работ и затрат материалов для ОРУ 500 кВ по схеме с полутора выключателями на цепь
Показатели Стоимость единицы, тыс. руб. С опорными разъединителями С разъединителями двух типов
Однорядная Трехрядная Двухрядная шахматная Трехрядная
по рис. 2-40 по рис. 2-41 по рис. 2-44 по рис. 2-47 па рис. 2-46
Количество тыс. руб/% Количество тыс. руб/% Количество] тыс. руб/% Количество ТЫС. руб/% Количество тыс. руб/%
Ширина, м 222,5 —/129 328 —/190 243 —/140 173 —/100 216,5 —/125-
Длина, м ’ 806 —/155 372 -/71 344 —/66 521 —/100 404 —/178
Площадь, тыс. м2 — 179,3 —/200 122 —/136 83,5 —/94 90 —/100 87,5 —/97,5
Шаг ячейки, м — 31 — 31 — 28 — 28 — 28 ..—
Гирлянды одноцепных изолято- ров 500 кВ, компл 0,09 813 73,2/186 678 61/155 594 53,5/136 437 39,3/100 503 45,3/115
Опорные изоляторы 5Q0 кВ, компл 0,788 135 106.5/— 100 78,8/— 6 4,73/— —/— -/-
Ошиновка проводом АП-500, кк! 1.47 43,7 64,4/252 35,6 52,4/206 25,6 37,7/148 17,3 25,5/100 29,5 32,4/123
Ошиновка алюминиевой трубой диаметром 200/188 мм, т . , 0,9 .— — — — •ш — 15 13,50 —
Металлические опоры для под- вески ошиновки, включая монтаж, т 0,303 674 204/157 601 182/142 590 178/138 428 130/100 496 150/115
Железобетонные фундаменты под опоры, включая монтаж, м3 0,057 658 37,5/148 645 36,7/146 487,5 27,7/110 443 25,3/100 487,1 27,7/110
Железобетонные сваи под обо- рудование, тыс. м 7,7 10 77/86 10 77,86 11,9 91,6/101 11,8 90/100 10,8 83,1/92,5
Вдавливание свай, м3 0,019 625 11,9/85 625 11,9/85 745 14,4/103 736 14/100 675 12,9/92
Контрольные и силовые кабе- ли, заземление (пропорцио- нально площади ОРУ), компл 254/200 £178/136 - , 127/94 137/100 133/97,5
Кабельные каналы (пропорцио- нально площади ОРУ), компл — 260/200 — 182/136 — 130/94 — 141/100 — 137/97,5
Дороги асфальтобетонные, тыс. м2 1,95 7,2 14 8,5 16,6 19,1— 37,2 8,9 17,4 18,5 36,1
Вертикальная планировка, тыс. м3 0,85 35,8 32,5 24,4 20,7 16,7 14,2 18 15,3 17,5 14,9
Ограждение, тыс. м 13,7 2,06 28,2 1.4 19,2 1,17 16,1 1,4 19,0 12,2 17,0
Освещение, м2 0,1 .— 17,9 — 12,2 ' 8,35 —- 9,0 — 8,75
Молниеотводы (пропорциональ- но площади), компл .... — 10,0 7,5 — 5,0 — 5,0 — 5,0
Итого: тыс. руб — — 1 191 — 936 — 746 ". 681 —— 703
% — —— 175 — 137 —* 109. —* 100 — 103
Примечания: 1. Каждое ОРУ рассчитано на присоединение к нему цепей шести повышающих трансформаторов, пяти линий с шунтовыми реакторами (с выключателями в цепях реак-
торов), одного автотрансформатора 500/220 кВ, с изменением мест присоединения цепей линий и трансформаторов и с секционированием обеих систем шин выключателями.
2. Ошиновка выполняется двумя проводами АМ-500 иа фазу; стоимость тонны провода АП-500 1,1 тыс. руб.
3. Высота стульев под оборудование в компоновках ЭСП 2,5 м, а в компоновках ТЭП 4,0 м, что учтено в длине свай для фундаментов 'под оборудование и высоте опор для пэдаески оши-
новки.
4. Стоимость оборудования и его монтажа одинакова для всех вариантов (около 4 млн. руб.).
Рис. 2-18. Открытое РУ 750 кВ для схемы соединений
с полутора выключателями на цепь (с разъединителями
РЛНД). ТЭП, 1964.
о
угольника с применением блочных конструк-
ций приведен на рис. 2-36. На конструкции
блока 1 подвешиваются выключатель типа
ВВБ и подвесные разъединители; неподвиж-
ные контакты подвесных разъединителей раз-
мещены на трансформаторах тока опорного
типа. На конструкции блока 2 подвешены
разъединители, высокочастотные дроссели,
а на консолях и траверсе — конденсаторы свя-
зи опорного типа. Неподвижные контакты
линейных подвесных разъединителей блока 2
закреплены на концах трех натяжных гирлянд
для каждой фазы; для подвески гирлянд изо-
ляторов используются стойки основного порта-
ла и дополнительно устанавливается один
П-образный портал и две одиночные стойки
небольшой высоты. Вместо одного из двух
комплектов опорных трансформаторв тока,
устанавливемых по обеим сторонам подвесно-
го выключателя, в блоке 1 можно установить
либо опорные изоляторы, либо неподвижные
контакты, подвешенные на натяжных гирлян-
дах и дополнительных стойках, как это пока-
зано для неподвижных контактов подвесного
разъединителя на блоке 2.
Таким образом, вместо многочисленных от-
дельных порталов для подвесных выключате-
лей и подвесных разъединителей и конструк-
ций для установки опорных изоляторов, вы-
сокочастотных дросселей и разрядников для
каждой цепи ОРУ необходимо выполнить
лишь две высокие конструкции; для подвески
соединительной ошиновки выполняются три
простейшие конструкции небольшой высоты.
Концентрация конструкций и фундаментов по-
зволит ускорить сооружение ОРУ и снизить
стоимость этих конструкций и их монтажа.
Для производства монтажных и ремонтных
работ на выключателе непосредственно на
Рис. 2-19. Простран-
ственные токоведу-
щие конструкции.
а — арочная, опираю-
щаяся на пучки прово-
дов ОРУ; б --- ферма,
опирающаяся на опор-
ные изоляторы разъеди-
нителей.
Рис. 2-20. Подвесной
разъединитель.
а — с гибким токопод-
водом к подвижному
контакту разъединителя;
б — с жестким токопод-
водом к подвижному
контакту разъедините-
ля; в — пружинящий
контакт подвесного
разъединителя.
портале могут устанавливаться инвентарные
приспособления для подъема элементов вы-
ключателей. Очевидно, что указанный способ
выполнения применим и для ОРУ с напряже-
нием выше 500 кВ.
На рис. 2-37 показано ОРУ 500 кВ по схе-
ме с полутора выключателями, с применением
горизонтальных подвесных разъединителей
[Л. 2-3], подвесных выключателей с модулями
250 кВ завода «Уралэлектроаппарат». Откры-
тое РУ 500 кВ собирается из блочных конст-
рукций трех типов; I, на котором монтируют-
102
‘Э
s-
л
16,5
Б
Д.
Блоки
HI
16,5
16,5j_
у 16,5
Секцион-
ные выклю-
чатели
21000
Р
h
ti
ЗЛС2)
326000
12
22
23
25
25
26,0
в-в
60500
15D0&
17500
5SW
16200
•WPOi
25000
11500135001 23000
25000 25000
К аВтигпрансформа —
—р тиру связи
Г y'y'у’П
I .1
I Матору
и

5501Л 16800
16.5

26,0
25000
26,0 \
ЛЭП
16,5
20000

13
24
fl-fl
^26,0^
13500
Б-Б
57000

23000 85002500. 23000
п трансформатору
16.5
лзп и .
шунтовой
реактор
222500
20000
Д-fl
20000
26,0
1НЛ»
26,0
Б-Б
16,5 х
Фаза. 8
втрансфор-
б]
Рис. 2-21. Открытое РУ 500 кВ для схемы -с полутора выключателями на цепь. ТЭП, 1969.
а —с однорядным расположением выключателей. Все опоры металлические, с оттяжками. Опоры для тяжений под углом приня-
ты свободностоящими без оттяжек; б — с трехрядным расположением выключателей. Схема заполнения ОРУ показана услов-
но для одной ячейку.
юз
ся подвесной выключатель, трансформатор
тока н два подвесных разъединителя; II, на
котором монтируются линейные подвесные
разъединители и высокочастотный загради-
тель (при необходимости) и III, на котором
монтируются сборные шины. Из этих блоков
могут быть выполнены также и ОРУ по дру-
гим схемам соединений.
Особенность горизонтальных подвесных
разъединителей состоит в том, что для под-
держания конца длинного складывающегося
(полупантографического или пантографиче-
ского) ножа на всем пути до захвата его
«ножницами» неподвижного контакта, сов-
мещенного с контактным выводом подвесного
выключателя (или высокочастотного загра-
Рис. 2-22. Открытое РУ 500 кВ со ступенчатой установки шинных разъединителей. ТЭП, 1968.
В разрезе по А-А шинный разъединитель фазы С показан сплошной линией, а разъединители фаз А к В условно показаны
пунктиром.
104
д-д ~ b~D
д-д
Рис. 2-23. Сопоставление
двух вариантов расположе-
ния сборных шин в ОРУ
500 кВ.
а — на П-образных порталах;
б — на одностоечных опорах со
ступенчатым расположением
фаз. ТЭП, 1968.
дителя), на горизонтальной траверсе, где
подвешивается сам разъединитель, на катках
подвешена дополнительная гирлянда изолято-
ров, которая перемещается вместе с «ножни-
цами» ножа разъединителя. При горизонталь-
ном перемещении ножа разъединителя! оказы-
вается возможным значительно снизить высо-
ту конструкций для подвески выключателей и
разъединителей — примерно на изоляционное
расстояние для данного напряжения (для
500 кВ — на 5 м, для 750 кВ на 6,5—7,0 м),
что несомненно улучшает условия эксплуата-
ции коммутационного оборудования и позволяет
уменьшить массу конструкций. Кроме того,
в такой компоновке неподвижный контакт
горизонтального подвесного разъединителя
совмещается с выключателем и с другими
аппаратами цепи, что сокращает количество
опорной изоляции ОРУ. На траверсах блоч-
ных конструкций 1 и 11 размещены также за-
земляющие ножи полупантографического ти-
па, с помощью которых осуществляется зазем-
ление выведенных в ремонт выключателей.
Освоение союзной промышленностью всех
аппаратов на напряжение 500 кВ и выше
в подвесном исполнении позволит создать но-
вые, более надежные и экономичные конструк-
ции и компоновки ОРУ.
В заключение следует остановиться на осо-
бенностях компоновок узла с автотрансформа-
торами. На мощных ТЭС часто устанавли-
ваются две группы однофазных автотрансфор-
маторов для связи ОРУ двух напряжений;
они присоединяются отдельными выключате-
лями на каждом из автотрансформаторов.
При расположении упомянутых двух ОРУ по
одной оси, перпендикулярной направлению
выводов линий, как показано на рис. 2-38,
возникает затруднение в обслуживании взаймы
но пересекающихся гибких связей двух на-
пряжений, с помощью которых выводы авто-
трансформаторов присоединяются к ОРУ.
При необходимости ремонта гибкой связи
одного из автотрансформаторов, расположен-
ной над связью другого напряжения второго
автотрансформатора, по условиям безопас-
ности необходимо отключить оба автотранс-
форматора, что всегда нежелательно, а иногда
и недопустимо. На рис. 2-38 показана компо-
новка, в которой удалось избежать эти за-
труднения следующим образом: гибкая связь
220 кВ одной группы автотрансформаторов
105
тпп^пп\ блок
форматор
связи
Блок
Л°5
Секционные
выключатели
Резервная
ячейка
ЛЗП и
шунтовой
реактор
ЛЗП и
шунтовой
реактор
Блок
№3
Блок
ЛБ
Блок
Л°2
Блок
Л°5
ЛЗП и
шунтовой
реактор
ЛЭПиш.р.\ПЭПиш.р.'
б
Устанавливаются у главного корпуса
Д-И
Z7,U
Z7,0
Устанавливаются у главного
корпуса
BbOOO
бооо а
трансформатору
10Б500
27500
72500
11500
253000
^1В,0
11500
22500
72500
' 27500
27,0
Б~б

----- 25000
с учетом возможности провоза автотрансформаторов 500/220 кВ. Для монтажа и оослуживаинм высотой подвеса люльки
обходим автокран с высотой подвеса крюка 14,5 м при вылете стрелы 6 М И гидроподъемник типа А1 U 9 высотой подвеса люлька
14 м при вылете стрелы 5 м.
ЛЗП
1000
A-A
К реактору г^'°
25,0
55500
в соседнюю
21,0
S<WW'J
55500
Til’rv, wr
51000
i яа^т^а
21000
55500
21000
55500
51000
115
в-в
18,0 ЦО
8000130008500 20500 Ц 10500
«и* “-I* 7" Н-
21000
55500
о тр-ру Р ЛЗП
ячейку
51000
Б-Б
25,0
К трансформатору
21,0.3.
13000
21,0
11,5
55500
27500
д-д
25,0
5500
13000
20500 8500
55500
f """ § 8000 юооу
27500
25000

//—] Г*|Д*|

216500
Рис. 2-25. Открытое РУ 500 кВ для схемы с полутора выключателями на цепь с трехрядным расположением
выключателей с опорными и подвесными разъединителями. ТЭП, 1969.
107
Рис. 2-26. Открытое РУ 220 кВ для схемы с полутора
выключателями на цепь с баковыми выключателями.
а — схема заполнения: 1 — к повышающему трансформатору
блока 1; 2 — к повышающему трансформатору блока № 2;
3 — к повышающему трансформатору блока № 3; 4 — к ре-
зервному трансформатору с. н. № 2; 5 — к резервному транс-
форматору с. н. Jfs 1; 6 — линия передачи; б — разрезы по
ОРУ: 1 — заземляющий нож; 2 —линейный разъедитель панто-
графического типа; 3 — разъединитель двухколонковый пово-
ротный; 4— к резервному трансформатору с. н. № 2; 5 — ли-
ния передачи; 6 — к повышающему трансформатору; 7 — трос.
500/220 кВ обходит группу второго автотранс-
формотора, располагаясь между последним и
стеной машинного отделения, выше выводов
генераторного напряжения, выполненных за-
крытыми токопроводами. Для достижения ми-
нимальных размеров по ширине и высоте эта
связь 220 кВ подвешивается на П-образных
опорах, причем две крайние фазы выпол-
няются с жесткими петлями, снабженными
балансирными грузами, удерживающими эти
петли в вертикальной плоскости. Таким обра-
зом, ремонт на любой из связей этих двух
автотрансформаторов может быть проведен
с отключением только одного из них.
В том случае, если два трехфазных авто-
трансформатора присоединяются к ОРУ двух
напряжений под общие выключатели на каж-
дом из напряжений, но с установкой на каж-
дом автотрансформаторе отдельных разъеди-
нителей, компактность этого узла достигается
подвеской гибкой ошиновки на опорах с кон-
солями в двух взаимноперпендикулярных на-
правлениях и смещенных по высоте, как пока-
зано на рис. 2-39.
108
155000
Рис. 2-27. Открытое РУ 500 кВ для схемы с полутора выключателями на цепь с двухрядной шахматной установ-
кой выключателей. ТЭП, 1969.
а — узел с жесткой ошиновкой для связи трех разъединителей; б — схема заполнения ОРУ н разрезы по ОРУ. В случае отсут-
ствия шунтовых реакторов ширина ОРУ может быть уменьшена со 155 до 120 м. При наличии выключателя в цепи шунтового
реактора ширина ОРУ равна 173,4 м. В пролетах сборных шии, под которыми провозятся трансформаторы, провода трех фаз
располагаются горизонтально на высоте 18 м; прн этом соединительная петля для средней фазы выполняется жесткой, с балаи-
сирными грузами.
109
Рис. 2-28. Примерный генплан ТЭС с расположением ОРУ параллельно главному корпусу. ТЭП, 1969.
Рис. 2-29. Схемы постепенного расширения ОРУ с трех до 12 цепей при двухрядной шахматной установке вы-
ключателей. ТЭП, 1967.
а — первый этап — три цепи (треугольник); б — второй этап — четыре цепи (квадрат); в — третий этап — пять цепей (пятиуголь-
ник); а—-четвертый этап —шесть цепей (шестиугольник); д — пятый этап — 12 цёпей (полуторная схема); Р— разъединитель,
устанавливаемый для возможности расширения ОРУ.
111
Рис. 2-30. Сопоставление четырех вариантов компоновки ОРУ 500 кВ по схеме шестиугольника.
а — с однорядной установкой выключателей, с зигзагообразной ошиновкой; б — с двухрядной установкой выключателей; в —
с двухрядным шахматным расположением выключателей, с жесткой ошиновкой; 1 — выключатель; 2 — разъединитель; 3 —
трансформатор тока; г — с двухрядным шахматным расположением выключателей, с гибкой ошиновкой.
112
* Hr*
Рис. 2-31. Схема заполнения ОРУ с двумя многоугольниками и двумя перемычками. ТЭП, 1967.
172000
172000___________________________________
Рис. 2-32. Открытое РУ по схеме многоугольника с обходными шинами и обходным вы-
ключателем. ТЭП, 1968.
114
Рис. 2-33. Открытое РУ по схеме гене-
ратор — трансформатор — линия (ГТЛ)
с уравнительным многоугольником и обход-
ной системой шин. ТЭП, 1968.
115

Рис. 2-34. Воздушный выключатель ВВБ-500 завода «Электроаппарат».
Рис. 2-35. Принципиальные схемы РУ с применением
типовых блоков.
а — многоугольник; 6 — полтора выключателя на цепь; в — два
выключателя на цепь; / — блок типа I; 2 —блок типа II; 3 —
блок типа III.
Б-б
Рис. 2-36. Компоновка ОРУ 500 кВ с применением «блочных» конструкций. ТЭП, 1968.
Б/ —блок тэта I: Б2 — блок типа II; I —подвесной .выключатель; 2 —подвесной разъединитель; 3 — трансформатор тока; 4 — гирлянды изоляторов для ч°Двескн вы-
ключателя; 5 —гирлянды изоляторов для закрепления выключателя; 6 — изолированные трубопроводы для сжатого воздуха и передачи команд управления выключи
телем.
Рис. 2-37. Открытое РУ 500 кВ по схеме с полутора выключателями на цепь с подвесными горизон-
тальными полупантографическими разъединителями и подвесными выключателями.
1 — модуль 250 кВ выключателя; 2 — гирлянды для подвески выключателей: 3 — гирлянды, препятствующие пере-
мещенню выключателя (разъединителя, высокочастотного заградителя) под давлением ветра; 4 — полупантогра-
фический нож подвесного разъединителя во включенном положении; 4'— то же, но в отключенном положении; 5 —
положение гирлянды, поддерживающей конец ножа при включенном разъединителе; 5' — то же, но при отключен-
ном разъединителе; 6 — привод разъединителя; 7 — заземляющий контакт на выключателе; 8 — заземляющий разъ-
единитель в отключенном положении; 8' — то же, но во включенном положении; 9 — трансформатор тока;’ 10 — вы-
сокочастотный заградитель; И — конденсатор связи.
Главный корпус
& I I
12,0 6,0 6,0_ 12,0 [ , 12,0^ 12,0
Заземляющая полоса
Трос к котельной
6,0
5,4 JlZfi
12,0
6,0
6,6
28,5
к ОРУ 2Z0KB
кОРУ 500кв
15,0
15,0
Рис. 2-38. Установка двух групп однофазных автотрансформаторов 500/220 кВ возле стены машинного отделения
ТЭС. УралТЭП, 1970.
Ось ж.д.
20,0
От ОРУ 220кВ
к резервному
трансформатору
/> If
Рис. 2-39. Установка двух трехфазных автотрансформаторов 500/220 кВ на территории ОРУ. ТЭП, 1969.
2-2. КОМПОНОВКИ И КОНСТРУЦИИ ОРУ
ЗА РУБЕЖОМ
Англия. Несомненный интерес представляют типовые
схемы и компоновки ОРУ 132—400 кВ Англии, которые
выполняются по схемам квадрата и с двумя системами
шин, с одним выключателем на цепь [Л. 2-12]. Типовая
подстанция 400/132 кВ выполняется с ОРУ 400 кВ по
схеме квадрата (рис. 2-40). Подстанция питается по че-
тырем линиям 400 кВ, которые присоединяются к углам
квадрата, выполняемого с помощью четырех выключа-
телей. Четыре трехфазных трансформатора, устанавли-
ваемые на подстанции, присоединяются к тем же верши-
нам квадрата, что и линий, только при помощи разъеди-
нителей. На каждой линии и на каждом трансформаторе
установлены линейные разъединители. Для того чтобы
сохранить питание линии при ревизии трансформатор-
ных разъединителей или сохранить питание трансформа-
тора при ревизии линейных разъединителей, установле-
ны дополнительные секционные разъединители 1. Помимо
трансформаторов тока, установленных по обеим сторо-
нам каждого выключателя, на линии, за линейным разъ-
единителем, установлен дополнительный комплекс транс-
форматоров тока для питания линейных защит.
Число и мощность трансформаторов подстанции,
очевидно, выбраны таким образом, чтобы при длитель-
ном выходе из строя одного из них питание сети 132 кВ
могло продолжаться без ограничений. В этих условиях
кратковременные отключения любого из трансформато-
ров при отключении какой-либо линии из-за ее повреж-
дения могут быть допущены, так как известно, что по-
вреждения на воздушных линиях либо вообще преходя-
щие, если они грозового характера, либо могут быть
устранены за несколько часов. Целесообразность завода
четырех 400 кВ на одну подстанцию не может быть устар
новлена без рассмотрения схемы электроснабжения
района.
Компоновка ОРУ и размещение трансформаторов
этой подстанции также своеобразны. Все четыре транс-
форматора 400/132 кВ установлены в центре ОРУ 400 кВ
в два ряда и вывозятся на одну автодорогу (без желез-
нодорожного пути). Между трансформаторами, располо-
женными один вблизи другого, установлены раздели-
тельные перегородки. По обе стороны каждого выклю-
чателя установлены перегородки. Ошиновка узлов ОРУ
400 кВ выполняется жесткой, из алюминиевых труб.
Подход линий выполняется с двух сторон ОРУ, по две
линии с каждой стороны. Соединения выводов 132 кВ
трансформаторов с их ячейками в РУ этого напряжения
осуществляются с помощью подземных кабелей.
120
Рис. 2-40. Подстанции 400/132 кВ. Принципиальная схема соединений и план ОРУ 400 кВ.
На рис. 2-41 приведены схемы соединений типовой
понижающей подстанции с первичным напряжением
275 кВ; РУ этого напряжения также выполнено со схе-
мой квадрата с четырьмя выключателями, как и преды-
дущее РУ 400 кВ; к каждой вершине квадрата присоеди-
няются одна линия и один автотрансформатор, с отдель-
ными линейными разъединителями. Однако в отличие от
РУ 400 кВ специальные разъединители для возможности
отделения трансформатора от линии при сохранении
в работе последней не устанавливаются. У каждой из
вершин квадрата установлено по одной фазе трансфор-
маторов напряжения. Компоновка ОРУ 275 кВ сущест-
венно отличается от компоновки ОРУ 400 кВ по
рис. 2-40. Четыре трансформатора подстанции установле-
ны в один ряд вдоль автодороги, из-за чего два из них
соединяются со своими линейными разъединителями
121
II—IH
Рис. 2-41. Подстанции
275 кВ. Принципиальная
схема соединений (а) и
план (б) ОРУ 275 кВ.
1 — вспомогательное поме-
щение; 2 — канал для
маслопроводов; 3 — кабель-
ный канал.

122
Рис. 2-42. Подстанции 132 кВ. Принципиальная схема соединений и план ОРУ 132 кВ.
1 — вспомогательное помещение; 2— канал для маслопроводов; 3 — кабельный канал; 4 — заземляющий трансформатор; 5 —
жидкостное заземляющее сопротивление.
в ОРУ 275 кВ с помощью подземных кабелей. Каждый
из трансформаторов огражден с четырех сторон масло-
удерживающими стенками (корытом). Никаких раздели-
тельных перегородок между выключателями не преду-
сматривается.
Как и в ОРУ 400 кВ, ошиновка ОРУ 275 кВ выпол-
няется жесткой, из алюминиевых труб. Четыре линии
подходят к ОРУ с двух сторон.
На рис. 2-42 приведена схема соединений типовой
понижающей подстанции с первичным напряжением
132 кВ. В ОРУ выполняется схема неполного квадрата,
т. е. при двух линиях и двух трансформаторах устанав-
ливаются три выключателя по трем сторонам квадрата,
а четвертая сторона квадрата выполняется в виде двух
последовательно соединенных разъединителей. Пункти-
123
ром на схеме показана возможность дополнительной
установки параллельно каждому из двух трансформато-
ров еще по одному трансформатору, присоединяемому
с помощью разъединителя к общей вершине квадрата.
Обращает на себя внимание то, что перемычка из двух
разъединителей устанавливается на стороне трансформа-
торов и, таким образом, отключение линии сопровож-
дается потерей трансформатора. Такая схема принята
в расчете на ежесуточное отключение одного из транс-
форматоров, в противном случае следовало бы поменять
местами перемычку из двух разъединителей и перемыч-
ку с выключателем между двумя линиями.
Следует отметить своеобразное расположение вы-
ходного портала и выполнение ошиновки между линей-
ным разъединителем и собственно линией. Для указан-
ной цели на концах траверс концевой двухцепной опоры
подвешиваются гирлянды и соединительная ошиновка,
которая и закрепляется с помощью якорей и гирлянд
непосредственно перед линейным разъединителем. Бла-
годаря этому концевая линейная опора может быть раз-
Рис. 2-43. Типовое ОРУ 132 кВ с двумя системами шин с одним выключателем на цепь.
Рис. 2-44. Типовое ОРУ 275 кВ с двумя системами шин с одним выключателем на цепь.

124
поновок.
а — ОРУ по схеме четырехугольника (на восемь цепей); б — ОРУ по схеме с двумя системами шин с одним выключателем на
цепь; с — ОРУ по схеме с двумя системами сборных шин с Ш-образным их расположением; г —ОРУ по схеме с полутора вы-
ключателями на цепь; д — ОРУ по схеме с двумя основными и третьей обходной системами шин.
мещена на минимальном расстоянии от оборудования
ОРУ (она и размещается непосредственно в огражден-
ной территории).
Как указывалось ранее, второй тип схем и компоно-
вок ОРУ, широко применяемых в Англии, это схемы
с двумя системами шин, с одним выключателем на цепь
(рис. 2-43).
Особенность этой компоновки состоит в том, что для
вывода в ревизию выключателя необходимо отключить
цепь, снять трубчатую перемычку с одной стороны вы-
ключателя и подвесить гибкую перемычку за выходным
разъединителем. Очевидно, что такое решение может
быть допущено лишь при наличии параллельных линий,
так как только в этом случае возможно отключение ли-
нии на время снятия н наложения перемычек. Ошиновка
сборных шин и ответвлений от них к шинным разъеди-
нителям выполняется нз алюминиевых труб. Сборные
шины установлены па фарфоровых изоляторах; стулья
под изоляторы приняты высотой 2,4 м. Шаг ячейки
10,2 м. Расстояние между фазами ошиновки 3,1 м. Разъ-
единители — трехколонковые, со средней поворотной ко-
лонкой; стулья под шинные разъединители приняты вы-
сотой 4,1 м.
Открытое РУ 275 кВ с такой же схемой соединений
во многом схоже с РУ 132 кВ (рис. 2-44); как и в пре-
дыдущем ОРУ, вывод выключателя в ревизию выпол-
няется с отключением цепи и наложением съемных пере-
мычек. Ошиновка сборных шин и ответвлений от них
выполняется с помощью жестких алюминиевых труб.
Шаг ячейки 16,5 м, расстояние между фазами ошиновки
125
4,8 и 5,4 м. Разъединители — двухколонковые, обе ко-
лонки поворотные.
В 1960 г. была выявлена перспектива развития сетей
400 кВ Англии и установлена необходимость сооружения
большого числа РУ этого напряжения для мощных ТЭС
н для понижающих подстанций этой сети [Л. 2-13].
В связи с указанным были разработаны общие требова-
ния к устанавливаемому коммутационному оборудова-
нию, схемам и компоновкам РУ 400 кВ с тем, чтобы
элементы РУ были типовыми и могли применяться на
всех объектах 400 кВ. Прн выборе схем соединений учи-
тывалось, что во всех случаях, где это возможно, следует
использовать ранее применявшиеся для РУ 132—275 кВ
схемы, поскольку персонал, работавший на таких уста-
новках, хорошо знает их свойства и возможности. Для
выключателей 400 кВ ток отключения был принят
50,5 кА при трехфазном к. з. и 60,6 кА прн однофазном
к. з. Номинальный ток всех коммутационных аппаратов
и ошиновки принят 4 000 А, поскольку линии 400 кВ
выполняются с четырьмя проводами по 258 мм2 на фазу
и рассчитаны на максимальный ток 3 200 А. Все комму-
тационные аппараты предусматриваются для длительной
работы при максимальном напряжении 425 кВ в сети
с глухозаземленной нейтралью при умеренном загрязне-
нии воздуха. Для районов с сильным загрязнением воз-
духа предусматривается установка той же коммутацион-
ной аппаратуры, но в здании.
Изоляционное расстояние принято 335 см между то-
коведущими частями н землей и 397 см между токове-
дущими частями различных фаз. Для ОРУ применяются
изоляторы с противотуманными юбками с 50%-ным за-
щищенным путем утечки, с углом 'экранирования 90°.
Полная длина пути утечки (на землю) составила:
для изоляторов большого диаметра без регулирования
напряженности поля (например, у опорных изоляторов
выключателя) — не менее 29,2 мм/кВ; для изоляторов
небольшого диаметра, без регулирования напряженности
поля, например опорных изоляторов для ошиновки, — не
менее 25,4 мм/кВ; для изоляторов большого диамегра,
с регулированием напряженности поля (как у трансфор-
маторов тока) — не менее 25,4 мм/кВ.
Для закрытых РУ фарфоровые изоляторы без регу-
лирования напряженности поля принимаются с длиной
пути утечки не менее 25,4 мм на кВ, так как в них не
предусматривается вентиляция или отопление здания.
Для .проходных изоляторов с регулированием напряжен-
ности поля (например, у вводов в здание) принимается
длина пути утечки не менее 20,0 мм/кВ. Для того чтобы
обеспечить хорошее сочетание конструкций ОРУ и ЗРУ
400 кВ с окружающим ландшафтом, были выдвинуты
требования о выполнении конструкций этих устройств
возможно более низкими, в связи с чем было принято
решение о применении жесткой ошиновки для токоведу-
щих частей этого РУ.
В качестве типовых схем и компоновок для РУ
400 кВ были приняты схемы: нерасширяемого квадрата
с четырьмя выключателями; квадрата с четырьмя выклю-
чателями, с переходом впоследствии на схему с двумя
системами шин; схема с двумя системами шнн, с одно-
рядным расположением выключателей; с двумя система-
ми шин, с двухрядным расположением выключателей и
Ш-образным расположением сборных шин; схема с по-
лутора выключателями на цепь с двумя основными и
третьей обходной системами шин.
На рнс. 2-45 приведены элементы схем и поперечные
разрезы по ОРУ 400 кВ для перечисленных схем и ком-
поновок. Как видно из разрезов, во всех схемах и ком-
поновках ОРУ выполняется с применением стандартных
Рис. 2-46. Типовое ОРУ 400 кВ с двумя системами шин с одним выключателем на цепь с подвесной жесткой оши-
новкой верхнего яруса.
126
Рис. 2-47. Конструкции
400 кВ.
а — опорная конструкция для
сткие наклонные ответвления
пенсатор; в — многоконусный
отдельных элементов ОРУ
шинного разъединителя; б — же-
ст сборных шин и шинный ком-
опорный изолятор 400 кВ.
типов элементов конструкций. Для сокращения шага
ячеек ОРУ и ЗРУ 400 кВ до 21,3 м приняты трехколон-
ковые поворотные разъединители. В этих же целях ОРУ
выполняются с многопролетными, а не П-образными пор-
талами. Для уменьшения стоимости и повышения надеж-
ности ОРУ во всех случаях, где это возможно, для
подвески ошиновки применяются гирлянды изоляторов;
опорные изоляторы применяются только там, где невоз-
можно применение первых. Наинизший уровень ошинов-
ки для соединения сборных шин с шинными разъедини-
телями равен 11,3 м над землей; верхний уровень оши-
новки равен 15,5 м. В задании строителям указываются
как длительно действующие усилия (масса), тяженкя от
проводов, ветровая нагрузка и динамическая нагрузка
от действующего значения тока к. з., так и дополнитель-
ные кратковременные нагрузки (от амплитудного значе-
ния токов к. з., воздействующего на жесткую ошиновку
ОРУ). Указанные усилия соответственно воспринимают-
ся также ошиновкой и аппаратурой.
На основании положительного опыта эксплуатации
ОРУ 132 и 275 кВ с жесткой ошиновкой и с опиранием
жесткой ошиновки ответвлений на сборные шины (с по-
мощью треугольных подкосов) такие же решения при-
няты и для РУ 400 кВ. Треугольные подкосы для ответ-
влений обеспечивают жесткость последних и распреде-
ление нагрузки от массы ответвления на две точки. Для
снижения ветровой нагрузки и усилий при к. з. подкосы
на ответвлениях от сборных шин располагаются под
углом около 70° к горизонтали. Ответвления от сборных
шин выполняются с помощью алюминиевых труб диа-
метром 140 мм с толщиной стенки 9,5 мм. Для ошинов-
ки верхнего яруса ОРУ 400 кВ применена жесткая оши-
127
новка из алюминиевых труб, подвешиваемых на V-об-
разных наклонно расположенных двух гирляндах (рнс.
2-46). Такое решение позволило существенно уменьшить
массу конструкций для подвески ошиновки РУ, по-
скольку при определении их высоты не нужно учитывать
провес гибких проводов.
Ввиду новизны такого решения были проведены пол-
номасштабные испытания, которые подтвердили, что при
таком устройстве опорные конструкции для подвески
ошиновки могут быть рассчитаны на существенно мень-
шие нагрузки (статические и динамические), чем при
применении гибких проводов. При подвеске жесткой
ошиновки на V-образных гирляндах все толчки нагруз-
ки, возникающие при к. з. и при ветре, быстро гаснут
и вызывают относительно небольшие перемещения оши-
новки.
Опорные конструкции для аппаратуры выполняются
из железобетона, а для подвески ошиновки верхнего
яруса — из стали. Опоры для подвески ошиновки и уста-
новки опорных изоляторов выполняются с такой жест-
костью, чтобы смещение их верха при любых нагрузках
не превосходило 25 мм. Стальные конструкции после их
очистки пескоструйными аппаратами покрываются цин-
ком с помощью распылителей, а затем прокрашиваются
4 раза. Металлические порталы собираются из колонн и
балок с помощью болтов, а затем свариваются. На бо-
ках решетчатых ферм предусмотрены площадки, обеспе-
чивающие доступ к наклонным и вертикальным гирлян-
дам изоляторов. Для каждой фазы воздушного выклю-
чателя сооружается жесткий железобетонный фунда-
мент. Между фундаментами трех фаз предусмотрены
съемные стальные связи, которые могут быть удалены
прн въезде в межфазовое пространство ремонтных меха-
низмов.
На рис. 2-47 показаны конструкции отдельных эле-
ментен ОРУ 400 кВ.
Характерной особенностью конструкции под разъ-
единитель является наличие консолей, которые служат
для установки на них настила в период производства
ремонтных работ (рнс. 2-47,а). Компоновка ОРУ преду-
сматривает возможность размещения ее конструкций и
оборудования на территории площадки, имеющей уклон
не более 1/30; при уклоне вдоль сборных шин оборудо-
вание отдельных ячеек располагается на различных го-
ризонтальных площадках. При направлении уклона, пер-
пендикулярном направлению сборных шин, каждый эле-
мент ОРУ может располагаться на своем уровне, причем
сборные шины н ответвления от них, включая шинные
разъединители, рассматриваются как одни элемент. Же-
сткая ошиновка выполнена из труб наружным диаме-
тром 140 мм с толщиной стенки 9,5 мм из алюминиевого
сплава Е.91.Е по британскому стандарту 2898. Пролеты
жесткой ошиновки были приняты 8,5 и 12,8 м (вместо
10,65 м — половины размера шага ячейки, равного
21,3 м). Частота собственных колебаний ошиновки с ука-
занными пролетами такова, что наибольшее, пиковое
значение токов к. з. проходит задолго до достижения
наибольшего прогиба ошиновки под действием этих то-
ков. Таким образом, ошиновка в особенности опорные
изоляторы действуют как гасители вибрации. Все соеди-
нения ошиновки выполняются сваркой. Компенсаторы
выполняются приваркой к концам трубчатой ошиновки
пластин и гибких проводов компенсаторов (рис. 2-47,6).
Испытания были произведены током 60 кА (действую-
щее значение) и током 150 кА (амплитудное значение)
при быстродействующем АПВ. Наибольший прогиб в се-
редине пролета жесткой ошиновки составил 178 мм,
а отклонение опорного изолятора, состоящего из 11 стан-
дартных элементов, 38 мм. Отклонение же мнэгоконус-
ного опорного изолятора (рис. 2-47,в) было равно 22 мм.
По полученным прогибам и отклонениям было установ-
лено, что напряжение в трубах было 500 кгс/см2, а уси-
лия на опорный изолятор эквивалентны статической на-
грузке в 500 кгс. Изоляторы были заказаны с минималь-
ным разрушающим усилием 1 000 кгс. Испытания подве-
шенной ошиновки верхнего яруса были выполнены иа
полномасштабном макете, причем одна фаза выполнена
из трубчатой жесткой ошиновки, а вторая — из гибких
проводов с двумя проводами на фазу. Провода алюми-
ниевые, расстояние между двумя проводами фазы
305 мм, между фазами 5,2 м. Пролет ошиновки 42,7 м.
Трубчатая ошиновка выполнена путем сварки отрезков
труб длиной по 12,7 м. Испытания показали, что гибкие
провода перемещаются под воздействием токов на 1,55 м
и на гирлянды изоляторов действуют усилия 1 400 кгс
(со .слипанием двух проводов одной фазы). Перемещение
пролета с жесткой ошиновкой, подвешенной на гирлян-
дах изоляторов (с V-образным расположением двух гир-
лянд) на каждом конце, было меньше чем 0,6 м. Дина-
мические усилия в гирляндах изоляторов были меньше
чем 680 кгс. Были проведены также тепловые испытания
жесткой ошиновки, они подтвердили допустимость на-
грузки 4 000 А для принятых шин.
Для того чтобы ответвления от ошиновки можно
было выполнять уже обрезанными трубами, применены
литые переходные элементы, которые после установки
иа трубах свариваются с последними; это обеспечивает
также нужный радиус закругления на переходах с точ-
ки зрения коронирования н радиопомех. С учетом ре-
зультатов испытаний расстояния между фазами ошинов-
ки верхнего яруса были приняты 3,65 м. Число изолято-
ров в гирляндах увеличено с 25 до 27 с тем, чтобы
изоляционные расстояния были такими же, как между
трубчатой ошиновкой и кольцом, установленным на за-
земленной стороне гирлянды. Спуски от трубчатой оши-
новки верхнего яруса к шинным разъединителям выпол-
няются двумя особо гибкими алюминиевыми проводами
на фазу с сечением каждого 2 350 мм2.
В местах присоединения к трубам и к разъедините-
лю концы спусков снабжены опрессованными зажимами;
последние присоединяются к переходным зажимам на
трубе и на разъединителе четырьмя болтами диаметром
3/4". Во избежание выдавливания алюминия зимой иа
мягкую алюминиевую часть переходного зажима нава-
рена пластина из жесткого алюминиевого сплава, кото-
рая равномерно распределяет давление от стяжных бол-
тов на большую поверхность.
Два провода каждого спуска удерживаются от сли-
пания при протекании по ним тока к. з. на заданном
расстоянии с помощью распорок, проложенных через
0,9 м по длине. Соединения от повышающих трансфор-
маторов до ввода в РУ 400 кВ выполняются одним
изолированным проводом сечением 2030 мм2 иа фазу,
рассчитанным на 2 000 А; провода подвешиваются с по-
мощью двух V-образно расположенных гирлянд. Тяже-
ние в проводе около 1 800 кгс. Хотя подвешивается
один провод, но спуски от него и петли на порталах
выполняются двумя проводами, чтобы обеспечить не-
обходимый уровень напряжения короны при прохожде-
нии проводов вблизи заземленных конструкций. Для
уменьшения качания петель при прохождении токов к. з.
онн поддерживаются на порталах подвесными гирлян-
дами.
Чтобы в случае перекрытия гирлянд и прохождения
тока к. з. через арматуру, с помощью которой гирлянды
подвешены к порталам, не происходило потери прочно-
сти этой арматуры из-за ее отжига и, как следствие, не
было падения провода, предусматривается установка
шунтов из гибких медных проводов (с опрессованными
наконечниками), которые обеспечивают прохождение то-
ков к. з. к заземленным конструкциям помимо армату-
ры гирлянды.
Открытые РУ 400 кВ Англии связаны с рядом ха-
рактерных проблем: исключительно большие значения
токов нагрузки и к. з., ограниченные размеры площадок
для размещения подстанций и требовании к снижению
высоты конструкций (Л. 2-13]. Необходимость обеспече-
ния компактности ОРУ усложнила задачу, поскольку
значительные механические усилия, являющиеся след-
ствием больших токов к. з., обратно пропорциональны
128
Рис. 2-48. Токоведущий П-образный мост для ошиновки верхнего яруса ОРУ 400 кВ.
а—‘Принципиальная схема выполнения ошиновки верхнего яруса в ОРУ 400 кВ с двумя системами шин: / — прн наличии съем-
ных перемычек для шунтирования выключателя, выведенного в ремонт; 2 — при отсутствии перемычек для шунтирования выклю-
чателя; б — решетчатый токоведущий мост, заменяющий подвесную ошиновку верхнего яруса в ОРУ 400 кВ: 1 — балка моста;
2 — главная опорная нога, жестко связанная с балкой; 3 — опорная нога, шарнирно связанная с балкой; 4 — шаринр; 5 — место
электрического контакта; 6— опорные изоляторы; 7 — опорные конструкции; в — общий вид решетчатого токоведущего моста.
расстояниям между токоведущими частями. В связи
с изложенным Министерство электростанций Англии ре-
шило пересмотреть применяемые типовые конструкции
РУ 400 кВ для схемы с двумя системами шин и одним
выключателем на цепь.
При прохождении по пучку натянутых проводов
гибкой ошиновки ОРУ токов к. з. 60 кА >(150 кА ампли-
туда) провода сильно .подбрасываются и перемещаются
неопределенным образом Для исключения таких явле-
ний ОРУ 400 кВ (см. рис. 2-46) были выполнены с при-
менением жесткой ошиновки как для нижнего, так и
верхнего ярусов ошиновки, что позволило снизить высо-
ту порталов для подвески последней. Такое конструктив-
ное решение было выполнено на ряде объектов и пока-
зало себя надежным в эксплуатации.
Однако новые требования о снижении высоты
конструкций РУ 400 кВ, выдвинутые архитекторами
(с тем, чтобы .можно было эти ОРУ маскировать с за-
тратами меньших средств), привели к пересмотру ука-
занного решения. Трубчатая ошиновка верхнего яруса
ОРУ состоит из двух пролетов, из которых один исполь-
зуется для пересечения одной из систем сборных шин,
а второй — для прохода над выключателем, который
с помощью дополнительных гибких съемных перемычек
может быть за1шунтирован и выведен в ремонт.
При разработке новой компоновки ОРУ 400 кВ для
уменьшения длины ошиновки верхнего яруса было реше-
но отказаться от второго пролета ошиновки за счет того,
что при выводе в ремонт выключателя он не шунтирует-
ся, а потеря соответствующей лннин возмещается дру-
гими источниками питания (рис. 2-48). Таким образом,
оказалось возможным не только сократить длину оши-
новки, но и исключить один из трех порталов, на кото-
ром' подвешивается ошиновка верхнего яруса. Однако
этим усовершенствованием не ограничились. Шаг ячей-
ки в прежних типовых конструкциях (21,3 .м) определял-
ся размерами оборудования н требуемыми электрически-
ми расстояниями в свету между аппаратами, а также
тем обстоятельством, что порталы располагались непо-
средственно против разъединителей (см. рис. 2-46). Прн
отказе от этих порталов ширина ячейки и соответственно
размеры территории ОРУ могут быть сокращены при-
мерно на 10%- Назначение указанных двух порталов со-
стояло в поддержании сверху П-образной электрической
соединительной ошиновки между двумя шинными разъ-
единителями; при отказе от установки этих порталов
необходимо было эту ошиновку поддерживать снизу.
Было решено исследовать возможность выполнения са-
монесущей конструкции для указанной электрической
соединительной ошиновки в виде арки с опиранием
каждой из ее ног на группы опорных изоляторов, как
показано на рис. 2-48,6 [Л. 2-28].
Для уменьшения продольных усилий (в плане этого
соединения) было решено выполнить эту конструкцию
как трехопорную арку с шарнирами в точках опирания
на изоляторы и в вершине одной из двух вертикальных
ног, над изоляторами (рис. 2-48,6). Тем самым опоры
будут разгружены от значительных продольных усилий
из-за теплового удлинения протяженного горизонтально-
го элемента этой арки.
Обычные опорные изоляторы относительно дешевы
и достаточно прочны, если усилия, приложенные к ним,
действуют на сжатие или растяжение (хотя именно это
качество в них достаточно редко используется). Исклю-
чением являются опорные изоляторы, выполненные
в виде трехгранных пирамидальных колонн. В таких
конструкциях обычно применяются металлические связи
между изоляторами каждой ветви для обеспечения их
большей устойчивости. Однако опыт эксплуатации
в Англии показал, что при наличии интенсивного загряз-
9-319
129
нения воздуха металлические связи могут Недопустимо
снизить уровень изоляции устройства. В связи с ука-
занным для поддержания П-образной жесткой арки был
принят вариант с перевернутыми V-образными двух-
ветвевыми изоляторами. Под каждой из ног моста уста
навливаются по два изолятора; изоляторы располагают-
ся таким образом, что поперечные нагрузки на мост
от ветра и усилий от токов к. з. передаются на изоля-
торы либо как сжимающие, либо как растягивающие
усилия. Продольные усилия прилагаются к изолятору,
как изгибающие к каждой паре изоляторов. Эти усилия
относительно невелики при принятом шарнирном опи-
рании моста, н подбор изоляторов нужной прочности
не вызывал трудностей.
При разработке новой конструкции ОРУ 400 кВ вы-
яснилось, что дальнейшая экономия может быть полу-
чена, если удастся опорные изоляторы, поддерживаю-
щие мост, совместить с соседними изоляторами шинных
разъединителей, на которых размещены их токоведущие
контакты. Конструкция этих контактов и опорных
изоляторов должна быть такой, чтобы исключить их
перемещение из-за усилий от ветра, когда разъедините-
ли находятся во включенном положении.
Большая часть продольной составляющей усилий
приходится на неподвижную ногу. По указанным сооб-
ражениям на нескольких ОРУ 400 кВ с арочными кон-
струкциями для жесткой опорной ноги моста устанав-
ливаются отдельные П-образные изоляторы, а для
шарнирной опорной ноги устанавливаются аналогичные
изоляторы в комбинации с контактом разъединителя.
Вертикальные шарниры выполняются изолированны-
ми и шунтируются шестью гибкими проводниками сече-
нием 450 мм2 каждый из алюминиевой плетенки по бри-
танскому стандарту 215, приваренными к плоским кон-
тактным пластинам.
Опорные изоляторы выполняются с расстоянием
между осями 915 мм наверху н 1 670 мм у основания.
Наибольшие рабочие нагрузки на изоляторы составляют
10 тс на сжатие и 5 тс на растяжение. Инженерами-
строителями для моста была выбрана решетчатая кон-
струкция; горизонтальная балка моста была выполнена
с трехграниым сечением, с шириной основания 760 мм
и высотой также 760 мм у начала жесткой нога; элек
трические контакты размещались возле шарниров; учи-
тывая эстетические требования, горизонтальная балка
была выполнена с сужением по направлению к шарнир-
ной ноге. Ноги выполнены из четырех основных труб
диаметром 63,5 мм и решетки — нз труб диаметром
32 мм. Для облегчения изготовления сварных узлов
в вершинах ног были приняты трубы диаметром 127 мм,
с толщиной сгенки 12,5 мм. Шарнирные опорные бол-
ты, гайки и другие детали выполнены из нержавеющей
стали.
Были проведены лабораторные и натурные испыта-
ния, подтвердившие целесообразность запроектирован-
ных конструкций, которые и были осуществлены на не-
скольких ОРУ 400 кВ.
Кроме новой конструкции моста в новом типовом
ОРУ 400 кВ были введены и другие усовершенствова-
ния, которые позволили снизить стоимость и повысить
удобства эксплуатации ОРУ. Так, например, высокоча
стотные заградители, которые подвешивались на линей-
ных концевых конструкциях, устанавливаются отдельно
на новых мощных изоляторах; при этом уменьшается
число изоляционных путей на землю, а также высота
линейных концевых конструкций (с 14,6 до 12,2 м).
В соответствии с ожидаемой величиной коммутационных
перенапряжений было решено снизить межфазовые рас-
стояния на 150 мм и расстояния фаза — земля на
305 мм.
Заметное сокращение стоимости шинных изоляторов
намечено получить за счет применения одного мощного
опорного изолятора нового типа в каждой ячейке (по
длине сборных шин) вместо установки двух изоляторов,
как это выполнялось ранее. Конструкции и испытания
изоляторов нового типа выполняются заводами-изгото-
вителями.
Точная количественная оценка преимуществ, кото-
рые даст применение моста, еще не закончена, однако
можно установить, что высота конструкции ОРУ снизит-
ся с 22 до 16 м, а высота «сплошных» обозреваемых
элементов ОРУ до 12,2 м, что поможет в получении
разрешений на сооружение таких ОРУ. Применение
моста и других усовершенствований снизит размеры
площадки для ОРУ на 20%, а стоимость ОРУ на 5%.
Общее снижение стоимости ОРУ за счет устранения
байпасных соединений и сокращения размеров площадки
составит 8%.
В связи с тем, что наметилась перспектива пере-
дачи значительной мощности из центра Англии на Юг,
была рассмотрена возможность сооружения линий и
сети напряжением 725 кВ [Л. 2-12].
Наибольшее рабочее напряжение предполагается
765 кВ, а номинальное равным 0,95 этой величины, т. е.
725 кВ. Предполагается, что при применении на линиях
четырех проводов сечением около 400 мм2 каждый про-
пускная способность линии будет около 5 000 МВ - А
вместо 1 800 МВ • А при 400 кВ и четырех проводах по
258 мм2 на фазу. Основным затруднением для соору-
жений сети будет, по всей вероятности, получение
трассы для прохода линий. Если учесть, что для 400 кВ
сооружаются двухцепные линии с пропускной способно-
стью 1 800 МВ А и что для 725 кВ будут сооружаться
одноцепные линии, то может оказаться, что выход из
строя одной из двух линий 725 кВ будет равноценен по
своим последствиям выходу одной из четырех линий
400 кВ. Действительно, по оставшимся трем линиям
400 кВ можно будет передать ЗХ 1 800=5 400 МВ-А,
а по оставшейся одной линии 725 кВ—б 000 МВ • А.
В связи с указанным возникает необходимость разра-
ботки двухцепных конструкций для линий 725 кВ.
Применением выключателей 725 кВ с дополнитель-
ным активным сопротивлением и установкой шунтирую-
щих реакторов и разрядников необходимо будет добить-
ся значений коммутационных перенапряжений не более
чем 2,1 и 50-периодных перенапряжений не более чем
1,5 номинальных линейных напряжений. Учитывая за-
грязненность воздуха в Англии, предполагается принять
импульсный уровень изоляции для оборудования 725 кВ
равным 2 250 кВ, а выдерживаемое напряжение (50-пе-
риодное) около 1 200 кВ. Расстояние между токоведущи-
ми частями различных фаз предполагается принять
16,4 м, а между токоведущими и заземленными частями
5,5 м. Предельная отключаемая мощность к. з. в сети
725 кВ намечается в 60 тыс. МВ • А; номинальный ток
аппаратуры 5 000 А. При воздушных выключателях по-
требуется 12—14 последовательно соединенных дугога-
сительных камер на фазу. Линия 725 кВ будет источ-
ником реактивной мощности величиной 350 Мвар, на
каждые 160 км длины, что должно быть учтено при
выборе мощности шунтирующих реакторов.
Для сокращения количества опорной изоляции и
уменьшения массы конструкций на ОРУ 725 кВ намече-
но применить пантографический тип разъединителей на
ответвлениях от сборных шин, а в качестве линейных—
разъединители обычного типа. Приводы для разъедини-
телей намечено применить электрогидравлические. Оши-
новку ОРУ 725 кВ предполагается выполнять алюминие-
вой из труб диаметром 125/150 мм, со свободными про-
летами 13,7—15,3 м. Гибкая ошиновка может быть вы-
полнена двумя проводами диаметром 65 мм. Опорные
изоляторы должны быть высотой около 6,7 м при длине
пути утечки 25 мм/кВ, при 50 %-ной защищенной длине
пути утечки; при применении противотуманных изолято-
ров высота изолятора может быть снижена дс 6,1 м.
Длина натяжной гирлянды из 47 элементов 280 X 140 мм
составит около 9,1 м.
На подстанции 725/400 кВ при ее мощности
в 5000 МВ-А с учетом возможности выхода из работы
одного трансформатора намечается установить четыре
130
QOOGS
Рис. 2-49. Открытое РУ 725 кВ по схеме с полутора выключателями на цепь.
группы однофазных автотрансформаторов мощностью
по 2 000 МВ • А каждая.
На рис. 2-49 показано ОРУ 725 кВ с разъедини-
телями с двумя вертикальными полуножами, по схеме
с полутора выключателями на цепь.
Австралия. В {Л. 2-2] приведены схема и конструк-
ция типового ОРУ 330 кВ Австралийской энергосистемы.
Схема предусматривает установку в каждой цепи од-
ного выключателя при двух системах шин. Шиносоеди-
нительный выключатель используется также .и для ре-
визии линейных выключателей, шунтируемых на этот
период разъединителем. Сборные шины .выполняются
из алюминиевых труб, а перемычки и спуски — из ста-
леалюминневых проводов диаметром 45 мм. Расстояние
от токоведущих частей до земли принято равным 3,05 м,
а между фазами 4 м.
Характерными для этой компоновки являются: рас-
положение шинных разъединителей по системе «Тандем»;
установка дополнительных опор между двумя системами
шин для перемычек, расположенных над шинами; при-
менение рубящих трехколонковых разъединителей в ка-
честве шинных и линейных и пантографических разъ-
единителей в качестве шунтирующих; установка транс-
форматоров тока за линейным разъединителем, считая
от выключателя; установка высокочастотных заградите-
лей иа отдельных опорных изоляторах с заземляющими
ножами.
Установка пантографических разъединителей в каче-
стве шунтирующих вместе с установкой всех остальных
разъединителей на одном уровне (на стульях) обеспечи-
ла хорошие условия обслуживания этого оборудования.
Следует отметить, что установка шунтирующих разъеди-
нителей не избавляет от многочисленных операций шин-
ными разъединителями для освобождения одной нз двух
систем шин в случае использования шиносоединительно-
го выключателя для проведения работ по ревизиям ли-
нейных выключателей.
ГДР. Здесь разработан проект понижающей под-
станции 380/220 кВ с новым оборудованием и компо-
новкой всего РУ [Л. 2-2].
Открытое РУ 380 кВ выполняется с двумя основны-
ми и третьей обходной системами шин; рассчитано на
присоединение восьми линий н четырех трансформатор-
ных групп. В ОРУ установлен выключатель, исполь-
зуемый в качестве секционного шиносоединительного
и обходного. К обходной системе шин присоединяются
как цепи линий, так и трансформаторов.. Отдельное
трансформаторы напряжения 380 кВ на сборных шинах
не устанавливаются; в каждой цели устанавливаются
трансформаторы тока в комбинации с емкостными
трансформаторами напряжения. Трансформаторы тока
380 и 220 кВ установлены во всех цепях за линейными
разъединителями, считая от сборных шин. Трансформа-
торы 380/220 кВ однофазные, мощностью 3 X 210 МВ • А,
со встроенным регулированием напряжения под нагруз-
кой на стороне 220 кВ. На подстанции устанавливаются
две резервные трансформаторные фазы, присоединяемые
взамен выбывшей с помощью особых разъединителей и
переключательных шин. Дополнительная обмотка транс-
форматоров 380/220 кВ, выполненная на напряжение
31,5 кВ, используется для присоединения дросселей мощ-
ностью 50 МВ • А к каждой из групп.
На подстанции устанавливаются также пять трех-
фазных трансформаторов 220/110 кВ по 125 МВ • А.
Трансформаторы 380/220 кВ, 220/110 кВ и дроссели уста-
навливаются по обе стороны железнодорожного пути,
расположенного между ОРУ 380 и 220 кВ. Выводы
ПО кВ трансформаторов. 220/110 кВ соединяются с ОРУ
НО кВ с помощью подземных кабелей НО кВ. В ОРУ
380 н 220 кВ устанавливаются двухколонковые разъеди-
нители с двумя полуножами, перемещающимися при
отключении разъединителя в вертикальной плоскости.
Выключатели 380 и 220 кВ воздушные. На рис. 2-50 при-
ведена компоновка ОРУ 330 и 220 кВ этой подстанции.
Характерной особенностью компоновки является выпол-
нение ОРУ 380 и 220 кВ с шахматным расположением
разъединителей сборных шин по системе «Тандем». Все
шинные разъединители каждой цепи устанавливаются
в две линии, что позволяет выполнить ОРУ более ком-
пактным по сравнению с обычным расположением
разъединителей по системе «Тандем», где все три фазы
шинных разъединителей устанавливаются в одну линию.
В показанной компоновке между первой и второй фаза-
ми каждой из систем шин устанавливаются разъедините-
ли двух фаз; между второй и третьей фазами той же
системы шин разъединители не устанавливаются, почему
расстояние между этими фазами шин может быть вы-
брано минимальным. Таким же образом установлены
разъединители второй системы шин. Между соседними
фазами двух систем шин расстояние выбрано существеи-
9'
131 С
03
г
Обходная
система шин
+ Лереключатеш-
+ мая шина
Двойная
система шин
Обходная
+ система шин
I.
I
I
r
r
I
L
5,0
10.0
ггокв
пив^мпцм^
Рис. 2-50. План ОРУ 380 и 220 кВ.
T
I

r
I
r
I
21 0MB-R
1
PI
|D
I
1
Z!,0

58,0 ------50,0---+------80,0 ----*+«-----81,0-----»+---50,0
но большим, чем расстояние между фазами одной систе-
мы шин, что обеспечивает необходимую безопасность
при проведении ремонтных работ на одной из систем
шин. Расстояние между осями разъединителей соседних
фаз принято 7 м. Расстояния между разъединителями
соседних цепей в 2 раза больше расстояний между
фазами разъединителей одной цепи, чем достигается
хорошая наглядность всего устройства.
Существенной особенностью данной компоновки яв-
ляется также то, что отпайки, идущие от шинных разъ-
единителей к перемычкам, проходящим над сборными
шинами, находятся на значительном расстоянии одна от
другой, что практически исключает возможность схлес-
тывания нх под действием ветра или усилиями от токов
к. з. Провода основных систем сборных шин закреплены
непосредственно, на опорных изоляторах разъедините-
лей. Аналогично закреплены провода обходной системы
шин и переключательных шин для присоединения резерв-
ной фазы трансформаторов; однако на концах проводов
обходной системы шин и переключательных шин, благо-
даря отсутствию секционных разъединителей, установ-
лены легкие концевые опоры, служащие для натяжения
проводов этих шин. Таким образом, шинные разъедини-
тели основных систем шин оказываются нагруженными
тяжениями от проводов. Эти тяжения составляют 600 кгс
на фазу в ОРУ 380 кВ. Дополнительные усилия, которые
возникают от проводов при протекании по ним токов
к. з., должны учитываться необходимым запасом проч-
ности разъединителей. Все разъединители устанавлива-
ются на опорных конструкциях высотой 2 100—2 300 мм.
Выключатели и трансформаторы тока устанавлива-
ются на бетонных фундаментах высотой около 800 мм
и поэтому ограждаются с помощью тросов п цепи из
перлона, подвешенных на железобетонных стойках на
высоте около 1 м и на соответствующем расстоянии
от высоковольтного оборудования. Ошиновка ОРУ
380 кВ выполняется с помощью сталеалюмиппевых про-
водов сечением 2 X 537/53 мм2 на фазу; расстояние меж-
ду двумя проводами одной фазы 400 мм. При выборе
величины шага ячейки учитывалось, что диаметр защит-
ного кольца на разъединителе не больше 800 мм,
а у трансформаторов тока и выключателей не более
1 300 мм. Расстояние в свету между фазами 380 кВ
5 500 мм; шаг ячейки ОРУ 380 кВ 21 м.
Конструкции для подвески ошиновки стальные. Для
поддержания ошиновки на подходе ее к выводам 380 кВ
трансформатора' установлены дополнительно опорные
изоляторы. Пересечение обеих систем шин перемычками
от шинных разъединителей к выключателю в одном про-
лете, несомненно, уменьшает количество конструкций на
ОРУ; надо полагать, что такое решение принято в ГДР
на основании положительного опыта эксплуатации ана-
логичных компоновок.
Сборные шины ОРУ 380 кВ на рассматриваемой
подстанции поделены с помощью разъединителей и вы-
ключателей на две части (на ОРУ 220 кВ даже на три
части). Таким образом, при необходимости расширения
ОРУ или при производстве работ, связанных с опускани-
ем проводов или гирлянд, может быть отключена толь-
ко половина сборных шин ОРУ (а на 220 кВ — одна
треть).
Установку одного выключателя 380 кВ для секцио-
нирования сборных шин, соединения двух систем шин и
для питания обходной системы шии при наличии на
ОРУ 12 цепей едва ли можно признать правильной,
хотя такое решение действительно позволяет сократить
число выключателей 380 кВ. Использование одного вы-
ключателя по указанным трем назначениям привела
к очень большому числу шинных разъединителей на
этом выключателе и нечеткой схеме. Если в нормальном
режиме этот единственный выключатель используется
в. качестве секционного, то при использовании его в ка-
честве шиносоединительного или обходного сборные ши-
ны разделяются на две несвязанные части; допустимость
такого режима должна каждый раз проверяться по ус-
ловиям сети. Необходимо также отметить, что принятое
в проекте использование этого выключателя требует
занятия двух ячеек в ОРУ с большим количеством до-
полнительной ошиновки и изоляторов (см. рис. 2-50).
Установка большого числа разъединителей и выполнение
специальных переключательных шин 380 и 220 кВ для
присоединения резервной фазы трансформаторов пред-
ставляется также необоснованным усложнением, особен-
но если учесть необходимость устройства блокировок
многочисленных разъединителей с выключателями.
Италия. В связи с ростом нагрузок Римскогд райо-
на было намечено сооружение пяти подстанций 380 кВ,
девяти подстанций 220 кВ и тринадцати 'подстанций
120—150 кВ (Л. 2-14]. Прн проектировании подстанций
проводилась максимальная унификация всех элементов.
Для РУ всех напряжений принималась, как правило,
схема соединений с двумя системами сборных шин, с од-
ним выключателем на цепь, с установкой шиносоеди-
нительного выключателя (рис. 2-51). Изоляционные
расстояния для ОРУ 380 кВ были приняты: межфазовые
5,5 м, фаза — земля 5,0 м; шаг ячейки 21 м; для ОРУ
220 кВ: межфазовые н фаза — земля 3,5 м; шаг ячейки
14 м.
При выборе шага ячеек ОРУ различных напряжений
учитывалась их взаимная кратность, а именно: длина
трех ячеек ОРУ 389 кВ примерно соответствует длине
четырех ячеек 220 кВ или длине пяти ячеек 150 кВ; при
этом достигается определенная симметрия в ошиновке
и взаимном расположении пепей трансформаторов и
линий. Ошиновка сборных шин ОРУ 380 и 220 кВ вы-
полняется жесткой трубчатой, из алюминиевого сплава.
Выбор трубчатой ошиновки для сборных шин позволил
уменьшить размеры ОРУ; прн этом на каждую ячейку
ОРУ до 380 кВ включительно необходимо устанавли-
вать по длине шин лишь одну низкую опору П-или
2П-образного типа для опорных изоляторов; стойки этих
опор выполняются из стальных труб или легких швелле-
ров, поскольку они нагружены лишь массой шин и от-
носительно небольшими усилиями от давления ветра на
шины и изоляторы.
Для ОРУ 120—150 кВ с шагом ячеек около 10 м не
было никаких трудностей с осуществлением жесткой
ошиновки — она выполнялась с помощью труб из алдрея
диаметром 100/90,0 мм. Трудности возникли с обеспе-
чением механической прочности жесткой ошиновки для
ОРУ 220 н 380 кВ с шагом ячеек 14 и 21 м соответ-
ственно.
На рис. 2-52 показана принятая конструкция жест-
ких шин для ОРУ 220 и 380 кВ, которые выполняются
трубами из алдрея диаметром 150/140 мм. Опорные изо-
ляторы составные, из пяти элементов, грязестойкие,
сплошные; П-образные опоры под изоляторы — из сталь-
ных труб. Токоведущие трубы закрепляются на изолято-
рах с помощью зажимов с неподвижным креплением и
со скользящим креплением, с температурным компенса-
тором. Указанные зажимы чередуются по длине шин, и,
таким образом, при тепловом удлинении труб не воз-
никают усилия, передающиеся на изоляторы и их опо-
ры. Неподвижный зажим совмещается с пространствен-
ной фермой-консолью, служащей для уменьшения сро-
бодного пролета трубы, что позволяет также уменьшить
прогиб последней до величины, не превышающей 6 см;
эта консоль служит также в качестве аффективного ан-
тивибрационного устройства. При нечетном числе про-
летов шин крайний пролет также снабжается неподвиж-
ным зажимом с укороченной консолью н фермой (зажим
D на рис. 2-52,а).
Колонны опорных изоляторов 380 кВ составные, из
восьми грязестойких элементов: пяти элементов, повы-
шенной прочности и трех нормальной (в других случаях
устанавливают сдвоенные сплошные изоляторы). Трубы
закрепляются на изоляторах с помощью неподвижных
зажимов н со скользящим креплением и гибкими ком-
пенсаторами. При пролете шин 21 м возникли трудности,
так как в Италии нельзя было получить трубы длиной
133
более 13—14 м, почему и понадобилось выполнять со-
единения отрезков труб по длине. Эти соединения вы-
полняются вблизи поддерживающих консольных ферм
(рис. 2-52,6); места соединений (стыков) обозначены
через с. Для уменьшения свободной длины трубы она
поддерживается в каждом пролете в местах крепления
на изоляторах фермами-консолями с вылетом по 3 м
в каждую сторону; таким образом, свободная длина
трубы в пролете длиной 21 м уменьшается до 15 м
соответствующим уменьшением прогиба. Крепление то-
коведущей трубы на изоляторе выполняется либо же-
стким, либо скользящим с компенсатором (к). Поддерж-
ка токоведущей трубы на концах фермы-консоли осуще-
ствлена как показано на разрезе В-В; для облегчения
скольжения трубы по концам фермы в местах опирания
на нее токоведущей трубы установлены опорные роли-
ки. На изоляторах, где устанавливаются зажимы со
скользящим креплением труб и компенсаторами, на кон-
цы труб одеваются колпачки, снабженные стержнями
с роликами на концах; последние могут скользить в со-
ответствующих прорезях в зажимах, закрепленных на
изоляторах; электрическое соединение концов двух труб,
опирающихся на один скользящий зажим, выполняется
с помощью гибких проводников. Фермы-консоли выпол-
няются из труб и тяг, опирающихся на пластину, закреп-
ленную на вершине опорного изолятора. На концевых
пролетах шин также устанавливаются упомянутые фер-
мы-консоли Жк или Кк и выполняются соответственно
с неподвижными или скользящими зажимами и допол-
нительным внешним участком шин, снабженным противо-
коронным концевым устройством. Следует отметить, что
в Швейцарии при шаге ячейки ОРУ 380 кВ 21 м были
применены трубы длиной 21 м из алюминиевого сплава,
благодаря чему не потребовалось выполнять промежу-
точные соединения в пролете; токоведущие трубы были
приняты диаметром 250/236 мм, Прогиб этих шин при
пролете 21 м оказался 100 мм.
Выключатели на подстанциях устанавливаются воз-
душные, на 380 кВ, 2 000 А, на ток отключения 40 кА.
Эти параметры приняты с учетом развития установок
на ближайшие 15—20 лет. Разъединители приняты полу-
пантографического типа; поворотные разъединители при-
меняются только в случаях, когда без них нельзя обой-
тись. Характерной особенностью компоновок ОРУ яв-
ляется установка шиносоединительного выключателя в
промежутке между двумя системами шин; между си-
стемами шин располагаются также помещения с релей-
ной защитой, местным дистанционным управлением и
другие (размером 2X3 м — по одному на каждые две
цепи). Из-за такого размещения шиносоединительного
выключателя расстояния между шинными разъедините-
лями оказались большими и потребовалось установить
на трубчатой ошиновке, соединяющей два шинных разъ-
единителя двух систем шин, дополнительные опорные
изоляторы. В тех случаях, когда присоединение к сбор-
ным шинам выполняется попарным, т. е. когда для двух
цепей, отходящих от сборных шин в противоположные
стороны, занимается одно поле и устанавливаются на
две цепи только три разъединителя, средний разъеди-
нитель принимается поворотного типа; он же исполь-
зуется в качестве опоры для поддержания упомянутой
соединительной ошиновки (см. рис. 2-51).
Канада. Открытое РУ 361 кВ подстанции Роздейл
выполняется по кольцевой схеме соединений (Л. 2-2].
В данном энергообъединении такая схема ОРУ принята
как типовая также и для напряжений 230 и 132 кВ.
Все восемь выключателей установлены в один ряд п
соединяются друг с другом зигзагообразными гибкими
перемычками. При таком расположении выключателей
упрощается канализация контрольных кабелей.
Перемычка, замыкающая кольцо, подвешивается на
стальных конструкциях на высоте 12 м. Перемычки, свя-
зывающие отдельные элементы ОРУ в кольцо, подвеши-
ваются на отдельных конструкциях на высоте 12 м для
134
Рис. 2-52. Конструкция сборных трубчатых шин в ОРУ 220 и 380. кВ.
в — конструкция сборных шин S ОРУ 280 кВ; б — конструкция сборных щин в ОРУ 380 кВ.
13$
315нВ
Подстанция ДюВерне
Подстанция Утард
510МВ-Л

Подстанция Левис
315кВ
1Ю
Монреале
Подстанция БушврВилль
735нВ
210нм
230нВ 600МВ'в
Берег
1Ю
IKI
Будущая
линия
735кВ
гзонв
1В5МВ-Й
~^165МВ-П
^~| ~^В5МВ-Й 1В5МВ-Й
ЗбОкМ
330мв- Я
Гacne
} Южный берег
боомв-я
735 нВ
ззомвл
Подстанция Манинуаган
315нВ
; j> Гаспе
;^> Южный Берег
ЗЗОМВ-fi
150МВЙ
16ЫВ
} Высокий берег
Берсимис ?,
Манину агин 2
1015МВт
МанинуаганЗ
1100МВт

Рис. 2-53. Принципиальные схемы электрических соединений повышающих и понижающих подстанций Канадской передачи 735 кВ.
продольных перемычек и 6,6 м — для поперечных пере-
мычек.
Приемные порталы для линейных проводов выпол-
няются высотой 18 м, с расстояниями между осями их
колонн 16,5 м.
Высокочастотные дроссели и конденсаторы связи
установлены на отдельных стульях. Разъединители —
рубящие, трехколонковые. Выключатели — воздушные;
трансформаторы тока устанавливаются на общих с воз-
душными выключателями стульях. Ошиновка выполняет-
ся двумя сталеалюминиевыми проводами на фазу мар-
ки 795 МСМ, наружным диаметром 27,4 мм, с расстоя-
нием между проводами 100 мм. Жесткая трубчатая оши-
новка принята диаметром 62,5 мм. Расстояния между
фазами ошиновки 4,2 м. Шаг ячейки (в кольце) 22,8 м.
Открытое РУ 361 кВ подстанции Портэйдж выпол-
няется также по схеме кольца с восемью выключателями,
но не с зигзагообразным соединением отдельных элемен-
тов, а с расположением выключателей по прямоуголь-
нику— в два ряда п по торцам [Л. 2-2]. Соединения
между выключателями выполняются трубами диаметром
100 мм из алюминиевого сплава. Трубчатая ошиновка
размещена на опорных изоляторах, а перемычки для
присоединения линий и трансформаторов выполняются
из гибких проводов, подвешенных на стальных конструк-
циях высотой 18 м. Все разъединители устанавливаются
на стульях высотой около 3 м. Указанная компоновка
рассматривается энергосистемой как типовая и для 230
и 132 кВ. Гибкая ошиновка выполняется из проводов
того же сечения, как и для предыдущего ОРУ 361 кВ.
Шаг ячейки (расстояние между осями двух соседних
цепей) 21 м.
Для передачи энергии от ГРЭС на реках Маникуа-
ган и Утард, а в будущем и от еще более удаленных
на север ГЭС принято напряжение 735 кВ [Л. 2-2, 2-15].
Схема сети этого напряжения состоит из трех линий
передачи и шести подстанций, из которых две располо-
жены вблизи генерирующих станций, двух промежуточ-
ных подстанций в провинции Квебек и двух концевых
подстанций в провинции Монреаль (рис. 2-53).
Схема передачи, являющейся в течение длительного
периода главным источником питания всей сети, должна
обеспечить эксплуатационную надежность в работе,
при нужной экономичности. В качестве основного тре-
бования при проектировании схем подстанций была при-
знана обязательность сохранения устойчивости передачи
после автоматического повторного включения линии по-
сле отключения однополюсного к. з. на линии спустя
25 периодов (0,4 с). Опыт эксплуатации 3000 км линий
315 кВ энергосистемы подтвердил правильность указан-
ного исходного положения, так как при этом обеспечи-
вается высокая степень надежности передачи, выполнен-
ной с линиями, снабженными по всей длине двумя за-
земленными защитными тросами; тот же опыт выявил,
что устойчивых повреждений на таких линиях практи-
чески нет.
С другой стороны, аварии на подстанциях происхо-
дят значительно чаще и почти всегда они вызваны устой-
чивыми повреждениями. Для предупреждения выхода
из строя передачи при аварии на подстанции, последняя
должна быть так запроектирована, чтобы при повреж-
дении аппаратуры на подстанции не были потеряны
одна или несколько линий, а при повреждении аппарату-
ры, непосредственно присоединенной к линии,—не более
одной линии. Схемы ОРУ должны обеспечить также
возможность вывода в ремонт оборудования без пе-
рерывов в работе цепей, за исключением ремонтов ре-
акторов, присоединенных непосрепственно к линиям.
В связи со значительными изоляционными расстояниями
между ошиновкой различных фаз и различных цепей
735 кВ было выдвинуто требование о выполнении ком-
поновки подстанции с размещением ошиновки только на
двух уровнях.
Перечисленные требования исключил» возможность
применения таких схем соединений, как схемы с одной
рабочей и одной обходной системами шин, с двумя ра-
бочими и третьей обходной системами шин или без по-
следней, а также классическая кольцевая схема, так
как во всех перечисленных схемах авария с оборудова-
нием подстанции приводит к потере нескольких линий.
Таким образом, схемы соединений для подстанций
рассматриваемой передачи должны выбираться из сле-
дующих вариантов: схема с полутора выключателями,
с двумя выключателями на цепь, с несколькими коль-
цами или модификациями этих схем. Распределительное
устройство по первой схеме с размещением выключате-
137
a)
Рис. 2-55.
a — разрезы по ОРУ 735 кВ подстанции Маникуагаи; б - общий вид ОРУ.
лей между сборными шинами требует расположения
ошиновки в трех уровнях; возможно также выполнение
РУ по этой схеме с ошиновкой в двух уровнях, но при
этом выключатели размещаются снаружи от сборных
шин. Однако в этом случае повреждение выключателя
может привести к отключению двух линий. По мнению
авторов проекта, схема с полуторными выключателями
нецелесообразна для подстанции, в которой число транс-
форматоров вдвое больше числа линий; между тем^такое
соотношение числа трансформаторов и числа линий обя-
зательно для обеих головных и обеих концевых подстан-
ций вследствие большой пропускной способности линий.
Из числа,классических схем схема с двумя выклю-
чателями на цепь удовлетворяет всем перечисленным
требованиям, если выключатели будут размешены сна-
ружи сборных шин, благодаря чему ошиновка будет
размещаться только в двух уровнях. Однако требуемое
по этой схеме количество выключателей делает установ-
ку очень дорогой и такая схема мало подходит для
подстанции, в которой число трансформаторов вдвое
больше числа линий.
В конечном счете для подстанции Маникуагаи была
принята схема с несколькими кольцами (восьмиугольник
с диагональю из двух выключателей и линией, присоеди-
ненной к середине диагонали), показанная на рис. 2-54.
Для ОРУ 735 кВ подстанции Маникуагаи, где имеются
три отходящие линии и шесть трансформаторов, по при-
нятой схеме необходимо только 10 выключателей. Схема
нескольких колец применена почти на всех подстанциях
735 кВ, за исключением двух промежуточных подстан-
ций, где применены 'модификации схемы с двумя вы-
ключателями на цепь. Уиитывая достоинства схемы
с несколькими кольцами, она применена также и для
РУ 315 кВ подстанций 735/315 кВ.
Несмотря на значительные величины номинальных
токов (2 000 А летом и 2500 А зимой) определяющими
для выбора проводов ошиновки были требования по
снижению уровня радиопомех до 200 мкВ (макс.) при
напряжении фаза — земля 465 кВ. Для упрощения
соединений проводов п уменьшения тх количества оши-
новка верхнего яруса выполняется двумя алюминиевыми
проводами на фазу диаметром 5,8 см, сечением около
2 000 мм2, с расстоянием между проводами одной фазы
38 см. На линиях применены четыре провода на фазу.
Для жесткой ошиновки применены алюминиевые трубы
с наружным диаметром 11,3 см. Такой диаметр труб
(а не меньший, с меньшей стоимостью) принят с уче-
том того, что при выбранных размерах труб может
быть принято большее расстояние между поддерживаю-
щими ошиновку изоляторами, уменьшается число мест
сварки труб, чем обеспечивается меньший уровень ра-
диопомех.
Испытания и расчеты показали, что минимальное
междуфазное изоляционное расстояние должно быть
10,7 м, а фаза — земля 5,4 м. При таких изоляционных
расстояниях наименьший размер в осях между фазами
сборных шин достигается 12,0 м, между фазами вы-
ключателей 13,2 м, а в случае размещения между фа-
зами колонн конструкций для подвески ошиновки 15,2 м.
Колонны конструкций под ошиновку размещены между
фазами, так как при охвате колоннами всех трех фаз
пришлось бы сооружать траверсы с пролетом 42 м,
которые были бы неэкономичны. Вследствие значитель-
ной высоты выключателей, разъединителей и измери-
тельных трансформаторов наинизший уровень соедини-
тельной ошиновки (первый ярус) определился равным
10,7 м над уровнем земли (рис. 2-55). Второй ярус оши-
новки располагается на 15,2 м выше первого — с учетом
минимального изоляционного расстояния между фазами
10,7 м, к которому добавляются 1,6 м на размеры обо-
рудования и арматуры и 3J м — стрела провеса гиб-
ких проводов второго яруса ошиновки.
Для защиты ошиновки второго яруса, подвешенной
па уровне 25,9 м, от прямых ударов молний на высоте
39,6 м подвешены заземленные тросы. При определении
размеров РУ учитывалось, что ко всему оборудованию
сверхвысокого напряжения 735 кВ должен быть обеспе-
чен удобный доступ для производства ремонтных работ.
Для верхнего яруса ошиновки, располагаемой вдоль
оси линия — трансформатор, выбраны гибкие провода,
а для нижнего яруса ошиновки — трубчатые жесткие
шины, монтируемые На опорных изоляторах и распо-
лагаемые перпендикулярно к ошиновке верхнего яруса.
Применение для нижнего яруса ошиновки натянутых
проводов потребовало бы конструкций со значительно
большей высотой, так как провода надо было бы рас-
полагать над различным по высоте оборудованием; кро-
ме того, при этом потребовалось бы установить допол-
138
нительиые конструкции, что привело бы к увеличению
размеров ячеек.
Одна фаза шунтирующего реактора, установленная
между линиями 1 н 2, служит резервом для двух групп
реакторов этих линий. Для присоединения резервного
реактора взамен любой фазы двух групп реакторов
предусмотрена общая шина; между последней и любой
из фаз обеих линий установлены два последовательно
соединенных разъединителя, что было необходимо сде-
лать для обеспечения принятого минимального изоля-
ционного расстояния 10,7 м между фазами (так как от-
крытый промежуток одного разомкнутого разъединителя
равен лишь около 5 м).
Для соединения между аппаратами приняты такие
же два провода, как для ошиновки верхнего яруса;
от применения для этой цели труб отказались из-за
того, что температурные изменения их длины вызовут
ряд дополнительных проблем; кроме того, зажимы аппа-
ратов размещаются на разной высоте. Следует отме-
тить, что применение в некоторых случаях даже гибких
проводов приводит к появлению на зажимах аппаратов
при крайних температурных режимах тяжеиий величиной
Рис 2-56. Металлические опоры для подвески ошиновки на ОРУ 735 кВ подстанции Маникуагаи.
139
Рис. 2-57. Решетчатые стулья под выключатели ОРУ
735 кВ.'
до 200 кгс. Опорные изоляторы, поддерживающие труб-
чатую ошиновку нижнего уровня диаметром 11,3 см,
установлены на расстоянии 9,9 м один от другого; испы-
тания подтвердили, что прн таких пролетах вибрации
этой ошиновки отсутствуют.
Учитывая, что каждый дополнительный метр по вы-
соте поддерживающих гибкую ошиновку конструкций
означает существенное возрастание их стоимости, было
необходимо ограничить длину пролетов и в то же вре-
мя установить минимальное количество конструкций;
было принято установить по четыре споры для подвески
проводов в каждом поперечном сечении ОРУ (см.
рис. 2-55), что позволило ограничить величину пролета
до 79,3 м. Даже при провесе в 3,1 м это вызвало не-
обходимость подвески проводов с суммарным тяжением
на фазу в 5 460 кгс или 2 730 кгс на каждый провод,
с учетом веса гирлянд изоляторов и проводов. Для под-
вески гибкой ошиновки верхнего яруса применены кон-
струкции опор двух типов: анкерные и промежуточные
(рис. 2-56) массой 19 и 16 т соответственно.
Для того чтобы по возможности избежать соедини
тельных петель, обходящих траверсы этих Конструкций,
анкерные конструкции размещаются над разъединителя-
ми и выключателями.
На компоновку ОРУ 735 кВ подстанции существен-
ное влияние оказало ее ОРУ 315 кВ. На подстанции
Маникуагаи ОРУ ЗГ5 кВ состоит из 14 линейных выво-
дов, шести трансформаторов и двух шунтирующих реак-
торов. При проектировании удалось сравнять длины
ОРУ 735 и 315 кВ подстанции, что позволило избежать
ошиновки, натянутой под углом, которая повлекла бы за
собой установку более дорогах, тяжелых и менее изящ-
ных конструкций для подвески ошиновки. Концевые
линейные опоры линий 735 кВ размещены по осям
соответствующих ячеек подстанции. Последнее оказа-
лось возможным выполнить потому, что расстояние
между осями фаз на подстанции и на линии были при-
няты одинаковыми. Такое выравнивание расстояний
почти всегда целесообразно, так как к первому пролету
линейных проводов обычно присоединяется много аппа-
ратов.
Дороги на ОРУ протяженностью 1,9 км обеспечи-
вают легкий доступ к оборудованию даже зимой. Боль-
шое внимание было уделено обеспечению возможности
применения различного необходимого для эксплуатации
и ремонтов транспорта. Все внутренние дороги проложе-
ны параллельно шипам нижнегс яруса, расположенным
на высоте 10,7 м, что позволило избежать проезда под
ними громоздких кранов и других приспособлений.
Дороги в большинстве случаев расположены таким об-
разом, что не потребовалось увеличивать расстояния
между ошиновкой. Стальные оцинкованные стулья для
выключателей, измерительных трансформаторов, разъ-
единителей, колонн изоляторов выполняются решетчато-
го типа высотой около 5,5 м (рис. 2-57). Применение
кабельных каналов с учетом данных климатических ус-
ловий подстанции было признано не обеспечивающим
нужную надежность; на наиболее важных участках при-
менены кабельные блоки (фибровые трубы диаметром.
10,1 см, заделанные в бетон). В такие блоки укладыва-
ются контрольные кабели, кабели основного питания на
600 В, воздухопроводы. Отдельные кабели для соедине-
ния полюсов аппапатов и цепей 208/120 В проклады-
ваются в грунте на глубине 48 см и защищаются де-
ревянными планками толщиной 6 см, снабженными за-
щитной краской (пропиткой).
Третичная обмотка автотрансформаторов 735/315 кВ
выполняется на напряжение 12 кВ. В ответвлении от
этой обмотки установлен трехфазный заземляющий реак-
тор, снабженный обмоткой мощностью 1 000 кВ - А, 600 В
для питания с. в. подстанции. Такие обмотки предусмот-
рены на четырех из шести заземляющих реакторов.
На подстанции было установлено около 10 транс-
форматорных пунктов 220/120 В с нагрузкой ст 150 до
300 кВ • А. Суммарная нагрузка с. н. подстанции
2000 кВт. Питание цепей управления выключателями,
аварийного освещения и аппаратуры управления обес-
печивается двумя аккумуляторными батареями Г29 В.
Составляющие стоимости подстанции при полном ес
развитии следующие: трансформаторы и шунтирующие
реакторы 40%; выключатели и разъединители 26%; из-
мерительные трансформаторы 6%; управление и связь
(включая кабели и их прокладку) 5%.
Шунтирующие реакторы однофазные, рассчитанные
на работу при наибольшем эксплуатационном напряже-
нии 425 кВ между фазой и землей, номинальной мощ-
ностью НО Мвар, с наибольшим допускаемым откло-
нением этого параметра в +2,5% между группами и
±0,5% между отдельными фазами трехфазной группы.
Реактивное сопротивление этих реакторов должно из-
меняться с линейной пропорциональностью вплоть до
150% наибольшего эксплуатационного напряжения.
Воздушные выключатели 735 кВ с номинальным
током 2 000/2 500 А (летом/зимой), имеют предельно от-
ключаемую мощность 35 000 МВ • А. Допустимая для
выключателя скорость нарастания восстанавливающегося
напряжения после аварии 2 650 В/мкс в течение 400 мкс;
однако наиболее тяжелые условия для выключателя воз-
никают при отключении тока 5 000 А при противополож-
но направленных фазах, т. е. при 850 кВ (действующих)
на полюсе выключателя. Тяги из волокнистого стекла
в сочетании с пневматическим управлением обеспечив^-
140
ют время включения 0,06 с и время отключения выклю-
чателя 0,04 с.
Число дугогасящих камер на полюс выключателя
735 кВ меняется от 12 до 14, в зависимости от фирмы.
Разъединители 735 кВ приняты однополюсные с вер-
тикальным перемещением ножей. Номинальный ток разъ-
единителей 3 000 А, термическая устойчивость (четырех-
секундная) 30 кА; мгновенный ток 48 кА. Все разъеди-
нители, за исключением разъединителей шунтирующих
реакторов, снабжены пополюсными электродвигательны-
ми приводами с одновременным управлением тремя по-
люсами (трех фаз); разъединители шунтирующих реак-
торов снабжены только пополюсным управлением.
Управление разъединителями производится с места их
установки. Вращающий момент ножа во включенном и
отключенном положениях таков, что гололед (в, случае
его появления) может быть сломан. Колонны опорных
изоляторов как для разъединителей, так и для отдель-
ной их установки для поддержания жесткой ошиновки
приняты одинаковыми. Высота колонны изоляторов око-
ло 4,6 м; изгибающее усилие 450 кгс.
Натяжные гирлянды изоляторов, подвешиваемые на
анкерных опорах, состоят из 35 изоляторов с разрушаю-
щей электромеханической нагрузкой в 16400 кгс, под-
весные гирлянды для промежуточных опор подвешива-
ются по две с V-образным их расположением, чтобы
оттянуть провода от опор, и приняты с разрушающей
электромеханической нагрузкой в 11 400 кгс. Все под-
весные изоляторы выполняются из фарфора, сцепными.
Диаметр юбок у обоих типов изоляторов одинаков и
равен 26,7 см, расстояния между отверстиями для креп-
ления у них разные: 15,8 см—-у изоляторов на усилие
16400 кгс и 14,6 см у изоляторов на усилие 11 400 кгс.
Учитывая, что геометрические размеры обоих типов изо-
ляторов различаются незначительно, было принято, что
они выполняются разного цвета, с тем чтобы устранить
опасность ошибки при их установке.
Коэффициент трансформации трансформаторов тока
2000/5/5/5 А (три вторичные обмотки) с классом точ-
ности 102 400 по ASA.
Трансформаторы напряжения 735 кВ заказаны двух
типов: емкостного и электромагнитного. Для напряже-
ния 735 кВ емкостный тип значительно дешевле электро-
магнитного. Трансформаторы напряжения электромагнит-
ного типа устанавливаются только на концах коротких
линий, которые не оборудуются высокочастотной связью
и на которых нет шунтирующих реакторов, служащих
для отвода остаточных зарядов на линиях и для сни-
жения коммутационных перенапряжений при АПВ.
Емкостные трансформаторы напряжения образуются
последовательным соединением конденсаторов, установ-
ленных вокруг колонны, выполненной из опорных изо-
ляторов.
В то время как вся аппаратура 735 кВ выполняется
так, чтобы выдержать тяжение от проводов или шин,
измерительные трансформаторы выполняются такими,
чтобы они могли выдерживать только давление от про-
должительного ветра скоростью 120 км/ч и порывов вет-
ра скоростью до 170 км/ч, что соответствует максималь-
ному тяжению 113 кгс без ветра или гололеда и
204 кгс с ветром и гололедом.
Норвегия. Типовая компоновка ОРУ 220 кВ, при-
меняемая в Норвегии, выполняется с двумя основными
и третьей обходной системами сборных шнн, с одним
выключателем на цепь [Л. 1-12]. Выключатели — воз-
душные; шинные разъединители — пантографические,
а линейные — рубящие. Характерными особенностями
компоновки являются: применение жесткой ошиновки
для сборных шин и ответвлений от них; крепление всей
ошиновки на опорных изоляторах; установка в ОРУ раз-
нотипных разъединителей. Трансформаторы тока уста-
новлены перед линейным и обходным разъединителями
(считая от линии). При такой компоновке высота кон-
струкций и размеры всего ОРУ оказываются действи-
тельно минимальными. Следует отметить, что в ОРУ не
выделен проезд для ремонтно-монтажных механизмов
вдоль ряда выключателей, что едва ли можно признать
целесообразным.
Соединенные Штаты Америки (США). Распредели-
тельное ужтройство 500 кВ ТЭС Джонсонвилль соору-
жено на расстоянии 1 км от существующего РУ 161 кВ;
к нему присоединено 10 блоков ТЭС общей мощностью
1 350 МВт. Распределительное устройство 500 и 161 кВ
связываются трансформатором 132/161/500 кВ мощно-
стью 1 200 МВ-А (3 X 400 МВ • А) [Л. 1-12].
Выключатели 500 кВ воздушные, 2 000 А,
35 000 МВ • А. Выключатели 161 кВ элегазовые (SFs),
4 500 А, 20 000 МВ-А.
Распредустройство 500 кВ • выполняется с одной
рабочей и одной обходной системами шин, с зигзаго-
образным расположением .рабочей и обходной систем
шин (подробней об особенностях такого рода схем
соединений говорилось в гл, I).
Следует отметить характерную черту компоновки
ОРУ 500 кВ — применение жесткой трубчатой алюми-
ниевой ошиновки для сборных шии и для ответвлений
от них, с внутренним диаметром труб до 160 мм и про-
летами между опорными изоляторами до 13,8 м; шаг
ячейки 27,5 м. За счет применения жесткой ошиновки
удалось выполнить сравнительно невысокими конструк-
ции для подвески гибких .проводов отходящих линий—
эти конструкции приняты высотой 24,5 м. Сборные шины
ОРУ 500 кВ опираются с помощью А-образных подко-
сов на трубы ответвлений от сборных шин (см. разрезы
по ОРУ и рис. 2-58).
На ОРУ 330 кВ подстанции Американской газовой
и электрической компании [Л. 2-2] при двух системах
шин в цепях линий устанавливается по однойу выклю-
чателю; на время проведения ревизии линейного вы-
ключателя последний может быть зашунтирован с по-
мощью разъединителя. Для питания линии в этот период
используется один из двух выключателей, установлен-
ных в цепях каждого из понижающих трансформаторов.
Для присоединения шунтирующих разъединителей по-
требовалось подвесить третий ярус гибких перемычек
и значительное число натяжных и подвесных гирлянд.
В этой конструкции своеобразно решена также и
развилка от двух шинных разъединителей к выключа-
телю — перемычка от одного шинного разъединителя
к другому проходит над одной из систем шии. При та-
ком решении потребовались дополнительные натяжные
и подвесные гирлянды.
В этой компоновке проведение ремонтных работ
на перемычке к шунтирующему разъединителю и на
вертикальных спусках, подвешенных между двумя си-
стемами шии, потребует либо снятия напряжения с обе-
их систем шин, либо снятия петель на натяжных гир-
ляндах сборных шин и тем самым деления последних
на части. Для проведения ревизий линейного выключа-
теля необходимо одну из двух систем шин освободить
от других цепей и произвести для этого значительное
число операций шинными разъединителями.
Открытое РУ 330 кВ подстанции Американской ко-
миссии по атомной энергии выполнено по схеме с полу-
тора выключателями на цепь [Л. 2-2]. В компоновке это-
го ОРУ также широко применяются вертикальные спуски
ошиновки с пружинным подвесом гирлянд к конструкци-
ям. Разъединители на развилке к двум выключателям
установлены на одной общей конструкции. Ошиновка
сборных шин выполнена из алюминиевых труб.
К числу особенностей данной компоновки необхо-
димо отнести: расположение шинных разъединителей на
конструкциях высотой 10,7 м; расположение разъедини-
телей и выключателей па стульях высотой 5,2 м (вместо
обычной высоты стульев 2,5—3 м); подвеска ошиновки
на стальных порталах на высоте 29,5 м, причем средний
портал ймеет по обе стороны консоли с вылетом 7,62 м.
Сети 500 и 330 кВ начали быстро расти в США
лишь в первой половине 70-х годов. Программа соору-
жений подстанций сверхвысокого напряжения (СВН)
141
до 1966 г. включительно охватывала 32 объединений
США; по этой программе намечалось сооружение 34 под-
станций 345 кВ и 25 подстанций 500 кВ. В качестве
материала для конструкций подстанций в подавляю-
щем большинстве объектов применяют сталь — по при-
чине меньшей стоимости и меньших годовых расходов.
Однако одна из восточных компаний выполняет кон-
струкции РУ из алюминия, считая, что их легче соору-
жать и расходы по их эксплуатации будут меньшими.
Ошиновка ОРУ 500 и 330 кВ в большинстве случаев
выполняется жесткой.
Описание девяти подстанций 500 кВ и двух под-
станций 330 кВ электрической компании Центра Южно-
го района США приведено в [Л. 2-2]. Для обеспечения
перетока мощности 1 500 МВт между электрической ком-
панией Центра Южного района и подстанциями управ-
ления долиной реки Теннесси запроектированы сети 500
и 345 кВ общей протяженностью 1 860 км. При проекти-
ровании девяти подстанций 500 кВ и двух подстанций
330 кВ для всех РУ 500 и 330 кВ упомянутых 11 под-
станций были приняты кольцевые схемы. Компоновка
РУ выполняется таким образом, чтобы можно было
впоследствии в случае необходимости перейти на схему
с полуторами выключателями на цепь. Конструкции
РУ выполняются типовыми, применяемыми на всех
подстанциях.
Для подстанпнй 500 кВ устанавливаются однофаз-
ные автотрансформаторы с мощностью групп от
400/320/240 МВ-А до 500/400/300 МВ-А. Резервные
фазы устанавливаются лишь на части подстанций — наи-
более удаленных и неудобных для транспортировки ре-
зервной фазы.
Для одной подстанции 345 кВ устанавливаются од-
нофазные автотрансформаторы (группы 320/240/180
МВ-А), на второй подстанции 345 кВ устанавливается
трехфазный трансформатор мощностью 320/240/180 МВ-А.
Третичная обмотка автотрансформатора выбрана напря-
жением 138 кВ для присоединения к ней мощных групп
отключаемых шунтовых реакторов. Последние выполня-
ются бетонными, с воздушной изоляцией и воздушным
охлаждением.
Основной импульсный уровень изоляции для транс-
форматоров и шунтовых реакторов 500 кВ принят
в 1 425 кВ. Исследованиями было установлено, что стои-
мость трансформатора с уровнем изоляции 1 550 кВ по-
ставляет 110%, а с уровнем изоляции 1 300 кВ около
95% стоимости оборудования с принятым уровнем изо-
ляции (1 425 кВ).
Выключатели устанавливаются двух типов: с воз-
душным дутьем и с гашением дуги в среде элегаза.
Время отключения — 2 и 3 периода. Выключатели снаб-
жаются активным сопротивлением. Необходимость по-
следнего на выключателях многих линий при включении
последних была выявлена исследованиями, проведенны-
ми на расчетной модели сети. Теми же исследованиями
выявлена необходимость установки шунтовых реакторов
на многих участках линий. Опорные изоляторы 500 кВ
выполняются ступенчатыми: два нижних элемента,
выдерживающие наибольшие изгибающие нагрузки, при-
няты диаметром 35,6 см, два следующих элемента при-
няты диаметром 30,5 см и один верхний элемент — диа-
метром 28 см. Общая высота изолятора с арматурой
386 см. Ошиновка ОРУ 500 кВ выполняется жесткой,
из алюминиевых труб с -внутренним диаметром 100 мм.
Все соединения токоведущих труб выполняются свар-
ными. Нижний ярус ошиновки располагается на высоте
около 9 м, а верхний — на высоте 16,8 м. Минимальное
расстояние между фазами 7,6 м, а минимальные разме-
ры между токоведущими частями и землей 4,55 м.
Проектными организациями было проведено сопо-
ставление стоимости и условий эксплуатации РУ при
выполнении поддерживающих конструкций из различ-
ных материалов: из бетона, алюминия (прессованного),
сварных конструкций из строительной стали, специаль-
ных сварных конструкций из оцинкованной стали, с кон-
струкциями из строительной стали на болтах и с труб-
чатыми колоннами. Для всех вариантов конструкций
предусматривалась возможность их установки на набив-
ных фундаментах. На основании произведенных сопо-
ставлений были выбраны конструкции из оцинкованной
стали.
В [Л. 1-12] приводится описание семи подстанций
345 кВ, сооружаемых в энергосистеме Нью-Йорка ком-
панией Кон Эдисон, на весьма стесненных площадках,
в том числе двух подстанций в черте города (подстан-
ции Фаррагуд и Рейни) и пяти подстанций пригород-
ных. Две городские подстанции питаются по кабельным
линиям 345 кВ; от подстанций отходят только кабель-
ные линии 345 кВ; РУ 345 кВ этих двух городских под-
станций выполняются с кольцевыми схемами соедине-
ния. Пригородные подстанции питаются по воздушным
линиям 345 кВ; РУ 345 кВ этих подстанций выпол-
няются по схеме с полутора выключателями, исходя из
следующих соображений. При грозе возможно одновре
менное повреждение более чем одной линии, заходящей
на подстанцию. В этих условиях при кольцевых схемах
в РУ возможно прекращение питания отдельных участ-
ков кольцевой системы шин, тогда как при схеме с по-
лутора выключателями отключение даже двух линий не
скажется на работе оставшихся линий. Кроме того,
можно избежать перекрещивания парных воздушных ли-
ний, подвешенных на двухцепных опорах и питаемых
от одного источника. При этом необходимо лишь при-
соединить эти линии к смежным спаренным цепям
с тем, чтобы между ними было не менее двух выклю-
чателей, и, таким образом, повреждение одного из этих
выключателей не приводило бы к отключению обеих
линий. При кольцевых схемах такие парные линии необ-
ходимо было бы присоединять не к соседним секциям
шин и тем самым неизбежно было бы перекрещивание
их с другими линиями на подходе к подстанции.
На подстанции Рейни РУ 345 кВ выполняется с дву-
мя кольцами (западным и восточным). К середине
1965 г. западное кольцо имело шесть присоединений,
а восточное восемь. В будущем к обоим кольцам будут
присоединены 17 цепей. Между кольцами предусматри-
вается перемычка с выключателем.
Каждая из линий 138 кВ подстанции питается от
автотрансформатора 335/136/13,8 кВ, мощностью
230/184/138 МВ • А. Третичная обмотка автотрансформа-
тора используется для присоединения к ней в период
небольших нагрузок отключаемых шунтовых реакторов
мощностью по 67,5 Мвар. Для пригородной подстанции
Спрайн Брук ОРУ 345 кВ выполняется схема с полутора
выключателями. На подстанции установлены два авто-
трансформатора по 292 МВ А, 335/136 кВ.
Для уменьшения капитальных затрат и эксплуата-
ционных расходов в ОРУ этой энергосистемы широко
применяется алюминий как для конструкций под обо-
рудование, так и для ошиновки, для открытых лотков
под кабели и других элементов подстанций. Основные
шины выполняются из алюминиевых труб с внутренним
диаметром 127 мм. Наибольшая длина свободного про-
лета трубчатых шин 15,2 м. Внутрь трубы пролетом
более 8,5 м устанавливается дополнительная алюминие-
вая труба, что позволяет избежать вибраций. Шины
соединяются сваркой, и лишь к трансформаторам напря-
жения, разрядникам и концевым кабельным муфтам
шины присоединяются с помощью болтов. Разъединители
выполняются с двумя разрывами в горизонтальной
плоскости, с поворотным ножом; они рассчитаны на
установку впоследствии дугогасящего активного сопро-
тивления. Разъединители выключателей снабжены элек-
троприводом с автоматическим отключением обоих разъ-
единителей выключателя после отключения последнего;
в случае, если выключателю предстоит включение, разъ-
единители снова включаются до включения выключате-
ля. С выводов выключателей, не находящихся в рабо-
те, снимается напряжение; предусматривается также
автоматическое отключение от шин выключателя, в кото-
142
ром снизилось давление воздуха или газа. Для выклю-
чателей, снабженных АПВ, предусматриваются АПВ
с выдержкой времени для предотвращения отключения
разъединителей во время АПВ. Разъединители с элек-
троприводом снабжены указателем срабатывания всех
его трех полюсов при гололеде. Линейные разъединители
(линий или трансформаторов) имеют ручной природ, но
в будущем предусматривается возможность установки
на них электроприводов для возможности управления
ими дистанционно (на подстанциях без обслуживающего
персонала).
Выключатели устанавливаются воздушные или с ше-
стифторлстой серой на следующие параметры: 345 кВ,
2 000 А, 25 000 МВ-А; время отключения — 2 периода.
Воздушные и газовые компрессоры монтируются непо-
средственно на раме выключателя. Все выключатели
снабжаются как минимум двумя трансформаторами тока
2000/5 А с каждой стороны каждого полюса выключате-
ля. Каждый выключатель снабжается двумя независимы-
ми отключающими катушками, одна из которых возбуж-
дается от реле основной защиты, а вторая — от реле ре-
зервной релейной защиты. Для осуществления принцип?
двух независимых систем защиты, кроме установки двух
комплектов трансформаторов тока и двух отключающих
катушек, у каждого выключателя на подстанции уста-
навливаются два независимых источника питания по-
стоянного тока 125 В.
В [Л. 1-12] приведено описание компоновок ОРУ
345 кВ подстанций Гудинг Гров, Ломбард и Юнипер.
Пересечение линиями секций шин осуществляется с по-
мощью жесткой ошиновки, располагаемой на 13 м ниже
подвешенной гибкой ошиновки, идущей от концевых ли*
нейных конструкций до главных шин. Такое решение по-
зволяет располагать парные линии одну возле другой,
с опорами одной высоты. Гибкая ошиновка располагает-
ся на высоте 19,6 м, а жесткая — на высоте 6,6 м.
Для четырех секций шин 345 кВ подстанции Лом-
бард, располагаемых прямолинейно, применяются жест-
кие трубчатые алюминиевые шины; А-образная рамка из
алюминиевых труб служит для поддержания жестких
ответвлений, идущих от сборных шин (рис. 2-58). Уста-
новка первой очереди подстанции состояла из одной
питающей линии, автотрансформатора 300 МВ-А и одно-
го участка одной из секций сборных шин; при этом вы-
ключатели 345 кВ на подстанции не устанавливаются.
Для отключения намагничивающих токов трансформа-
тора предусмотрены разъединители с электродвигатель-
ным приводом и воздушным дутьем. При расширении
подстанции предусматривается установка регулируемой
батареи конденсаторов мощностью 108 МВ-А и комму-
тируемых реакторов мощностью 54 МВ-А для каждого
трансформатора. Конденсаторная батарея и реакторы
присоединяются к третичной обмотке автотрансформато-
ра на напряжении 33 кВ.
Сети 345 кВ данного энергообъединения эксплуати-
руются как две раздельные системы с возможностью их
соединения в параллель с помощью нормально отключен-
ных секционных выключателей. Все парные линии 345 кВ
делятся между двумя указанным,, системами. Такое ре-
шение приводит к большему количеству пересечений ли-
ний, чем это имело бы место при работе одной, общей
системой. Следует обратить внимание на способ присо-
единения парных линий к секциям РУ 345 кВ; каждая
из таких линий присоединяется к секции, нормально не
соединенной с другой, причем таким образом, чтобы
между парными линиями было не менее двух последова-
тельно включенных выключателей; хотя такое присоеди-
нение увеличивает количество взаимных пересечений ли-
ний на подходах подстанций, но при этом обеспечивается
существенно большая надежность электроснабжения по-
требителей, так как исключается возможность потери
обоих парных линий в случае повреждения секционного
выключателя.
При проектировании подстанции 345 кВ Юнипер
большое внимание было уделено достижению низкого
уровня шума и радиопомех и приспособлению конструк-
Рис. 2-58. Трубчатая алюминиевая ошиновка Для сбор-
ных шин и ответвлений от них на подстанции 345 кВ
Ломбард.
ций подстанций к окружающему пейзажу. Для достиже-
ния указанного на подстанции применена жесткая оши-
новка, что значительно позволило снизить высоту кон-
струкции на подстанции. Ошиновка монтируется на опор-
ных изоляторах и низких стойках. Вся ошиновка распо-
лагается лишь на двух уровнях.
Два автотрансформатора по 200 МВ - А, работающие
при первой очереди подстанции раздельно, впоследствии,
при развитии подстанции, объединяются в одну группу
мощностью 400 МВ • А. Подстанция рассчитана на уста-
новку при полном развитии четырех автотрансформато-
ров по 400 МВ • А.
Для достижения наименьшей высоты конструкций
подстанций Юнипер и ее силуэта для ошиновки приняты
алюминиевые трубы диаметром 100, 125 и 150 мм, смон-
тированные на опорных изоляторах. Для предупрежде-
ния вибрации шин под действием ветра в трубы ошинов-
ки укладывается алюминиевый провод сечением 750 мм2,
который и служит демпфером. Опорные конструкции вы-
полнены из алюминия и, таким образом, оказываются
ненужными их периодическая покраска и отключение
частей установки для этой цели. Уменьшение затрат на
окраску конструкций привело к тому, что годовые затра-
ты на эти конструкции оказались такими же, как для
конструкций из оцинкованной стали. То обстоятельство,
что не потребуется отключать секции шин для покраски
конструкций, также способствовало принятию простейшей
схемы и для первой очереди подстанции. Соответствую-
щее изготовление оборудования позволило не делать гро-
моздких экранирующих колец на оборудовании 345 кВ.
В результате применения низких конструкций на под-
станции оказалось возможным хорошо приспособить
ограждение и профиль подстанции к местному пейзажу
с помощью кустарников и деревьев.
При первой очереди подстанции на ней устанавли-
ваются два автотрансформатора по 200 МВ • А.
345/138/13,8 кВ; номинальная мощность третичной обмот-
ки 13,8 кВ, соединенной в треугольник 48 МВ-А; пред-
полагается присоединение к ней в будущем реакторов
143
Рис. 2-59. Схематический план подстанции Форт Смит.
ОРУ 161 кВ; 2— ОРУ 500 кВ; 3 — ОРУ 345 кВ; 4—-помещение щита управления. Сплошными линиями показана первая оче-
редь каждого ОРУ, пунктиром — предусматриваемое расширение.
Рис. 2-60. Поперечный разрез по ОРУ 230 кВ, выполненному для полуторной схемы присоединения цепей.
или конденсаторной батареи. На обмотке 345 кВ не пре-
дусматривается никаких ответвлений.
При первой очереди подстанции не имеется выклю-
чателей, .'поэтому включение и отключение силовых транс-
форматоров осуществляются с помощью трехколонковых
разъединителей 345 кВ со средней вращающейся колон-
кой и ножом. Разъединители выполняются на номиналь-
ный ток 2 000 А. Проведенные многочисленные испыта-
ния показали, что эти разъединители удовлетворительно
отключают 6,7 А намагничивающего тока трансформато-
ра три напряжении 362 кВ. Указанные параметры при-
мерно соответствуют намагничивающему току трансфор-
матора в 500 МВ • А. Осциллографическими записями
было установлено, что дуга длится не более 0,5 с и га-
сится после поворота ножа разъединителя на небольшой
угол. Опытами установлено, что после 20 отключений
на разъединителе не было обнаружено никаких повреж-
дений и обгораний.
Подстанция 500/345/161 кВ Форт Смит Оклахомской
компании газа и электричества является одной из один-
надцати .подстанций на связи между южноцентральной
электрической компанией и сетью сверхвысокого напря-
жения [Л. 2-16]. Изучение на сетевой модели схемы сети
для всех этапов ее развития выявило необходимость
установки шунтируюших реакторов и применения вы-
ключателей 500 и 345 кВ с дополнительными сопротив-
144
лениями. По экономическим соображениям кратность
коммутационных перенапряжений была принята равной
2,3 наибольшего эксплуатационного напряжения между
фазой и землей. Для РУ 500, 345 и 161 кВ подстанций
были приняты кольцевые схемы соединений; однако ком-
поновка каждого из указанных РУ выполнялась с уче-
том возможности перехода впоследствив на схему с по-
лутора выключателями на цепь.
Для снижения стоимости подстанций были приняты
следующие меры: применение типовых элементов для
всех конструкций и выполнение всей ошиновки ОРУ
жесткими трубами из алюминия; отклонения (от верти-
кали) конструкций, поддерживающих ошиновку и обо-
рудование, должно быть не более чем иа 1/200 высоты
конструкции; прогиб и отклонение трубчатой ошиновки
должны быть не более чем на 0,5 диаметра трубы при
нормальных эксплуатационных условиях и не более чем
на. диаметр трубы при максимальных нагрузках; изоля-
торы выполняются с 50%-ным запасом по отношению
к допускаемым изгибающим нагрузкам; все соединения
ошиновки выполняются сваркой и проверяются на отсут-
ствие короны.
Подстанция Форт Смит (рис. 2-59) занимает пло-
щадку с длиной около 0,8 и шириной около 0,4 км; раз-
ность отметок по длине площадки составляет около
15,0 м. В связи с тем, что грунт на площадке камени-
стый, ОРУ располагается на девяти уровнях, различие
между соседними уровнями 0,6—0,9 м. Площадки соеди-
нены одна с другой с помощью скосов с 10%-ным укло-
ном. Все грузы, в том числе и силовые трансформаторы,
доставляются от ближайшей железнодорожной станции
с помощью автотранспорта.
После рассмотрения предложений 20 фирм, которые
изготовляют опорные конструкции для оборудования и
ошиновки ОРУ, были выбраны с учетом экономических
соображений, надежности и гибкости расширения сталь-
ные оцинкованные конструкции, которые собираются на
болтах. Предъявленные требования о необходимой жест-
кости конструкции (отклонение не более 1/200 высоты
конструкции) исключили применение конструкций из
алюминия. Учитывая наличие сильных электромагнитных
полей вокруг шунтовых реакторов, фундаменты для них
выполняют без железобетонных элементов; для этих
аппаратов был разработан специальный кирпично-бетон-
ный фундамент. Под все трансформаторы и шунтовые
реакторы были установлены специальные прокладки для
снижения шума.
Ошиновка выполняется прессованными бесшовными
трубами из алюминиевого сплава с диаметром труб
100 мм для ошиновки треугольника третичной обмотки
автотрансформаторной группы: для шунтирующих реакто-
ров применялись трубы диаметром 75 и 125 мм. Средняя
длина пролета трубчатой ошиновки РУ 500 кВ состав-
ляет 10,5, наибольшая 42 м. Средняя длина пролета
трубчатой ошиновки ® ОРУ 345 кВ была немного мень-
ше, но наибольший пролет между двумя опорами был
принят '14,8 м.
Сварные стыки трубчатой ошиновки располагаются
вблизи мест крепления ее на опорных изоляторах. Вся
арматура на ошиновке была проверена изготовителем
на отсутствие короны и на уровень радиопомех.
Болтовые соединения выполняются лишь для при-
соединения ошиновки к оборудованию. Болты соединений
выполняются из нержавеющей стали. Для устранения
вибрации в трубчатую ошиновку укладываются алюми-
ниевые провода сечением около 170 мм2. Ответвление
от трубчатых шин к оборудованию (разрядникам, тран-
сформаторам напряжения, конденсаторам связи) выпол-
няются неизолированными проводами — три ответвления
для 500 кВ и два для 345 кВ; сечение сплошных алю-
миниевых проводов около 500 мм2; на концах проводов
устанавливаются прессуемые зажимы.
Для производства сварных работ на* трубчатой
ошиновке на значительной высоте были разработаны
специальные кабины размером 1,8X1,8X2,1 м со стен-
ками из алюминиевых листов и с брезентовым верхом;
кабина вместе с двумя сварщиками поднимается краном
на высоту до 24 м к месту производства сварных ра-
бот. Подземныз кабельные каналы выполняются со
стенами из кирпича, которые укладываются на железо-
бетонную плиту; ширина канала 0,85 м. Канал перекры-
вается съемными железобетонными плитами, он высту-
пает на 100 мм вад поверхностью земли и используется
как пешеходная дорожка. В канале предусмотрены дре-
нажные отверстия.
Автотрансформаторы 500/345/13,8 и 500/161/13,8 кВ
приняты однофазными. Первая очередь состоит из од-
ной группы автотрансформаторов с резервной фазой для
каждой из «их. Между фазами автотрасформаторов
установлены противопожарные стены, которые выполня-
ются каменными для группы 500/161/13,8 кВ и стальны-
ми (многослойными) для группы 500/345/13,8 кВ, так
как автотрансформаторы 500/345 кВ снабжены спринк-
лерной установкой для пожаротушения. Стальные стены
(типа гармошки) являются более экономичным решени-
ем по сравнению с каменными. Шунтирующие реакторы
500 кВ, мощностью 70 Мвар трехфазные. Шунтируюшие
реакторы 13,8 кВ по 30 Мвар комплектуются из трех
однофазных единиц по 10 Мвар. Шунтирующие реак-
торы 500 кВ присоединяются непосредственно к линиям
500 кВ съемными перемычками. Два шунтирующих ре-
актора по 30 Мвар присоединяются к третичной обмот-
ке группы 600/345/13,8 с помощью воздушных выключа-
телей, размещенных со стороны их нейтрали. Таким же
образом присоединяются шунтовые реакторы 30 Мвар
к третичной обмотке группы 500/161/13,8 кВ. Шунтовой
реактор 500 кВ имеет стальной сердечник и масляное
охлаждение; шунтовой реактор 43,8 кВ выполнен с бе-
тонным каркасом и воздушным охлаждением. Реакторы
установлены на бетонном основании, с упругими про-
кладками под 12 опорными изоляторами каждой фазы.
Учитывая наличие сильных электромагнитных полей, все
конструкции, располагаемые вблизи реакторов, выпол-
нены из алюминия. Выключатели 500 и 345 кВ приняты
элегазовые; выключатели 161 кВ масляные. В цепях
шунтовых реакторов 13,8 кВ установлены КРУ с воз-
душными выключателями.
На электростанции Хорстошу Лейк (Оклахомская
компания газа и электричества) в связл с увеличением
мощности присоединений до 1 500 МВт было решено
провести реконструкцию ОРУ 138 кВ {Л. 2-16], выпол-
ненное по схеме с двумя системами шин, из которых
одна используется также в качестве обходной; ОРУ
переводится на схему с полутора выключателями. Ре-
конструкция ОРУ проводилась с максимальным исполь-
зованием существующих конструкций РУ.
В связи с ростом мощности ТЭС до 1 500 МВт при-
нято решение выполнить сборные шины жесткими на
номинальный ток 4 400 А. Два мощных генератора
будут присоединены по концам сборных шин. Экономи-
ческое сопоставление выявило, что жесткие шины из
алюминия выгоднее медных. Шины приняты из алюми-
ниевого сплава трубами диаметром 150 мм, с толщиной
стенки 1Е,7 мм, рассчитаны на ток 4400 А (с превыше-
нием 30°C над температурой окружающего воздуха
40 °C).
В (Л. 2-17] приводится описание ОРУ 230 кВ ТЭС
Маршалл с конечной мощностью 2 млн. кВт. На ТЭС
установлены два блока по '374 МВт и два блока по
650 МВт. Блоки и пять двухцепных линий присоединя-
ются к РУ 230 кВ (схема с полутора выключателями
на цепь) (рис. 2-60). Предусматривается возможность
сооружения в будущем РУ 500 кВ. Открытое РУ 230 кВ
располагается в 120 м от главного корпуса, параллель-
но последнему, со стороны машинного отделения; оно
размещено таким образом, что середина ОРУ находится
против середины главного корпуса (по длине) при пол-
ном развитии последнего (на четыре блока)., Выходные
разъединители линий и трансформаторов размещены на
на порталах на высоте 18 м.
10—319
145
Габариты для провоза выключателей приняты с уче-
том того, что последние вывозятся (или доставляются)
на специальных низких трейлерах, причем элегазовые
выключатели могут провозиться полностью собранными
(вместе с высоковольтными вводами в них). Трубчатая
ошиновка сборных шин поддерживается спорными изо-
ляторами, установленными на стальных трубчатых стой-
ках-стульях; стоимость таких стульев примерно одина-
кова со стоимостью стульев решетчатой конструкции,
но стоимость их монтажа на 65% меньше и поэтому
полная стоимость трубчатых стульев на 6% меньше
стоимости решетчатых.
Предельно отключаемая мощность к. з. в ОРУ
230 кВ составляет 15 000 МВ-А. Изучение режимов ОРУ
выявило, что по сборным шинам могут длительно про-
ходить токи 3 500 А, а по отдельным цепям 2 000 А.
Испытания выявили, что выключатели и разъеди-
нители, имеющие номинальный ток 1 600 А, в большин-
стве случаев могут нести длительную нагрузку 2000 А
без превышения допустимых температур. Были приня-
ты к установке воздушные и элегазовые выключатели
1600 А, 230 кВ, 15 000 МВ-А. От установки масляных
выключателей отказались, так как при применении воз-
душных и элегазовых выключателей снижаются затра-
ты на фундаменты и монтажные работы, а также на
ремонтные работы в эксплуатации (стоимость фунда-
ментов под воздушные выключатели снижается более
чем на 73% по сравнению со стоимостью фундаментов
для масляных выключателей). Кроме того, устраняется
необходимость работ с изоляционными маслами и от-
падает установка противопожарного оборудования.
Электрические нагрузки на с. н. при установке воз-
душных и элегазовых выключателей оказались довольно
значительными (8—15 кВ-А на каждый выключатель);
для их питания потребовалось установить в ОРУ
230 кВ две комплектные трансформаторные подстанции
с трансформаторами по 225 кВ-А, 4 160/480 В.
Разъединители приняты также на номинальный ток
1 600 А с рубящими ножами в вертикальной плоскости
(рис. 2-60).
Такой тип разъединителя хорошо компонуется
в ОРУ со схемой с полутора выключателями, поскольку
оба его конца используются для поддержания жесткой
трубчатой ошиновки. По указанным требованиям при-
нят именно такой тип разъединителя, несмотря на то,
что разъединитель с двумя поворотными колоннами,
изоляторов стоит дешевле. Опорные изоляторы для
разъединителей и для поддержания жесткой ошиновки:
приняты составными из элементов штыревого типа и
рассчитаны на изгибающее усилие в 725 кгс; такая ко-
лонна изоляторов составляется из пяти элементов, в том
числе два нижних — усиленного типа. В связи с тем,
что была поставлена задача создания ОРУ «низкого
профиля», в ОРУ принята жесткая трубчатая ошиновка
сборных шин и для ответвлений от них; применение для
этих элементов гибкой ошиновки, натянутой на соответ-
ствующих конструкциях, при заданной схеме соединений-
привело бы к «высокому профилю» ОРУ.
Как указывалось, номинальный ток сборных шин
3 500 А; был рассмотрен вариант выполнения их гибки-
ми алюминиевыми проводами сечением 1 500 мм2, по
два провода на фазу; допустимая токовая нагрузка
проводов определялась исходя из скорости ветра (попе-
рек проводов) 0,6 м/с и -величины перегрева 50 °C при.
температуре окружающей среды 25 °C.
В результате выполненных расчетов выяснилось,
что стоимость варианта с гибкими проводами на 60%
дороже варианта с жесткими трубчатыми шинами, при
этом стоимость по элементам затрат при гибкой оши-
новке по сравнению с жесткой ошиновкой составляет:
стальные конструкции для гибкой ошиновки — 500%;
фундаменты — 600%; изоляторы — 15%; монтажные ра-
боты—-250%; инженерный контроль—170%.
Ошиновка сборных шин РУ 230 кВ выполняется из
алюминиевых труб диаметром 152 мм; ответвления от
шин выполняются также алюминиевыми трубами диа-
метром 75 мм.
Алюминиевая трубчатая ошиновка выполняется пол-
ностью на сварке с поставкой всех элементов и выпол-
нением сварных работ поставщиком. Была исследована
целесообразность применения специальных зажимов для
соединения отрезков труб и присоединения к аппа-
ратам. Если принять за 100% стоимость ошиновки,
выполненной из алюминиевых труб, все элементы
которой заготовляются и свариваются поставщиком, то-
при применении таких же труб, но с подготовкой мест
для сварки на месте монтажа стоимость ошиновки со-
ставила бы 107%. При медных трубах и болтовых со-
Рис. 2-61. Компоновка ОРУ 500 кВ по схеме с одной основной и одной обходной системами шин.
146
12В000
Рис. 2-62. Компоновка
ОРУ 500 кВ по схеме
с одной основной и од-
ной обходной системами
шин, принятая в системе
TV А.
единительных зажимах стоимость ошиновки возросла
бы до 225%. Чтобы избежать вибрации жесткой оши-
новки, в трубчатую ошиновку закладываются отрезки
гибкого алюминиевого кабеля.
Был также всесторонне рассмотрен вопрос о спосо-
бе прокладки контрольных кабелей по ОРУ, а также
от ОРУ до главного корпуса электростанции — в трубах
или кабельных каналах. В результате сопоставления
стоимости этих способов прокладок принята прЬкладка
контрольных кабелей в каналах.
Были также рассмотрены различные варианты вы-
полнения конструкций, несущих гибкую ошиновку; бы-
ло установлено, что в случае выполнения этих конст-
рукций алюминиевыми стоимость материала и трудоза-
трат увеличится на 73%, а для опор под аппаратуру
и изоляторы сборных шин на 86% по сравнению с при-
нятыми стальными оцинкованными конструкциями.
Первоначально намечалось выполнить конструкции
для подвески гибкой ошиновки для отходящих линий и
для ошиновки перемычек над ОРУ на различные тяже-
ния, однако выяснилось, что за счет выполнения этих
конструкций одинаковыми общая их стоимость может
быть уменьшена, на основании чего они и приняты
одинаковыми. Фундаменты под конструкции приняты
железобетонными.
Следует отметить своеобразные решения, принятые
в компоновке ОРУ 230 кВ по рис. 2-60: размещение ли-
нейных разъединителей на траверсах линейных порта-
лов на высоте 18,3 м хотя и дает компактное решение,
по несомненно затрудняет их осмотры и ремонты; вы-
полнены вертикальные спуски от линейного разъедини-
теля к развилке из двух разъединителей, причем для
подвески этого спуска используется та же траверса ли-
нейного портала, а для поддержания соединительной
ошиновки от разъединителя к вертикальному спуску
установлен наклонно дополнительный опорный изоля-
тор; высокочастотный заградитель врезан в упомянутый
вертикальный спуск, что позволило обойтись без от-
дельных гирлянд и конструкции для их подвески; отсут-
ствие отдельных трансформаторов тока за счет исполь-
зования встроенных в воздушные выключатели (пока-
занные в левом ряду на разрезе по ОРУ) втулочных
трансформаторов тока, установленных на вводах в эле-
газовые выключатели с горизонтальными баками (пока-
занные в среднем и правом рядах на разрезе по ОРУ).
Благодаря указанным решениям ОРУ получилось весьма
компактным, но с некоторым усложнением в части экс-
плуатации линейных разъединителей.
В системе TVA признано наиболее целесообразным
выполнять РУ 500 кВ с одной рабочей и одной обход-
ной системами шин, с установкой одного выключателя
в цепи линии и двух выключателей в цепи трансфор-
матора, причем секции рабочей системы шин распола-
гаются зигзагообразно; питание секций обходной систе-
мы шин осуществляется одним из двух выключателей
трансформатора. Секции обходной системы шин могут
быть присоединены через разъединитель к рабочей си-
стеме шин соседней секции [Л. 2-17]. При числе цепей
в ОРУ 500 кВ до трех включительно в системе TVA
применяют также более экономичную схему соедине-
ний — по треугольнику. В качестве обоснования целесо-
образности применения схемы с одной рабочей и об-
ходной системами шин приводятся следующие сообра-
жения: отключение или включение линии или трансфор-
матора прозводится одним выключателем, благодаря че-
му уменьшается возможность ошибочной операции; для
дистанционной защиты и АПВ линий могут быть ис-
10*
147
пользованы шинные трансформаторы напряжения; после
отключений линии или трансформатора для восстанов-
ления схемы не требуется операция выходным разъеди-
нителем, как это необходимо в схеме многоугольника.
При выборе компоновки для ОРУ 500 кВ объектов
системы TVA подчеркивается необходимость всемерного
сокращения размеров ОРУ для того, чтобы уменьшить
затраты времени эксплуатационного персонала на
осмотр оборудования, установленного в ОРУ. По этой
причине отказались от применения компоновки ОРУ
500 кВ со смешанным чередованием и с разнесенным
оборудованием фаз, которая Обычно используется для
такой схемы соединений в Европе.
От компоновки по рис. 2-61, широко применяемой
в США для ОРУ 500 кВ, в системе TVA также отка-
зались нз-за ее большой ширины; вместо нее была при-
нята компоновка, показанная на рис. 2-62, с шириной
ОРУ почти на 30 м меньшей. Сборные шины выполня-
ются гибкими проводами; все разъединители, кроме
разъединителей обходной системы шин, приняты пан-
тографического типа, что и позволило уменьшить шири-
ну ОРУ. Стулья под разъединители приняты высотой
около 5,5 м, что должно обеспечить возможность подъез-
да к любому из аппаратов монтажно-ремонтных меха-
низмов (кранов и телескопических подъемников с люль-
ками для персонала) без снятия наприжения с соседних
ячеек. Ширина ОРУ и расстановка в нем оборудования
приняты такими, чтобы при необходимости можно было
установить на любом присоединении два выключателя
иа цепь; второй выключатель с пантографическими
разъединителями по обе его стороны устанавливается на
месте обходного трехколонкового разъединителя
(рис. 2-62). Выключатели 500 кВ устанавливаются
2000 А, 35 000 МВ-А.
Особенностями компоновки ОРУ 500 кВ по
рис. 2-62 являются: применение разъединителей двух
типов: пантографических — для рабочей системы шин
я у выключателя и рубящего типа — для шинных разъ-
единителей обходной системы шии; подвеска противо-
коитакта для пантографических разъединителей у вы-
ключателя иа изоляторах, подвешенных К траверсе
иа коисоли линейного портала; применение трубчатой
жесткой ошиновки для связи между шинными панто-
графическими разъединителями и выключателем и гиб-
ких проводов — для сборных шин и спусков от обход-
ной системы шин к шинным разъединителям рубящего
типа; применение жесткой ошиновки для соединения
ввода 500 кВ шунтового реактора с его пантографиче-
ским разъединителем и для переключающей шины от
резервной фазы шунтового реактора (показанного
пунктиром в правой части разреза на рис. 2-62 и иа
плане).
На ТЭС Дэвис устанавливаются два паровых тур-
боблока по 432 МВт и два блока по 760 МВт (Л. 2-18].
На объекте сооружаются РУ 240 кВ, рассчитанное на
пять линий и три автотрансформатора 240/138 кВ по
500 МВ-А, и РУ 138 кВ, рассчитанное на восемь линий
Рис. 2-63. Шины профиля АКВП.
я —102X102 мм; 6—102X152 мм.
и три автотрансформатора; РУ обоих напряжений вы-
полняются по схеме с полутора выключателями на цепь.
Конструкции ОРУ должны быть рассчитаны на одно-
временное действие ураганного ветра и усилий от т. к. з.;
номинальный ток цепи в ОРУ 230 кВ 4 000 А.
Первоначально намечалось выполнить ошиновку
ОРУ медными трубами с бронзовой соединительной ар-
матурой: однако подсчеты показали, что стоимость та-
кого варианта будет весьма высокой. В связи с тем,
что в этой системе ранее выполнялось несколько мощ-
ных ОРУ со сварными трубчатыми шинами из алюми-
ния, был рассмотрен также и такой вариант. При при-
менении трубчатой ошиновки в нее необходимо закла-
дывать неизолированные провода, помещенные в длин-
ные отрезки труб, чтобы погасить вибрации последних
при ветре. Некоторые затруднения возникают также
с литой соединительной арматурой для трубчатой оши-
новки. Сильные ветры, которые бывают во Флориде,
также затрудняют производство работ по сварке труб
на месте монтажа.
Поставщики сообщили, что для указанных местных
условий считают наиболее целесообразным выполнить
ошиновку с помощью алюминиевых двойных корытных
профильных шин с внутренней перегородкой (АКВП),
которые обладают высокой прочностью при относитель-
но малых массе и поперечном сечении (рис. 2-63).
Шины из АКВП имеют удобные для выполнения
контактов плоские поверхности Указанные шины были
ранее применены для генераторов по 160 МВт 20 кВ;
они широко применялись также в многоамперных уста-
новках энергокомпании штата Георгия. На объектах
TVA такие шины применялись для установок на боль-
шие токи с напряжением до 161 кВ. Испытания показа-
ли, что профильные шины АКВП обладают также хо-
рошими характеристиками в отношении напряжений для
радиопомех и короны и могут применяться при напря-
жениях до 240 кВ. Шины АКВП обладают высокой
прочностью относительно горизонтальной и вертикальной
осей симметрии. Шины этого профиля идеально подхо-
дят для простых болтовых соединений. Все соедини-
тельные элементы для АКВП' прошли механические и
электрические испытания на одной из подстанций
240/138 кВ системы. Экранирующие кольца для АКВП
потребовались только на концах шин 240 кВ. Испыта-
ния показали также, что с точки зрения короны оши-
новка из АКВП ведет себя лучше, чем ранее приме-
нявшаяся ошиновка из медных труб.
В комплексе ошиновки ОРУ опорные изоляторы
оказались наименее прочным элементом и в качестве
испытательной нагрузки для шин принималась наиболь-
шая допустимая для изоляторов, а именно 600 кгс.
Образцы шин и ответвительного зажима испытывались
на 1 040 кгс. Наибольшее замеренное изменение формы
профиля АКВП при указанной нагрузке составило
0,64 мм, а зажима 0,5 мм. После снятия испытательной
нагрузки формы профиля АКВП и ее зажимы полностью
восстановились.
В связи с тем, что в будущем возможна парал-
лельная работа двух автотрансформаторов по 500 МВ-А
на каждую систему шин 138 кВ, было решено выпол-
нить последние из АКВП сечением 152X102 мм. При-
менение таких шин и более прочных изоляторов позво-
лило увеличить пролет между изоляторами на шинах
240 кВ до 9,15 м и сократить на 1/3 число опорных
изоляторов этого напряжения (стоимостью каждого
около 1 000 долларов).
Ответвления от сборных шин выполнены в виде
А-образных подкосов из двух алюминиевых труб диа-
метром 50 мм, заранее изготовленных и лишь устанав-
ливаемых иа месте; ошиновка, идущая от сборных шин
к разъединителям и выключателям, выполнена профилем
АКВП 102X102 мм. Все вертикальные спуски от прово-
дов снабжены зажимами с приваренными контактными
пластинами для болтового присоединения к профильным
шинам. Экранирующие кольца на концах профильных
148
Рис. 2-64. Схема полного развития ОРУ типовой подстанции 765/345 кВ в США.
/ — первая система шин 765 кВ; 2—вторая система шин 765 кВ; 3 — выключатель; •/ — разъединитель; 5 —разрядник; 6 —Шуи-
тирующий реактор; 7 — заградитель; 8 — разъединитель с электродвигательным приводом; 9 — группа автотрансформаторов
1 500 МВ • А; /0 —первая система шин 345 кВ; // — вторая система шин 345 кВ; 12 — конденсатор связи.
шин 240 кВ (на 138 кВ они не нужны) выполнены из
труб диаметром 25 мм, изогнутых по окружности с ра-
диусом в 152 мм. Все болты и гайки выполнены из
нержавеющей стали и снабжены шайбами Бельвиля.
Сварка на месте не применялась. Присоединения к обо-
рудованию, имеющему бронзовые выводные стержни,
выполнялись медными трубами сечением 455 мм2,
с внутренним диаметром 50 мм. Все профильные шины
были изготовлены по заранее заданной точной длине;
в результате при полном расходе шин в 2 750 м совер-
шенно не было отходов. Сверление шин производилось
иа месте монтажа. Компенсаторы изготовлялись из ви-
того неизолированного алюминиевого кабеля сечением
645 мм2.
Для сооружаемых одиннадцати ОРУ 765 кВ для
ТЭС и понижающих подстанций системы АЕР были
разработаны типовые решения отдельных узлов этих
ОРУ (Л. 2-19]. При строительстве первых очередей этих
ОРУ в них выполняется кольцевая схема с возмож-
ностью перехода в будущем на полуторную схему. При
полуторной схеме повышающие трансформаторы присо-
единяются между выключателями, а понижающие авто-
трансформаторы — непосредственно к сборным шинам
(при помощи разъединителей). Переход от кольцевой
схемы к полуторной осуществляется при числе присое-
динений (линий и трансформаторов) больше шести; на
рис,-2-64 приведена схема полного развития одной из
подстанций 765/345 кВ. Номинальное междуфазное ра-
бочее напряжение всего оборудования 765 кВ, макси-
мальное 800 кВ. Минимальное изоляционное расстояние
между фазами принято равным 10,67 м, между фазой
и землей 6,1 м. Минимальное расстояние от частей,
находящихся под напряжением, до уровня земли (где
может находиться персонал) 12 м (как исключение
в отдельных местах 11 м). Понижающие трансформато-
ры размещаются в торце ОРУ; на большинстве под-
станций предусмотрена возможность установки четырех
групп однофазных трансформаторов. Проектные работы
показали, что на подходах многих линий концевые опо-
ры могут отсутствовать. В связи с этим при проектиро-
вании строительных конструкций ОРУ учитывалось пол-
ное тяжение проводов линий при пролетах до 550 м.
После сравнения многопролетной и одиночной кон-
струкций линейных порталов ОРУ были приняты по-
следние. Линейные порталы выполняются двух типов —
свободностоящие, рассчитанные на максимальное тяже-
ние одной фазы 20 тс прн угле подхода до 20°, и с тро-
совыми оттяжками, рассчитанные на то же тяжение,
но при угле подхода до 5° (рис. 2-65 и 2-66). Стоимость
портала с оттяжками иа 20 тыс. долларов меньше, по-,
чему они применяются везде, где это возможно. При
выборе типа порталов следует учитывать возможность
перезавода линий в другие ячейки в будущем, из-за
чего нужно будет применять свободностоящие порталы
также и для некоторых линий с углом подхода не боль-
ше 5°. Поскольку угол подхода провода, к центральным
порталам ОРУ всегда равен 0°, они выполняются толь-
ко с оттяжками. При применении оттяжек стойки ли-
нейных порталов связываются стальным тросом со стой-
ками центральных порталов. Оттяжки выполнены с по-
мощью троса диаметром 47,6 мм с предельной проч-
ностью 200 тс. Верхние траверсы порталов рассчитаны
на полное тяжение линейных проводов 20 тс на фазу.
Две тросостойки каждого портала рассчитаны иа тяже-
ние от грозозащитных тросов 2,9 тс (каждый).
На вторых нижних траверсах порталов крепятся
неподвижные контакты разъединителей (одноколонко-
вых или пантографических). На линии подвешиваются
четыре сталеалюминиевых провода сечением 485 мм*
на фазу. Ошиновка ячеек ОРУ 765 кВ выполнена дву-
мя алюминиевыми проводами сечением 2 195 мм2 с на-
ружным диаметром 61 мм на фазу с максимальным
суммарным тяжением 10,9 тс на фазу. Переход с че-
тырех проводов на два осуществляется на высокоча-
149
237
□□□□□□□ □ □ □ 4
JL
EJ-П
45,7
45,7
31,5
30,5
6-5,7
« * J.

Рис. 2-65. План ОРУ 765 и 345 кВ типовой подстанции.
I — первая система шии 765 кВ; 2 — вторая система шин 765 кВ; 3 — выключатели; 4 — шун-
тирующие реакторы; 5 — автотрансформаторы; 6 — здание управления; 7 - первая система
шин 345 кВ; 8 — вторая система шин 345 кВ.
статных заградителях подвесного типа, а при их отсут-
ствии с помощью специальных зажимов. Такие же два
провода используются для соединений между аппарата-
ми ОРУ и для вертикальных спусков от проводов линий
Стрела провеса проводов ошиновки ОРУ с пролетом
79,3 м изменяется от 2,52 до 1,68 м при колебаниях тем-
пературы провода от +82 до —29 °C.
Конструкции подстанции рассчитаны на скорость
ветра 44,5 м/с. Для ограничения тяжения от вертикаль-
ных спусков в их нижней части установлены пружины.
Для существенного сокращения размеров ОРУ 765 кВ
применены одноколонковые разъединители и жесткая
«ошиновка для сборных шин. Расчеты показали, что при
шинных разъединителях с вертикальным положением
«ножей во включенном состоянии сборные шины из алю-
миниевых труб диаметром 152,4 мм оказываются на 20%
дешевле, чем при гибкой ошиновке. Для присоединения
шунтовых реакторов к линии приняты рубящие разъ-
единители с горизонтальным положением ножа во вклю-
ченном состоянии. Стулья под линейные разъединители
и выключатели приняты высотой около 6 м, а под шин-
ные разъединители около 10 м.
При шаге ячейки 45,75 м. и пролете между опора-
ми трубчатой ошиновки в 15,25 м в каждой ячейке
устанавливаются три шинных опоры (изолятора) на
фазу. В пределах ячейки токоведущая шина жестко
крепится на изоляторе только вблизи неподвижного
контакта разъединителя; на остальных изоляторах она
имеет скользящее крепление. В пределах ячейки трубы
сборных шин жестко сварены: предусмотрен только один
компенсатор на ячейку. Максимальный прогиб трубы
с пролетом 15,25 м под влиянием собственной массы,
гололеда и усилий от ветра равен примерно 152,4 мм.
Трубы смонтированы на опорных изоляторах высо-
той 4,57 м, установленных на стальных решетчатых опо-
рах высотой 18,85 м. Механическая прочность шинных
изоляторов 907 кгс определилась ветровой нагрузкой на
ма пролет 15,25 м. Усилия при к. з. при междуфазовом
расстоянии 13,7 м оказываются незначительными. Концы
проводов линий и гибкие
провода ОРУ снабжены
прессуемыми зажимами. Ис-
следованиями было установ-
лено, что для исключения
видимой н слышимой коро-
ны минимальный радиус
кривизны соединительных
зажимов должен быть равен
44,5 мм. Выключатели 765 кВ
воздушные, номинальный
ток 3 000 А, ток отключения
41 кА.
Повышающие однофаз-
ные трансформаторы приня;
ты мощностью 433 или
317 МВ-А на фазу, напря-
жением 765/23 кВ, понижаю-
щие однофазные автотранс-
форматора — мощностью
500/500/107, 500/500/67 или
200/200/60 МВ • А на фазу,
напряжением 765/345/34,5,
765/500/13,8 или 765/138/13,8
кВ соответственно.
Франция. В ОРУ 380 кВ
подстанций передачи Жеиис-
сиа — Париж предусматри-
вается выполнение двух си-
стем шин с одним выключа-
телем на цепь. Ни на одной
из подстанций не предусмат-
ривается устройство обход-
ной системы шин. Очевид-
но, что такие схемы ока-
зались возможными благодаря тому, что линия 380 кВ
Жениссиа—Париж зарезервирована при первой очере-
ди идущими параллельно линиями 220 кВ, а впослед-
ствии также и вторыми линиями 380 кВ. Выключатели
на четырех подстанциях установлены малообъемные
масляные, причем на трех подстанциях подвесного ти-
па, а на четвертой — опорного. Все выключатели вы-
полняются на номинальный ток 1 250 А, наибольшее
рабочее напряжение 420 кВ и предельно отключаемую
мощность 12 МВ-А. Приводы выключателей отдельные
на каждую фазу, электрогидравлические.
Разъединители применены различных типов: на под-
станциях Плесси-Гассо и Вьельмулен — двухколонковые
поворотного типа, а на подстанции Крене — полупанто-
графические и на подстанции Жениссиа — рубящие
трехколонковые. Все разъединители выполняются на но-
минальный ток 1 250 А. Приводы разъединителей 'всех
типов пофазные — электрогидравлические или ручные.
Вилитовые разрядники — подвесного типа с растяжкой
их с помощью гирлянд, закрепляемых якорями. Высоко-
частотные заградители установлены непосредственно на
конденсаторах связи. Конденсаторы связи используются
также в качестве делителей напряжения и обеспечивают
возможность присоединения к ним вторичной нагрузки
от измерительных приборов и защиты (величиной
в 200 В-А при точности класса 0,5). Трансформаторы
тока применены опорного типа.
Установка на четырех подстанциях 380 кВ передачи
Жениссиа—Париж разнотипной коммутационной аппа-
ратуры и различных компоновок с этим оборудованием
предпринята Министерством энергетики Франции для
накопления опыта эксплуатации различных исполнений
оборудования и компоновок. Компоновки всех четырех
ОРУ 380 кВ выполнены со смешанным чередованием
фаз сборных шин; вместе с тем размещение шинных
разъединителей и выключателей выполняется у различ-
ных ОРУ по-разному.
На рис. 2-67 приведены принципиальные схемы трех
компоновок ОРУ со смешанным чередованием фаз сбор-
450
ных шин, примененных на указанных подстанциях.
Б компоновке по схеме на рис. 2-67,а линейные порталы
линий, отходящих в противоположные стороны с уста-
новленными возле них выключателями, размещаются
точно один против другого; перемычки от шинных
разъединителей двух систем шин располагаются над
сборными шинами, в связи с чем опоры для подвески
двух перемычек цепей, идущих в противоположные сто-
роны (для каждой из фаз), устанавливаются между
проводами двух систем шин; по обеим сторонам этих
опор устанавливаются по два полюса шинных разъеди-
нителей цепей, идущих в разные стороны. Такая ком-
поновка называется компоновкой «со смешанным чере-
дованием фаз сборных шин, без смещения перемычек»,
она применена на подстанциях Жениссиа и Крене,
причем на подстанции Жениссиа перемычки от шинных
.разъединителей к выключателям проходят над сборны-
ми шинами, а на подстанции Крене — под ними.
В компоновке по схеме на рис. 2-67,6 линейные пор-
талы двух цепей, отходящих в противоположные сторо-
ны вместе с выключателями, устанавливаются не точно
•один против другого, а со смещением на одно межфа-
зовое расстояние; при таком расположении несколько
уменьшается ширина ОРУ при одновременном увеличе-
нии шага ячейки. Такая компоновка называется «со
смешанным чередованием фаз сборных шин, со смеще-
нием перемычек». Перемычки от шинных разъедините-
лей располагаются над сборными шинами. Такая ком-
поновка применена на подстанции Плесси-Гассо. В ком-
поновке данного типа возможно также расположение
перемычек под сборными шипами в том случае, если
эти перемычки выполняются трубчатыми, на опорных
изоляторах.
В компоновке по схеме на рис. 2-67,в три фазы вы-
ключателя и их линейные разъединители устанавлива-
ются не возле выходного линейного портала, а каждая
из фаз выключателя устанавливается непосредственно
возле опоры, на которой подвешены провода одноимен-
ных фаз двух систем шин. Эти опоры используются так-
же и для подвески к ним проводов отходящих линий;
такая компоновка называется «со смешанным чередова-
нием фаз сборных шин, с разнесенным оборудованием
•фаз». Подвесные выключатели подвешиваются к консо-
лям той же опоры, на которой подвешены провода
сборных шин и перемычек. Здесь отпадает необходи-
мость в прокладке перемычек от двух шинных разъеди-
нителей данной фазы к выключателю. Вместе с тем вы-
ключатель оказывается удаленным от концевой линей-
ной (трансформаторной) опоры и для соединения его
с проводами, подходящими к концевой опоре, необходи-
мо подвесить протяженные перемычки. Описанная ком-
поновка применена на подстанции Вьельмулен. Из рас-
смотрения компоновки по схеме на рис. 2-67,в следует,
•что она была бы особенно целесообразна в случае
применения кабельных линий, когда пофазные концевые
кабельные муфты устанавливались бы непосредственно
возле выключателя и подвеска протяженных перемы-
чек от выключателя к концевой опоре была бы ненуж-
ной.
На подстанции Плесси-Гассо сборные шины выпол-
няются трубами диаметром 120 мм из алюминиевого
•сплава; они проложены непосредственно на колоннах
изоляторов разъединителей поворотного типа (рис. 2-68).
Кроме того, через 12,5 м установлены дополнитель-
ные опорные изоляторы. Перемычки между шинными
разъединителями и выключателями выполняются
гибкими проводами, подвешенными над сборными ши-
нами.
Линейные порталы используются также для подвес-
ки выключателей. При полном развитии подстанции от
нее будут отходить четыре цепи 380 кВ — по две цепи
в противоположные стороны. При первой очереди от
•.подстанции отходит одна линия 380 кВ' и на подстан-
ции устанавливается один трансформатор, причем по-
•следний присоединен с той же стороны (по отношению
Рис. 2-66. Типовой разрез ОРУ 765 кВ. >
/ — грозозащитный трос (тяжсние 2,9 тс); 2 — линия с проводами СА4Х485 мм2 (тяжение 20 тс иа фазу); 3 —трос, связывающий два портала (0 47,6 мм):
4 —ошиновка ОРУ (проводами 2А2195 мм2, 0 61 мм, тяжение 10,9 тс иа фазу); 5 — сборные шины (алюминиевые трубы с наружным 0 152,4 мм); 6 —
выключатель; 7 — разъединитель; 8 — высокочастотный заградитель; 9 — конденсатор связи; 10 — разрядник; // — реактор. Шаг ячейки 45,75 м.
151
Рис. 2-67. Принципиальные схемы трех компоновок со
смешанным чередованием фаэ двух систем шин (Фран-
ция).
О, 4, 8 — применяемое во Франции обозначение фаз (соответ-
ствует обозначениям А, В, С илн 7К, 3, К в СССР); — наклон-
ной пунктирной линией показана граница между ячейками це-
пей, отходящих в противоположные стороны.
к сборным'Шинам), что и питающая подстанцию линия.
Хотя при первой очереди линия, отходящая в проти-
воположную сторону, отсутствует, однако из-за принятой
компоновки потребовалось установить уже при первой
очереди линейный портал для будущей линии и подве-
сить для нее все перемычки, так как подвеска этих
перемычек впоследствии потребовала бы отключения
всей подстанции из-за расположения сборных шин под
перемычками.
Шинные разъединители поворотного типа устанав-
ливаются сбоку от дополнительных стоек для подвески
перемычек, что позволяет установить эти разъедините-
ли почти под проводами перемычек и тем самым не-
сколько уменьшить шаг ячейки. В каждой ячейке уста-
навливаются только две дополнительные стойки для
подвески двух фаз перемычек, а провод третьей фазы
перемычки подвешивается непосредственно между ли-
нейными порталами. При указанном расположении
разъединителей оказывается нужным иа каждые две
соседние ячейки подвесить семь перемычек (рис. 2-68),
без чего нельзя осуществить выводы из одной ячейки
двух цепей, отходящих в противоположные стороны.
В ОРУ первой очереди при наличии всего лишь двух
цепей (одна линия и один трансформатор) потребова-
лось установить три портала для подвески выключате-
лей, подвесить 24 гирлянды изоляторов на перемычках
(без учета пирлянд на линейных порталах в сторону
линий) и установить четыре дополнительные стойки для
подвески проводов перемычек. Для подвески разрядни-
ков возле трансформаторов установлен отдельный пор-
тал.
В цепи автотрансформатора 380/225/15 кВ на сторо-
не 380 кВ вместо выключателя временно установлена
перемычка над траверсой портала, что позволит в бу-
дущем установить выключатель, сняв напряжение
с трансформатора лишь на время подсоединения вы-
ключателя к цепи. Релейная защита цепей ОРУ и аппа-
ратура высокочастотной связи располагаются в отдель-
ных будках, в непосредственной близости от выключа-
телей.
На подстанции Жениссиа также применена компонов-
ка ОРУ 380 кВ со смешанными чередованием фаз сбор-
ных шин (рис. 2-69). При первой очереди выполняется
одна система шин. Разъединители — рубящие, трехко-
лонковые. Перемычки от шинных разъединителей к вы-
ключателям подвешены над сборными шинами. Трубча-
тые провода сборных шин располагаются непосредст-
венно на изоляторах шинных разъединителей. Терри-
тория ОРУ имеет уклон 20°, поэтому сборные шины и.
шинные разъединители размещены террасообразно; раз-
ность уровней между площадками линейных порталов
12 м. Шаг ячейки 25 м. Малообъемные масляные вы-
ключатели в ОРУ приняты опорного типа. Шинные
разъединители устанавливаются симметрично против
стоек для подвески перемычек, что привело к необхо-
димости отодвигания этих разъединителей от стоек (по
сравнению с ОРУ 380 кВ подстанции Плесси-Гассо).
При такой компоновке оказалось нужным установить
. для каждой ячейки три дополнительные стойки для
подвески трех перемычек.
Открытое РУ 380 кВ подстанции Крене выполняет-
ся также со смешанным чередованием фаз сборных
шин (рис. 2-70). Провода сборных шин подвешены
с пролетом в 167 м между крайними порталами, при-
чем для поддержания натяжения постоянным на одном
конце проводов предусмотрены противовесы. В каждой
ячейке провода сборных шин поддерживаются двумя
гирляндами изоляторов на фазу, смонтированными V-об-
разно и подвешенными на консолях специальных колонн.
В отличие от предыдущих двух компоновок на подстан-
ции Крене перемычки от шинных разъединителей к вы-
ключателям подходят не над сборными шинами, а под
ними, на высоте около 7,5 м. Для того чтобы разгру-
зить опорные изоляторы полупантографических разъ-
единителей и выключателей от тяжения проводов этих
перемычек, последние подвешиваются на натяжных гир-
ляндах, закрепленных с одной стороны на дополнитель-
ных стойках, а с другой стороны — на колоннах опор
сборных шин. На этих стойках со стороны выключате-
лей установлены опорные изоляторы, с помощью кото-
рых осуществляется переход от гибких перемычек к вы-
ключателям. На крайних фазах ввиду близости разъ-
единителя к выключателю перемычки выполняются с по-
мощью жесткой ошиновки, поддерживаемой одним до-
полнительным изолятором. Спуски от проводов линий
к высокочастотному дросселю выполняются вертикаль-
ными, что достигается применением специальных гир-
лянд, закрепленных на якорях.
От этих вертикальных спусков выполняются корот-
кие ответвления к высокочастотным заградителям. При
этом контакт заградителя разгружается от усилий при
раскачивании проводов под действием ветра. Вилито-
вые разрядники применены подвесного типа.
На подстанции Вьельмулен (рис. 2-71) в первой
очереди устанавливается лишь один выключатель, деля-
щий линию иа две части; в будущем имеется в виду
установить две системы сборных шин. Компоновка ОРУ
380 кВ этой подстанции весьма своеобразна: помимо
смешанного чередования фаз сборных шин три фазы
выключателя одной цепи устанавливаются не рядом, как
на всех трех предыдущих подстанциях, а разнесены не-
посредственно под сборные шины (рис. 2-71). Таким
образом, каждая из колонн, - которая несет провода
одноименных фаз двух систем шин, служит также для
подвески двух фаз выключателей, относящихся к раз-
ным цепям. Эта же опора несет провода подходящей
152 '
Ячейка автотрансформатора
По Б-Б
План
Рис. 2-68. Компоновка ОРУ 380 кВ подстанции Плесси-Гассо. Разрезы и план. Шаг ячейки 25 м.
и уходящей линии (одной фазы) и защитные тросы;
в результате для каждых двух трехфазных цепей в этой
компоновке необходимо установить лишь три колонны
с консолями. Компоновка ОРУ 380 кВ подстанции
Вьельмулен наиболее полно отражает тенденцию фран-
цузских конструкций ОРУ: совмещать несущие конст-
рукции для аппаратуры и для ошиновки. Выключатели
подвешиваются на консолях колонн на высоте около
15,5 м, а сборные шины на высоте около 24 м.
На СИГРЭ 1970 г. Министерство энергетики Фран-
ции рекомендовало в качестве типовой схему соедине-
ний ОРУ 380 кВ с тремя системами сборных шин, с од-
ним выключателем на цепь [Л. 2-20]. Каждая из трех
систем секционируется при небольшом числе цепей на
две части с помощью секционного разъединителя, а при
большом числе цепей — с помощью выключателя. На
каждой из половин ОРУ устанавливается по одному
шиносоединительному выключателю, с установкой по
два разъединителя с каждой из его сторон таким обра-
зом, что с их помощью выключатель может связывать
любую из систем шин с любой другой из двух остав-
шихся (рис. 2-72). Кроме упомянутых выключателей
устанавлиьается еще шестой выключатель общего на-
значения, который обеспечивает возможность присое-
динения каждой стороны этого выключателя с помощью
трех разъединителей к любой из систем шин (так на-
зываемый «выключатель связи»). При по.мощи указан-
ных шести вспомогательных выключателей в ОРУ мож-
но выполнить кольцевую схему с шестью секциями, как
показано на рис. 2-72,6. Наличие трех разъединителей
на каждой цепи линии или трансформатора позволяет
переводить эти цепи с одной секции на любую из двух
других. Следует отметить, что установка секционных
выключателей занимает очень значительную площадь
153
fi-fl
Рис. 2-69. Компоновка ОРУ 380 кВ подстанции Жениссиа. Разрезы и
план. Шаг ячейки 25 м.
в ОРУ; поэтому, если в будущем имеется в виду уста-
новка таких выключателей, необходимо с самого нача-
ла предусмотреть соответствующую свободную терри-
торию на ОРУ. Ячейка выключателя связи отличается
от ячейки линий только номинальным током, который
принимается равным 4 000 А, как для сборных шин.
При первой очереди сооружения ячейки, предназначен-
ные для выключателя связи, могут быть использованы
для цепей линий или трансформаторов.
Компоновка ОРУ с тремя системами шин с одним
выключателем на цепь применялась в большом числе
случаев на протяжении последних 15 лет, за эти годы
накоплен положительный опыт, поэтому они рекомен-
дуются Министерством энергетики Франции для даль-
нейшего применения как типовые.
Первые компоновки ОРУ 380 кВ были выполнены
•с расположением трех фаз первой системы шин рядом
с тремя фазами второй системы шин. Такой компоновке
свойствен тот недостаток, что вывод двух линий в двух
противоположных направлениях из одной ячейки ОРУ
ие может быть выполнен либо для его осуществления
необходимо выполнить Ш-образное расположение двух
систем шин; при обычном же располо-
жении сборных шин имеет место потеря
значительной площади ОРУ.
В последние годы во Франции по-
лучили широкое распространение описан-
ные ранее компоновки со смешанным
расположением фаз сборных шин, с дву-
мя или тремя системами шин (рис. 2-73),
при которых из одной ячейки ОРУ мо-
гут быть выведены две цепи, отходящие
в противоположных направлениях. При
таком выводе каждой пары цепей ось
одной цепи смещена относительно дру-
гой на одно изоляционное расстояние
(6,25 м при 380 кВ), что обеспечило не-
обходимые удобства для размещения
шинных разъединителей; при этом за-
труднений в ремонте сборных шин и их
разъединителей нет. В такой компоновке
обеспечивается также легкая возмож-
ность расширения ОРУ.
Компоновка со смешанным распо-
ложением фаз сборных шин может быть
выполнена по двум вариантам: по пер-
вому варианту сборные шины выполня-
ются из гибких проводов, натянутых
на спорах, с постоянным механическим
напряжением. Ошиновка для соединения
шинных разъединителей с выключателя-
ми выполняется также гибкими прово-
дами, поддерживаемыми опорными изо-
ляторами или натянутыми на опорах
с помощью гирлянд изоляторов. Недо-
статки такой компоновки следующие:
необходимо сооружение сборных шин на
всю длину, заключенную между двумя
анкерными опорами; невозможно изме-
нить однажды выбранное место для
установки секционных разъединителей в
сборных шинах; необходимо обеспечить
небольшие изменения в положении про-
водов сборных шин под действием ветра
и при различных температурах, что нуж-
но для создания относительной непод-
вижности «трапеций», закрепленных на
сборных шинах и служащих для захвата
их ножницами пантографических разъ-
единителей.
По второму варианту сборные шины
выполняются жесткими трубчатыми, за-
крепляются непосредственно на шинных
разъединителях, выполненных с двумя
поворотными колоннами изоляторов и
двумя полуножами. Достоинства этого варианта со-
стоят в возможности выбора любой ячейки для уста-
новки секционных разъединителей сборных шин, а так-
же в возможности изменения расположения этих разъ-
единителей впоследствии, если это окажется нужным.
Трубчатая ошиновка позволяет размещать ОРУ на пло-
щадке, имеющей уклон до 5%. Количество опорных
изоляторов и натяжных гирлянд ® этом варианте
будет минимальным, поэтому он и оказывается более
экономичным. Если принять стоимость ОРУ по второму
варианту за 100%, то стоимость первого варианта ОРУ
(с применением гибкой ошиновки) при смешанном рас-
положении фаз составляет 106%, а вариант с обычным
«классическим» расположением фаз сборных шин (не
смешанным) стоит 109%.
Для всех аппаратов одной цепи (выключатель,
трансформаторы тока, разъединитель, ошиновка) при-
няты номинальные токи: 4 000 А — для сборных шин,
ячеек шиносоединительных и секционных выключателей,
выключателей связи, а также для ячеек выключателей,
прилегающих к сборным шинам в схеме с полутора
выключателями на цепь; 2 000 А—для ячеек линий;
154
Ппесси-Гассо
Рис. 2-70. Компоновка ОРУ 380 кВ подстанции Крене. Шаг ячейки 33 м.
Подстанция Подстанция Жениссиа
225нВ 225кв
155
Таблица 2-3-
Рис. 2-71. Компоновка ОРУ 380 кВ подстанции Вьель-
мулен.
Рис. 2-72. Принципиальная схема типового ОРУ 380 кВ.
а —с секционированием каждой уз трех систем шии выключа-
телем на две части: 1 — шиносоединительный выключатель; 2 —
секционный выключатель; 3 — выключатель связи между
шестью секциями трех систем сборных шии; б — использова-
ние шести рспомогательных выключателей для образования
кольцевой схемы с шестью секциями (неиспользуемые разъеди-
нители на схеме не показаны).
1 000 А — для ячеек трансформаторов (исходя из мощ-
ности последних 600 МВ-А). Ток отключения выключа-
телей 40 кА. Выключатели устанавливаются обычно под
выходными порталами; траверсы этих порталов рассчи-
таны на подвеску к ним талей для подъема элементов
выключателей. Дорога для проезда машин и монтажных
механизмов ограждается тумбами. Провода обычно под-
вешиваются на одной гирлянде 'изоляторов, если послед-
няя удовлетворяет требованиям прочности; однако
в компоновках со смешанным расположением фаз сбор-
Сопоставление стоимостей ОРУ 380 кВ
(все ОРУ—на 10 линейных или трансформаторных
цепей)
Схема и компоновка ОРУ Количество выключате- лей, шт. Стоимость, %
2 000 А 4 000 А
С двумя системами шин, одним выключателем на цепь, со смешанным расположением фаз сборных шин, с одним шиносоединительным выклю- чателем (ШСВ) 10 1 100
То же с тремя системами шин, с двумя ШСВ 10 2 113
С полутора выключателями на цепь без ШСВ 5 10 142
С двумя выключателями на цепь без ШСВ .20 0 180
С тремя системами шин, с од- ним выключателем на цепь, с двумя ШСВ, с выключателем связи с секционированием шин разъединителями 10 3 130
То же с секционированием шин выключателями 10 6 157
ных шин применяется подвеска проводов на двух гир-
ляндах.
В табл. 2-3 приведено сопоставление стоимостей
французских ОРУ 380 кВ при .выполнении их с разиы-.
ми схемами соединений и по различным компоновкам.
Федеративная Республика Германии. В [Л. 2-2] при-
ведено описание схем соединений и компоновок под-
станций 380 кВ в Роммерскирхене и Хоэнеке. В цепях
линий и трансформаторов устанавливается по одному
выключателю. Предусматривается выполнение двух ос-
новных систем шин, секционированных разъединителя-
ми на две части, и третьей, обходной системы шин, пи-
таемой от основной отдельным выключателем. Обход-
ный выключатель может быть использован также и
в качестве шиносоединительного. Обходная система
шин и обходный выключатель могут быть использова-
ны для ревизии как линейных, так и трансформаторных
выключателей. Выключатели устанавливаются в два
ряда, в связи с чем обходная система шин располага-
ется в двух местах — перед линейными и перед транс-
форматорными выключателями.
На подстанции устанавливаются две группы авто-
трансформаторов 380/220/30 кВ с резервной фазой. По-
следняя может быть включена взамен одной из рабочих
с помощью дополнительных шин и разъединителей.
Сборных шины размещаются непосредственно на изоля-
торах пантографических разъединителей, а перемычки,
идущие от шинных разъединителей к выключателям,
располагаются над сборными шинами. Сборные шины и
перемычки выполняются двумя сталеалюминиевыми
проводами на фазу сечением каждый 573 мм1 2. Ошиновка
перемычек подвешивается на сдвоенных гирляндах
длинностержневых изоляторов (по три изолятора
в каждой гирлянде). Тяжение на порталы от про-
водов перемычек составляет около 3 тс на фазу,
однако расчетная нагрузка для конструкций принята
4,15 тс на фазу. Стальные конструкции для подвески
ошиновки выполнены на подстанции Роммерскирхен
сплошными, из листовой стали, а на подстанции Хоэ-
нек — .решетчатыми. Конструкции выполнены из стали
с оцинкованным покрытием (горячее цинкование).
Соотношение массы решетчатых и сплошных сталь-
ных конструкций равно 57: 100. Шаг ячейки 26 м; рас-
156
стояние между фазами ошиновки 6,5 м.
Оборудование 380 кВ имеет следующие
основные особенности: пантографические
разъединители применены в двух моди-
фикациях: ножничные, фирмы АЕГ —
на подстанции Хоэнеке; грейферные,
фирмы Сименс-Шуккерт—на подстанции
в Роммерскирхене. Приводы разъедини-
телей воздушные. Заземляющие разъеди-
нители применены телескопического ти-
па, устанавливаемые либо отдельно, ли-
бо пристраиваемые к пантографическому
разъединителю. В заземляющем разъеди-
нителе контактная труба перемещается
вертикально, параллельно опорному изо-
лятору; ее перемещение осуществляется
с помощью гидравлической системы и
мастяного насоса. В ОРУ применены
комбинированные измерительные транс-
форматоры тока и напряжения; послед-
ние выполняются емкостного типа; вен-
тильные разрядники применены спорно-
подвесного типа. Благодаря закреплению
вершины разрядника с помощью подвес-
ной гирлянды к порталу оказалось воз-
можным не устанавливать дополнитель-
ных опорных изоляторов. Широкополос-
ный высокочастотный заградитель на но-
минальный ток 1 200 А с индуктивно-
стью 2 мГн для установок с током к. з.
замыкания 33 кА (установившийся ток)
и ударным током в 50 кА устанавлива-
ется на колонне конденсаторов связи и
закрепляется с помощью подвесных гир-
лянд к порталу. При такой компоновке
портал не загружается массой высоко-
частотного заградителя, а фарфор кон-
денсатора связи не подвергается изги-
бающим усилиям от ветровых нагрузок.
Выключатели 380 кВ на этих подстанци-
ях воздушные, на 1 600 А, с отключаю-
щей способностью 15 млн. кВ • А.
Опыт эксплуатации сети 380 кВ по-
казал надежность ее работы. Вместе с
тем при расширении этой сети на осно-
вании опыта эксплуатации первой очере-
ди в конструкции и компоновки ОРУ
380 кВ и в установку трансформа-
торов был внесен ряд изменений. Высокая на-
дежность трансформаторов позволила отказаться от
специальной переключательной системы шин и разъеди-
нителей и перейти на перекатку резервной фазы транс-
форматоров на место повреждений, что существенно
упростило компоновку подстанции и уменьшило количе-
ство оборудования. Перекатка резервной фазы на место
выбывшей из строя занимает от 15 до 18 ч.
При сохранении на ранее сооруженных ОРУ
380 кВ схем соединений с двумя основными и третьей
обходной системами шин, с одним выключателем на
цепь во вновь сооружаемых ОРУ изменено место уста-
новки трансформаторов тока, высокочастотного загра-
дителя и трансформаторов напряжения. Если прежде
эти аппараты устанавливались за линейным разъедини-
телем и были как бы частью линии, то в новых компо-
новках эти аппараты устанавливаются перед линей-
ным выключателем и могут выводиться в ревизию вме-
сте с выключателем, используя для питания цепи линий
в этот период обходный выключатель и обходную си-
стему шин.
Потеря канала высокочастотной связи в период ре-
визии выключателя возмещается каналами связи по
другим линиям и имеющейся направленной радио-
связью. Для секционирования основных систем шин по
длине предусматривается возможность установки до-
полнительных разъединителей. Исключение переключа-
Рис. 2-73. Компоновка ОРУ 380 кВ для схемы с тремя системами шин
с одним выключателем на цепь, со смешанным расположением фаз
сборных шин, с жесткой, трубчатой ошиновкой для сборных шин.
Схема заполнения (о) показана с секционированием сборных шин выключателя-
ми; в цепях 2, 3, 4 и 6 выключатели условно не показаны, б — разрез по цепи
отходящей линии.
ющей системы шин для резервной фазы трансформато-
ров и перемещение места установки трансформаторов
тока позволили несколько уменьшить размеры ОРУ
380 кВ. Ширина ОРУ сократилась с 250 до 244 м. Бла-
годаря новому размещению трансформаторов тока
уменьшаются почти на 40% длина и поверхность подъ-
ездных дорог на ОРУ.
В новой компоновке ОРУ 380 кВ выключатели
установлены не по оси портала, а сбоку от него, бла-
годаря чему оказалось возможным уменьшить шаг ячей-
ки с 26 до 21 м, что вместе с сокращением ширины
О?У до 244 м позволило уменьшить площадь ОРУ до
79%. Для вновь сооружаемых ОРУ 380 кВ отказались
от применения сплошных (из листов) металлических
конструкций для порталов под ошиновку и приняли
решетчатую конструкцию как более экономичную и бо-
лее благоприятную в архитектурном отношении. Оши-
новка отходящих цепей выполняется двумя сталеалю-
миниевыми проводами сечениями 537/53 мм2 на фазу,
рассчитанными на нагрузку линий 1 800 А; сборные ши-
ны выполняются из четырех таких же проводов и рас-
считаны на 3 600 А. В пучках проводов устанавлива-
ются через 2—3 м распорки, исключающие схлестыва-
ние проводов пучка при .протекании по ним токов к. з.
Пучки проводов сборных шин закрепляются на поддер-
живающих опорных изоляторах таким образом, что оии
могут перемещаться по опорному изолятору, для чего
157
предусмотрены соответствующие ролики; натяжение
проводов при к. з. воспринимается гирляндами, подве-
шенными на порталах сборных шин через шесть-семь
ячеек.
Гирлянды для гибкой ошиновки верхнего яруса
подвешиваются на порталах с помощью пружин для
того, чтобы исключить большие вертикальные переме-
щения противоконтактов пантографических разъедините-
лей при температурных изменениях; при такой подвеске
обеспечивается вертикальное перемещение контактов
в пределах 350 мм, допускаемых конструкцией панто-
графических разъединителей. Чтобы петли гибкой оши-
новки у порталов не подбрасывались усилиями от токов
к. з. и не приближались к траверсе портала на недо-
пустимые расстояния, к петлям подвешиваются допол-
нительные грузы или петли выполняются из профиль-
ных шин. '
В новых установках вместо комбинированных транс-
форматоров тока и трансформаторов напряжения
380 кВ перешли на отдельные трансформаторы тока и
отдельные трансформаторы напряжения. Разделение
комбинированных трансформаторов тока и напряжения
на два отдельных аппарата оказалось целесообразным
и по экономическим соображениям, так как при этом
оказалось возможным уменьшить размеры дорогостоя-
щих фарфоровых рубашек большого диаметра и умень-
шить величину емкостных конденсаторов. Кроме того,
при разделении аппаратов облегчаются условия транс-
порта и монтажа вследствие того, что отдельные транс-
форматоры тока могут быть изготовлены из двух разъ-
емных по вертикали частей, соединяемых в одно целое
на месте установки. Компрессоры для снабжения воз-
душных выключателей сжатым воздухом 20 кгс/см2
установлены производительностью по 1 000 л/мин,
100 кгс/см2, с воздушным охлаждением; последнее вы-
полнено таким образом,’что при длительной работе ком-
прессора температура сжатого воздуха повышается
только на 10 °C по сравнению с температурой засасы-
ваемого воздуха. Повышение давления воздуха в резер-
вуарах обеспечивает высокую степень осушки воздуха,
поступающего в воздушные выключатели. Пантографи-
ческие разъединители 380 кВ при увеличении мощности
к. з. установки потребовали усиления привода — избы-
точное давление воздушного привода было поднято с 5
до 15 кгс/см2. Вместо полых опорных изоляторов с азот-
ным заполнением устанавливаются сплошные фарфоро-
вые изоляторы 380 кВ, которые используются как для
разъединителей, так и для дополнительных опорных
точек ошиновки. Приводы к заземляющим ножам разъ-
единителей устанавливаются пневматические. Заземление
линий на выходных порталах осуществляется с помощью
заземляющих ножей, устанавливаемых вместе с пневма-
тическим приводом на траверсе приемного портала.
При действии привода нож перемещается из горизон-
тального положения в вертикальное и входит в контакт
губки, закрепленной на нижней части соединительной
петли.
В связи с размещением привода на траверсе и из-за
трудностей его ремонта и осмотра привод выбран со
100%-ным запасом по мощности. В обоих конечных по-
ложениях заземляющего ножа привод без воздуха; что-
бы обеспечить надежность действия заземляющего но-
жа при сильном ветре, когда петля может быть откло-
нена в сторону, нож проходит путь дуги не в 90,
а в 105°. В цепях трансформаторов в отличие от цепей
линий трансформаторы тока установлены за линейным
разъединителем и, таким образом, часть релейных за-
щит трансформаторов питается от этих трансформато-
ров тока и при ревизии трансформаторного выключа-
теля.
На рис. 2-74 показано ОРУ 220 кВ с двумя основ-
ными и третьей обходной системами шин с применением
разъединителей только пантографического типа
[Л. 2-21]. Сборные шнны и ответвления от них выпол-
нены трубчатыми из алюминиевого сплава, диаметром
120 мм, с толщиной стенки 6 мм; подсоединение к вы-
ключателю выполняется неизолированными алюминие-
выми проводами 2X265 мм2. Особенность этой компо-
новки — в расположении основных систем шин наверху,
на отдельных опорных изоляторах, установленных с ша-
л гом, равном шагу ячейки, а обходной системы шин —
внизу, непосредственно на изоляторах пантографических
разъединителей; протпвоконтакты разъединителей об-
ходной системы шин и линейных разъединителей за-
креплены на дополнительной перемычке, выполненной
из сталеалюминиевых проводов 2x560/50 мм2 на фазу
и подвешенной с помощью гирлянд между дополнитель-
ным и линейным порталами.
В [Л. 2-22] отмечается, что при подвеске противо-
контактов пантографических разъединителей на гибких
проводах при значительных пролетах последних необ-
ходимо тщательно проверить, надежен ли захват нож-
ницами пантографического разъединителя этого про-
тивоконтакта (при котором будет необходимое давле-
158
ние на контактный стержень при всех метеорологических
условиях, т. е. с учетом меняющегося пространственно-
го положения гибких проводов, а вместе с проводами
и закрепленных на них противоконтактов).
Для удержания величины изменения стрелы про-
веса проводов в допускаемых по конструкции разъеди-
нителя пределах применяется пружинный подвес
проводов, с помощью которого в периоды высоких тем-
ператур провод подтягивается и стрела провеса умень-
шается, а в периоды низких температур провод опу-
скается (за счет растягивания пружин) и стрела его
провеса увеличивается. Кроме того, при пружинном
подвесе проводов траверса и колонны портала могут
быть рассчитаны на меньшие усилия от проводов и
тем самым потребуют меньших затрат металла на их
изготовление.
На рис. 2-75 показано, как изменяется стрела про-
веса проводов при пролете в 46,5 м при изменении
температуры проводов в 'случае обычного, жесткого под-
веса (верхняя кривая) и как изменяется при пружин-
ном подвесе проводов при наибольшем тяжении по про-
водам в 1 700 кгс (нижняя кривая). Там же показаны
допустимые по конструкции пантографических разъ-
единителей горизонтальные и вертикальные отклонения
проводов.
На рис. 2-76 приведено ОРУ 380 кВ также с двумя
основными и третьей обходной системами шин, но
с применением трубчатой ошиновки всех трех систем
шин и установкой пантографических разъединителей
для присоединения ко всем трем системам шин и ру-
бящих горизонтальных разъединителей в качестве
линейных (выходных) [Л. 2-23]. В этом ОРУ все три
системы шин располагаются наверху, на отдельных
изоляторах, и выполняются трубчатыми из алюминие-
вого сплава, диаметром 160 мм, с толщиной стенки
6 мм, на номинальный ток 4 000 А; опорные изоляторы
для сборных шин выбраны на усилие в 1 250 кгс. При
межфазовом расстоянии 4 м такая конструкция шин
допустима для ОРУ с предельно отключаемой мощ-
ностью к. з. 35 000 МВ-А. Шаг ячейки 17 м. Благодаря
установке линейного разъединителя рубящего типа ока-
зались ненужными установка дополнительного портала,
имеющегося в ОРУ (рис. 2-74), и подвеска пролета
с гибкими проводами. Для обеспечения надежного
контакта пантографических разъединителей прн вели-
чине ударного тока к. з. 135 кА противоконтакты
этих разъединителей устанавливаются на трубчатых
шинах эластично (рис. 2-77,с). Для соединения разъ-
единителей с выключателями и другими аппаратами
в этом ОРУ применены также трубы из алюминиевого
сплава диаметром 80 мм и толщиной ст'снки 5 мм при
длине соединения до 8 м и трубы 120 мм с толщиной
стенки 4 мм при длине соединения до 14 м,- Номиналь-
ный ток этих соединений (н всей цепи) 2 000 А.
На рис. 2-77,6 показано, как выполняется присое-
динение этих труб к пантографическому разъедини-
телю. Все вертикальные нагрузки от массы токоведу-
щих труб и гололеда передаются по оси опорного
изолятора разъединителя; тепловые удлинения шин
обеспечиваются беспрепятственным перемещением кон-
цов рам, установленных на трубах и снабженных соот-
ветствующими прорезями в них, относительно штыря,
закрепленного на арматуре изолятора, на его оси;
гибкий провод, соединяющий концы труб между собой
и с контактом «ножниц» разъединителя, служит ком-
пенсатором.
В компоновках ОРУ 220 и 380 кВ по рис. 2-74 и
2-76 трансформаторы тока установлены до линейного
разъединителя (считая от линии), что, несомненно,
упрощает токовые цепи релейной защиты и повышает
надежность последней, так как при замене любого
линейного выключателя, выводимого в ремонт, обход-
ным не потребуется производить переключения в токо-
вых цепях .этой защиты и можно будет ограничиться
лишь переключением в цепях, постоянного тока, т. е.
перевести цепь отключения со своего выключателя на
обходный.
Из сопоставления разрезов по ОРУ, приведенных
на рис. 2-74 -и 2-76, видно, что установка разъединителя
рубящего типа в качестве линейного, безусловно, целе-
сообразна, поскольку при этом существенно упрости-
лась и удешевилась вся компоновка ОРУ и уменьши-
лось число изоляторов в ней.
В {Л. 2-23] указывается, что трубы из алюминие-
вого сплава при диаметре 160 мм могут поставляться
заводами с длиной до 18 м, а в [Л. 2-21] сообщается,
что при диаметре труб 170 мм и толщине стенки
12,5 мм они могут поставляться длиной до 24 м. Там
же приведены расчетные формулы для определения на-
пряжений в материале труб для различных случаев их
закрепления на опорах. При выборе трубчатой оши-
новки ОРУ производится проверка ее на корону;
в [Л. 2-22] указывается, что- по этим условиям диаметр
круглой трубы должен быть не менее 15 мм при
159'
--*4
Рис. 2-75. Зависимость стрелы провеса провода от тем-
пературы провода.
1 — стрела провеса А при натяжке проводов с помощью пру-
жин; 2 — стрела провеса f2 без применения пружии; 3—стрела
провеса; 4 — температура провода, 5 —- теоретическая область
захвата верхнего контакта разъединителя; 6 — фактическая
область захвата контакта при учете отклонения от ветра; 7 —
максимальное тяжение 1 700 кгс; 8 — отклонение под действием
ветра.
ПО кВ, 28 мм при 245 кВ, 60 мм при 420 кВ, 70 мм
при 525 кВ и ПО мм при 765 кВ.
Поиски экономичных форм жестких шин привели
в ФРГ к созданию шииы из алюминиевого сплава
с сечением в виде двух эллипсов, соединенных пере-
мычкой, как показано на рис. 2-78 [Л. 2-23]. Номиналь-
ный ток для такой шины 2 500 А, сечение 2 180 мм2,
масса 5,9 кг/м. Наибольший пролет для шины такого
сечения 14 м.
В [Л. 2-24 и 2-25] приведены разрезы ОРУ 380 и
220 кВ с двумя основными и третьей обходной систе-
мами шин, с применением пантографических разъеди-
нителей, с гибкой ошиновкой; шаг ячейки ОРУ 380 кВ
19 м, а ОРУ 220 кВ 15,5 м для линейных ячеек и 14 м
для трансформаторных. В [Л. 2-22] показан разрез по
ОРУ 220 кВ с такой же схемой соединений, с панто-
графическими разъединителями, но с жесткой ошинов-
кой; шаг ячейки для всех цепей одинаков и равен
11,0 м, что было достигнуто за счет применения жест-
кой ошиновки как для сборных шин, так и для оши-
новки, соединяющей аппараты цепи. Там же приведено
ОРУ 525 и 765 кВ с такой же схемой соединений,
с пантографическими разъединителями, с гибкой оши-
новкой; шаг ячейки ОРУ 500 кВ 26 м, а ОРУ 765 кВ
34 м. В последнем трансформаторы тока установлены
возле выключателя, тогда как в предыдущих компо-
новках они установлены в линии. В [Л. 2-24 и 2-25] по-
казана компоновка ОРУ 380 (220) кВ для схемы с по-
лутора выключателями на цепь; разъединители панто-
графические; вся ошиновка гибкая. Шаг ячейки
19 (14) м соответственно. Из-за применения гибкой
ошиновки она выполняется трехъярусной. Трансформа-
торы тока установлены только на линии, причем выход-
ные разъединители не установлены. Там же приведена
компоновка ОРУ 380 (220) кВ для модифицированной
схемы с полутора выключателями на цепь. Трансфор-
маторы тока установлены также только на линии.
В [Л. 2ч22] показано ОРУ 525 и 765 кВ для схемы
с полутора выключателями на цепь, с шагом ячеек 26
и 34 м соответственно. Трансформаторы тока установ-
лены возле выключателей, в чем и состоит существен-
ное различие последних трех компоновок.
На рис. 2-79 показана компоновка ОРУ 380 (220) кВ
для схемы восьмиугольника [Л. 2-24, 2-25]. Выключа-
тели установлены в два ряда, со смещенным располо-
жением одной из трех фаз каждой цепи. Такое решение
продиктовано применением пантографических разъеди-
нителей, расположением продольной оси каждой фазы
выключателя перпендикулярно направлению вывода
линии и желанием сократить шаг ячейки за счет рас-
положения разъединителей двух выключателей рядом.
Такое решение все же не дало общего решения, так
как компоновка разработана для случая присоединения
цепей только двух трансформаторов к одному ряду
выключателей, а линий — к другому; однако при таком
присоединении не исключена возможность потери обоих
трансформаторов в случае .повреждения среднего между
этими двумя присоединениями выключателя; остается
неясным также, как .выполнить чередование присоеди-
нений линий и трансформаторов. В этой компоновке
трансформаторы тока установлены только в линии пе-
ред выходным разъединителем, считая от линии.
В [Л. 2-22] показана компоновка ОРУ 525 или
765 кВ для схем по многоугольнику с диагональными
выключателями. Различие с предыдущей компоновкой
состоит также в том, что все три фазы выключателя
установлены ступенчато.
В [Л. 2-24 и 2-25] показана компоновка ОРУ
380 (220) кВ для схемы с двумя выключателями на
цепь, с гибкой ошиновкой и пантографическими разъ-
единителями. Трансформаторы тока установлены как
возле каждого выключателя, так и в цепи линии.
В [Л. 2-22] приведена компоновка ОРУ 525 (765) кВ
для схемы с двумя выключателями на цепь. Из-за при-
менения гибкой ошиновки и пантографических разъеди-
нителей оказалось необходимым выполнить трехъярус-
ное расположение ошиновки и установить пять рядов
порталов, причем три средних портала выполняются
высотой 29 (39) м соответственно, с двумя ярусами
траверс; для обхода ошиновкой верхнего яруса ниж-
ней траверсы потребовалось подвесить V-образно 2 ком-
плекта гирлянд и участок жесткой ошиновки. Транс-
Рис. 2-76. Открытое РУ 380 кВ с трубчатой ошиновкой двух основных и третьей обходной систем шин.
160 1
Рис. 2-77. Конструкция элементов пантографического
разъединителя.
а. — эластичное закрепление противоконтакта пантографического
разъединителя на токоведущей трубе; б— присоединение жест-
ких труб К пантографическому разъединителю.
форматоры тока в этой схеме и компоновке установ-
лены только в линии. Шунтовые реакторы присоеди-
нены к линии разъединителями.
Рис. 2-78. Новые профильные алю-
миниевые шины с двумя эллипсами
и перемычкой между ними. Номи-
нальный ток 2 500 А, сечение
2 180 мм2, масса 5,9 кг/м.
Швейцария. В [Л. 1-12] рассмотрено несколько ва-
риантов схем и компоновок ОРУ 750 кВ, разработанных
швейцарской фирмой Браун-Бовери (ВВС). Преду-
сматривается присоединение к ОРУ двух приходящих
и двух отходящих линий и четырех трансформаторных
групп по ЗхЕОО МВ-А (каждая). На линиях устанав-
ливаются шунтовые реакторы. В ОРУ 750 кВ преду-
сматривается установка воздушных быстродействующих
выключателей 750 кВ. Разъединители устанавливаются
одноколонковые, пантографического типа. В качестве
трансформаторов напряжения применяются индуктив-
ные трансформаторы с замкнутой магнитной системой,
которые имеют при высоких напряжениях известные
преимущества в точности измерений по сравнению
с емкостными трансформаторами напряжения, несмотря
на то что стоимость последних несколько меньше (осо-
бенно при напряжениях 525 и 750 кВ). Ощиновка
верхнего яруса выполняется алюминиевыми провода-
ми, а для связей между аппаратами применяются алю-
миниевые трубы, которые благодаря лучшей поверх-
ности имеют при том же диаметре более высокое на-
пряжение короны. Кроме того, при применении труб
аппараты практически не испытывают тяжений.
Сборные шины при применении разъединителей
ножничного типа могут либо крепиться на изоляторах
шинных разъединителей, либо подвешиваться на порта-
лах. Выбор способа крепления сборных шин опреде-
ляется стоимостью строительных конструкций; при под-
вешивании сборных шин на порталах расход стали
Рис. 2-79. Открытое РУ 380 (220) кВ для схемы восьмиугольника.
1 — разрядник; 2 — емкостный трансформатор напряжения; S — высокочастотный заградитель; 4 — трансформатор тока; 5 — пан-
тографический разъединитель; б — разъединитель с заземляющим ножом; 7 — выключатель; В — силовой трансформатор Размеры
в скобках показаны для ОРУ 220 кВ.
11—319
161
увеличивается на 20%. Учитывая это, во всех вариан-
тах компоновок предусматривают крепление сборных
шин на изоляторах шинных разъединителей. При рас-
положении сборных шин внизу и ответвлений от них
наверху в качестве шин применяются две алюминиевые
трубы или четыре гибких провода на фазу. Сборные
шины рассчитаны на ток 4 000 А. Диаметр алюминие-
вых труб 90 мм; расстояние между расщепленными
проводами фазы 400 мм. Ошиновка верхнего яруса
рассчитана на ток 2 000 А и выполняется из двух про-
водов диаметром 58 мм. Расстояние между осями фаз
при жесткой ошиновке с учетом установки разъедини-
телей ножничного типа принята 9 м, при гибкой оши-
новке 10 м. Расстояние между осями фаз ошиновки
верхнего яруса с учетом крепления на ней противо-
контактов разъединителей принято 11 м при пролете
100 м и стреле провеса 3 м. Минимальное расстояние
до земли 10 м.
Фирмой ВВС (Швейцария) рассмотрены следую-
щие варианты схем соединений и компоновок ОРУ
[Л. 1-12]: 1) Схема и компоновка ОРУ с двумя вы-
ключателями на цепь; ошиновка располагается в три
яруса, из-за чего порталы для ошиновки должны вы-
полняться высокими, что является недостатком компо-
новки. По мнению фирмы, компоновка проста и на-
глядна, а размеры площадки для ОРУ относительно
невелики; 2) Схема и компоновка ОРУ с полутора вы-
ключателями на цепь; ОРУ по такой схеме более эко-
номично, чем РУ по схеме с двумя выключателями.
Две цепи, принадлежащие одной ячейке, могут быть
отключены от обеих систем шин (если это позволяют
условия устойчивости), причем связь между этими
цепями остается через средний выключатель. Фирма
указывает, что релейная защита в этой схеме слож-
нее, чем ® схеме с двумя выключателями на цепь. Ко-
личество трансформаторов тока можно уменьшить,
Рис. 2-80. Сопоставление полных и по частям затрат
на ОРУ 750 кВ, выполненных по различным схемам со-
единений (по разработкам фирмы ВВС).
1—4 — варианты компоновок: 1 — для схемы с двумя выключа-
телями на цепь; 2— для схемы с полутора выключателями на
цепь; 3— для схемы с двумя основными, и третьей обходной
системами шин; За — то же, ио со смешанными фазами; 4 —
для «шведской» схемы (с попарно связанными линиями или
трансформаторами); I— полная стоимость ОРУ; II—стои-
мость оборудования (выключателей, разъединителей, трансфор-
маторов тока и напряжения, разрядников) за исключением
стоимости силовых трансформаторов и реакторов; /// — стои-
мость металлоконструкций (порталы для ошиновки и опоры под
оборудование); /V—стоимость строительной части (фундамен-
ты, кабельные каналы); V—стоимость монтажных материалов;
VI — стоимость участка (включая площадки под трансформато-
ры и шунтовые реакторы).
если устанавливать их на линиях, однако при этом обе
системы шин не будут иметь индивидуальной защиты.
Недостатком такой установки трансформаторов тока
является то, что при ревизиях на них линии должны
отключаться. 3) Компоновка ОРУ с двумя основными и
третьей обходной системами шин отличается тем, что
здесь требуется только двухъярусная ошиновка и соот-
ветственно более низкие поддерживающие конструкции.
Из-за наличия обходной системы шин площадь ОРУ
довольно велика. 4) Схема ОРУ «по-шведски» имеет
две основные системы шин и одну обходную. Для каж-
дой пары цепей предусмотрен дополнительный разъ-
единитель, благодаря которому обе линии могут быть
связаны между собой помимо сборных шин. В схеме
с двумя выключателями на цепь и в схеме с обходной
системой шин направление вывода цепей менее связан-
ное, чем в схемах с полутора выключателями на цепь и
«шведской», в которых в каждой ячейке две цепи
должны выводиться в противоположные стороны.
На рис. 2-80 приведена диаграмма технико-эконо-
мического сравнения перечисленных вариантов. Относи-
тельные стоимости определены с учетом соотношения
стоимостей оборудования в различных странах. Стои-
мости трансформаторов и шунтовых реакторов не учи-
тывались (в ОРУ 7.50 кВ стоимость одних только
трансформаторов такая же, как и стоимость всего
остального оборудования).
В качестве подварианта к схеме с двумя основны-
ми и третьей обходной системами шин рассмотрена
схема со смешанным чередованием фаз, имеющая мень-
шую площадь застройки. Гибкость этой схемы такая
же, но компоновка ОРУ менее наглядна. Стоимость
ОРУ по схеме с двумя основными и третьей обходной
системами шин принята за 100%. Наряду с общей стои-
мостью ОРУ приводятся стоимости отдельных состав-
ляющих. В .схеме с двумя выключателями на цепь, как
и .следовало ожидать, очень высока стоимость аппара-
тов и металлоконструкций; другие составляющие стои-
мости также относительно велики. ОРУ по схеме
с двумя основными и третьей обходной системами шин
имеет относительно большую площадь. При смешанном
чередовании фаз площадь застройки несколько меньше.
«Шведская» схема имеет наименьшие капиталовло-
жения и небольшую площадь застройки; однако по-
гибкости схемы она уступает перечисленным вариантам.
По мнению фирмы ВВС, наилучшим является вариант
с полутора выключателями на цепь; вместе с тем фир-
ма отмечает, что в каждом конкретном случае при
выборе варианта ОРУ следует учитывать реальную пло-
щадку и специфические .местные условия.
По поводу сделанного фирмой вывода о соотноше-
нии стоимостей ОРУ по различным схемам автор счи-
тает нужным отметить, что при определении стоимости
ОРУ по схеме с полутора выключателями не учтена
стоимость линейных разъединителей во всех цепях; эти
разъединители не учтены и в компоиовке ОРУ, и при
определении размеров ОРУ. Из материалов США
о стоимостях выключателей и разъединителей 550 кВ
в 1963 г. и о зависимости их стоимости от основного*
импульсного уровня изоляции следует, что трехфазный
комплект воздушных выключателей с уровнем изоляции-
1 550 кВ стоил 250 тыс. долл., а с 1 675 или 1 800 кВ
стоил на 15 или 32 тыс. долл, больше. При снижении
уровня изоляции до 1 425 или 1 300 кВ он стоил на 7,5
и 15,0 тыс. долл, меньше. Трехфазный комплект разъ-
единителей 550 кВ, 2 000 А, с уровнем 1 550 кВ стоил
19,5 тыс. долл., а с 1 675 или 1 800 кВ стоил на 1,5 и
3,1 тыс. долл, больше. Установка дополнительных ли-
нейных разъединителей увеличит стоимость ОРУ не
менее чем на 5%. Кроме того, установка линейных
разъединителей может потребовать установки допол-
нительных порталов. Таким образом, при учете стои-
мости линейных разъединителей и дополнительных
порталов стоимость ОРУ по схеме с полутора выклю-.
162
чателямн возрастет не менее чем на 10% по сравне-
нию с приведенной на рис. 2-80.
На рис. 2-81 приведены данные фирмы ВВС
о стоимости ячейки (без учета шунтовых реакторов)
в зависимости от рабочего напряжения. Кривые по-
строены для средних величин, полученных в результате
сопоставления четырех рассмотренных вариантов. Стои-
моть ячейки 750 кВ почти в 4 раза больше, чем стои-
мость ячейки 245 кВ. Возрастание стоимостей оборудо-
вания и строительной части происходит почти линейно
с ростом напряжения; стоимость монтажных материа-
лов растет более быстро, а стоимость 'Металлоконструк-
ций возрастает почти в квадратичной зависимости от
напряжения. Можно считать, что расстояние между то-
коведущими частями и размеры аппаратов растут ли-
нейно с ростом напряжения, а площадь — в квадра-
тичной зависимости. В действительности же, даже при
учете шунтовых реакторов, площадь ОРУ растет не-
сколько медленнее, чем в квадратичной зависимости.
Кроме того, с повышением напряжения относительно
уменьшаются размеры выключателей, прежде всего по
длине, что также приводит к относительному уменьше-
нию площади ОРУ. На рис. 2-81 (кривая 2) приведена
также зависимость стоимости ячейки ОРУ в швейцар-
ских франках на единицу натуральной мощности
(МВ • А) от напряжения *. Из кривой видно, что стои-
мость ячейки на 1 МВ - А проходящей через нее мощ-
ности при 420 кВ на 60% меньше, чем при 245 кВ; при
525 кВ стоимость ячейки на 1 МВ • А снижается еще
более (на 19% меньше, чем при 420 кВ); наконец, при
750 кВ эта удельная стоимость на 10% меньше по
сравнению с 525 кВ. В стоимости ячейки ОРУ относи-
тельная стоимость аппаратов снижается с 79% при
245 кВ до 70% при 750 кВ.
Рис. 2-81. Стоимость ячейки ОРУ в зависимости от на-
пряжения.
/ — полная стоимость ячейки (750 кВ=Ю0%); 2— стоимость
ячейки в швейцарских франках на МВ • А натуральной мощно-
сти (245 кВ=100%); I, II, III, IV, V—см. рис. 2-80.
1 6 фр.~1 руб.
Швеция. На рис. 2-82 приведена компоновка ОРУ
380 кВ подстанции [Л. 1-12]. В ОРУ предусматривается
выполнение двух основных и третьей обходной систем
шин с установкой одного выключателя на цепь. Все
выключатели (линейные и трансформаторные) установ-
лены в один ряд. Шаг ячейки 32 м. Особенность ком-
поновки состоит в применении стальных порталов
с оттяжками, расположении гибких сборных шин непо-
средственно на поворотных изоляторах шинных разъеди-
нителей, ступенчатой (по системе Тандем) установке
шинных разъединителей, закреплении проводов сборных
шин на опорных изоляторах шинных разъединителей
с помощью небольших поворотных консолей, имеющих
скользящий контакт с ножом разъединителя (такая
конструкция должна обеспечить разгрузку изоляторов
этих разъединителей от усилий, которые могут возник-
нуть в случае неравномерного тяжения по проводам
с обеих сторон разъединителя из-за ветра и гололеда),
горизонтальном расположении петель, соединяющих со-
седние пролеты проводов сборных шин, в связи с чем
потребовалось устанавливать дополнительные стойки и
оттяжные гирлянды, установке трансформаторов тока
в линии до линейного разъединителя. Компоновка ОРУ
предусматривает подвеску перемычек, идущих от шин-
ных разъединителей к выключателю над сборными
шинами, с пересечением обеих систем шип одним про-
летом, причем эти перемычки подвешиваются в один
или два яруса в зависимости от направления отходя-
щей цепи. Таким образом, при необходимости проведе-
ния ремонтных работ на этих перемычках потребуется
снять напряжение с обеих систем шин или снять петли,
шунтирующие натяжные гирлянды сборных, шин, и тем
самым поделить последние на части. Необходимо отме-
тить, что из-за горизонтального расположения петель
сборных шин и ступенчатого расположения шинных
разъединителей размеры ОРУ существенно возросли.
Высота конструкции для подвески перемычек в два
яруса также значительна — около 28 м.
2-3. ВЫВОДЫ
Прежде всего необходимо отметить непре-
рывно ведущиеся в СССР и во многих зару-
бежных странах поиски новых, "более компакт-
ных и экономичных компоновок и конструкций
как для ОРУ в целом, так и для отдельных их
узлов. Новые компоновки ОРУ разработаны
не только для новых, но и для ранее приме-
нявшихся схем соединений.
Выпуск новых видов аппаратов, например,
пантографических и подвесных разъедините-
лей также привел к созданию ряда новых
компоновок. Особенно большое значение для
создания более компактных ОРУ имело ши-
роке применение жесткой ошиновки, достоин-
ства которой состоят в следующем: возмож-
ность уменьшения изоляционных расстояний
от токоведущих частей до земли и между фа-
зами за счет ненужности учета сближения
гибких проводов вследствие их провисания и
отклонения провисших проводов под дейст-
вием ветра и от усилий, возникающих при
протекании по ним токов к. з.; возможность
уменьшения междуфазных расстояний благо-
даря уменьшению размеров собственно токо-
ведущих частей (так, например, при выполне-
нии ошиновки ОРУ 500 кВ двумя гибкими
проводами на фазу расстояние между этими
п
163-
Рис. 2-82. Схема, план и разрезы по цепям линии и трансформатора ОРУ 380 кВ подстанции Шведской энергосистемы.
Уровень изоляции в ОРУ 380 кВ 1 700 кВ. Минимальное расстояние между проводом и землей 3,7 м, а между проводами разных фаз 4,2 м. Ошиновка выполняется с по-
мощью двух медных проводов сечением каждый 400 мм2, диаметром 31 мм на фазу. Провода полые с каркасом из плоской I-образиой спирали. Расстояние между двумя
проводами одной фазы 450 мм (в осях). Изоляторы в гирляндах стеклянные, с допускаемой нагрузкой 5 тс. Высота опор на ОРУ — 28 м-
проводами принимается 0,4 м, и таким обра-
зом, размер токоведущих проводов фазы со-
ставляет с учетом арматуры около 0,5 м; при
жесткой ошиновке ОРУ 500 кВ могут быть
применены трубы наружным диаметром 75—
100 мм). Жесткая ошиновка не находится
под постоянным механическим напряжением
от натяжения (при гибкой ошиновке провода
всегда находятся над натяжением, почему
имеется опасность их обрыва); при жесткой
ошиновке возможно применение сварных сое-
динений как по длине ошиновки, так и на
ответвлениях от нее вместо применения спе-
циальных прессуемых зажимов при гибкой
ошиновке; применение сварки существенно
повышает надежность ошиновки и уменьшает
объем работ при монтаже и в эксплуатации
(по проверке исправного состояния контак-
тов); возможно применение одной токоведу-
щей трубы для номинальных токов до 8 000 А
вместо подвески четырех-шести гибких про-
водов с большим количеством концевой арма-
туры и прессуемых зажимов разных типов.
На рис. 2-83 приведены кривые допускае-
мых нагрузок на трубчатую ошиновку из алю-
миниевого сплава для труб различных разме-
ров [Л. 2-21], из которых видно, что при трубе
с наружным диаметром 250 мм и с толщиной
стенки 12 мм может быть допущена нагрузка
около 8 000 А, т. е. намного больше требуемых
в настоящее время для ошиновки самых
мощных цепей ОРУ ПО—750 кВ. При жест-
кой ошиновке обеспечивается снижение в не-
сколько раз уровня радиопомех.
Благодаря расположению жесткой оши-
новки на небольшой высоте обеспечивается
лучшая доступность для чистки и ремонтов
опорных изоляторов, тогда как при гибкой
Рис. 2-83. Допускаемые нагрузки для труб различного
диаметра (наружного) из алюминиевого сплава с про-
водимостью 30 м/Ом мм2 для постоянного и перемен-
ного токов (до 60 Гц), без покраски, при наружной
установке, с перегревом 50 °C над температурой окру-
жающей среды 35 °C, при различной толщине стенки
трубы (Д мм).
Рис. 2-84. Усилия, возникающие при жесткой и гибкой
ошиновке ОРУ при прохождении по ним токов к. з.
а — для пролета 13 м н межфазном расстоянии 3,5 м; 1 — уси-
лия на опорные изоляторы прн жесткой ошиновке; 2 — то же,
при одном гибком проводе на фазу; 3—то же, при двух гиб-
ких проводах на фазу, б— для пролета 20 м и междуфазовом
расстоянии 4,5 м.
ошиновке гирлянды изоляторов располагают-
ся неудобно для чистки; лучшая обозревае-
мость жесткой ошиновки и поддерживающих
ее изоляторов и более легкое выделение от-
дельных ее участков для ремонта улучшают
условия ее эксплуатации. При жесткой оши-
новке возможно применение простейших по
конфигурации и небольших по высоте конст-
рукций под опорные изоляторы, поддержи-
вающие эту ошиновку. При применении же-
сткой ошиновки резко снижаются усилия на
поддерживающие конструкции, поскольку
на них в нормальном режиме действует только
масса изоляторов и ошиновки; при гибких
165
проводах последние для уменьшения стрелы
провеса подвешиваются со значительными
(в несколько тонн) усилиями на большой вы-
соте. При жесткой ошиновке снижаются так-
же усилия, возникающие при прохождении по
ней токов к. з.
На рис. 2-84,а приведены кривые, показы-
вающие, как изменяются усилия на опорные
изоляторы при гибкой и жесткой ошиновках
в зависимости от величины проходящих по
ним токов к. з. для случая подвески ошиновки
с пролетом 13 м и расстоянием между фазами
3 500 мм. Ошиновка выполнена в трех вариан-
тах: из двух алюминиевых проводов по
240 мм2; из алюминиевой трубы диаметром
120 мм; из одного алюминиевого провода се-
чением 500 мм2 [Л. 2-23]. При гибкой ошинов-
ке усилия на поддерживающие эту ошиновку
изоляторы и конструкции в 3 раза и более
превышают таковые при жесткой ошиновке
при прохождении токов к. з. одинаковой вели-
чины. Особенно велики усилия при гибкой
ошиновке, выполненной из нескольких прово-
дов на фазу.
На рис. 2-84,6 приведены аналогичные кри-
вые для случая подвески ошиновки с проле-
том 20 м при межфазовом расстоянии
4 500 мм и выполнении одного Пролета с по-
мощью алюминиевой трубы диаметром 250 мм
и другого пролета — двумя проводами сече-
нием 500 мм2 каждый при расстоянии между
проводами одной фазы 200 мм [Л. 2-22]. Как
и в предыдущем случае, усилия на опорные
конструкции при гибкой ошиновке во много
раз больше, чем при жесткой, при тех же зна-
чениях токов к. з. При жесткой ошиновке воз-
можно снижение величины шага ячейки (бла-
годаря уменьшению изоляционных и межфа-
зовых расстояний) и, следовательно, умень-
шение длины ОРУ. Жесткая ошиновка дает
также возможность уменьшения количества
порталов для подвески ошиновки и, следова-
тельно, снижения ширины ОРУ. Вместе
с уменьшением размеров ОРУ по длине и
ширине уменьшаются расход контрольных ка-
белей, длина дорог, затраты на стальные кон-
струкции и т. п.
Применение жесткой ошиновки позволяет
для некоторых узлов ОРУ отказаться от уста-
новки дополнительных опорных изоляторов
или гирлянд изоляторов и порталов с гибкой
ошиновкой, как, например, для соединения
трех разъединителей в узле отходящей цепи
в схеме многоугольника или с полутора вы-
ключателями на цепь. Окраска высоких конст-
рукций, применяемых при гибкой ошиновке,
более дорога и опасна. Аварийные ремонты
жесткой ошиновки также менее опасны и тру-
доемки, чем при гибких проводах.
Уменьшение высоты конструкций ОРУ при
жесткой ошиновке позволяет выполнить ОРУ
с низким профилем, что помимо снижения
затрат на опоры облегчает условия его при-
способления (маскировки) к местности; низ-
кий профиль РУ с жесткой ошиновкой обес-
печивает также хорошую обозреваемость
аппаратов. В Англии были разработацй для
ОРУ 400 кВ конструкции, обеспечивающие
возможность выполнения жесткой ошиновки
с пролетом 25 м.
В США из десяти энергосистем шесть при-
меняют в ОРУ 500 кВ жесткие шины, в од-
ной системе — жесткие шины и гибкие прово-
да и в трех — гибкие провода (Л. 2-26]. Там
же указываются следующие наибольшие зна-
чения номинального тока, пролета и диамет-
ра труб (внутренний), которые были примене-
ны на четырех ОРУ этих систем: 1) 3 000 А,
12,2 м, 11,4 см; 2) 3 200 А, 17 м, 12,7 см;
3) 4 500 А, 17,4 м, 16,8 см и 4) 4 500 А, 22,8 м,
20,3 см.
В США и ФРГ разработаны специальные
профили для жесткой ошиновки. Для обеспе-
чения надежной работы ОРУ с жесткой оши-
новкой необходимо внимательно размещать
на этой ошиновке компенсаторы, которые вос-
принимали бы на себя изменения длины жест-
ких шин при колебаниях их температуры, так
как в противном случае — при отсутствии или
неправильной установке компенсаторов — вво-
ды аппаратов и опорные изоляторы подверга-
лись бы огромным усилиям от температурных
удлинений или сокращений жесткой ошиновки
большого сечения. Выше были даны примеры
выполнения в разных странах компенсаторов
для жесткой ошиновки, устанавливаемых на
опорных изоляторах или совмещенных с разъ-
единителями. Принцип устройства этих ком-
пенсаторов одинаков: конец жесткой шины
имеет возможность свободно перемещаться
в направляющих (или по направляющему
стержню), а надежное электрическое соеди-
нение между этим подвижным элементом це-
пи и неподвижной частью аппарата или такой
же шины осуществляется с помощью гибких
проводов или тонких пластин. Более сложные
конструкции компенсаторов, например со
скользящими контактными поверхностями, как
это делается в КРУ, на открытой ошиновке
ОРУ не применяются.
Второе мероприятие, необходимое для на-
дежной работы ОРУ с жесткой ошиновкой, —
это борьба с возможной вибрацией при вет-
рах определенной скорости, что могло бы при-
вести к усталости материала ошиновки. Во
избежание вибрации жесткой ошиновки
внутрь труб укладываются гибкие провода
или трубы меньшего диаметра, которые слуг
жат гасителями этих вибраций. В Италии
в качестве демпферов используются также
166
консоли (длиной 1,5—3 м) арматуры, уста-
навливаемой на поддерживающих опорных
изоляторах, служащие одновременно и для
уменьшения свободной длины пролета жест-
кой ошиновки. В результате применения жест-
ких шин и пантографических разъединителей
шаг ячейки ОРУ 380 кВ в ФРГ удалось со-
кратить с '26 до 17 м, а шаг ячейки ОРУ
220 кВ с 15,5 до 11 м.
Достоинства жесткой ошиновки привели
к широкому распространению ее при выполне-
нии РУ во всех странах. В ряде стран был
разработан ряд новых конструктивных реше-
ний для узлов жесткой ошиновки, проведены
испытания этой ошиновки и разработаны ме-
тоды ее расчета. Очевидно, что в типовых
проектах ОРУ ПО—750 кВ, разрабатываемых
в Советском Союзе, целесообразно также ис-
пользовать преимущества жесткой ошиновки
и снизить размеры ОРУ и затраты на них
строительно-монтажную частью.
Следует также шире применять компонов-
ки ОРУ со смешанной ошиновкой, с установ-
кой в одном ОРУ разъединителей разных ти-
пов, если это дает возможность сократить раз-
меры ОРУ, число конструкций и количество
изоляторов, компоновки с двухрядным шах-
матным размещением выключателей в ОРУ
со схемами многоугольников, с полутора вы-
ключателями на цепь й т. п. Наконец, надо
шире применять компоновки ОРУ с подвесны-
ми выключателями и разъединителями для на-
пряжений 500 кВ и выше, особенно учитывая
необходимость накопления опыта сооружения
и эксплуатации таких ОРУ для использования
его при сооружении в будущем установок на-
пряжением 1 150—1 500 кВ.
ГЛАВА ТРЕТЬЯ
КОМПОНОВКИ И КОНСТРУКЦИИ ЗАКРЫТЫХ
РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ (ЗРУ)
3-1. КОМПОНОВКИ И КОНСТРУКЦИИ ЗРУ
В СССР
Закрытые распределительные устройства
6—10 кВ
ЗРУ мощных ТЭЦ выполняются по од-
ному из следующих двух вариантов: с одной
системой шин, с обычными или сдвоенными
групповыми реакторами; с двумя систе-
мами шин, с обычными или сдвоенными
групповыми реакторами. В зависимости от
местных условий каждый из этих типов РУ
может быть снабжен коммутационным обору-
дованием с динамической устойчивостью на
230 или 300 кА1.
Главное РУ 6—10 кВ с одной систе-
мой шин размещается в одноэтажном зда-
нии с пролетом 18 м, с унифицированными
строительными конструкциями, с двухрядным
расположением сборных шин (рис. 3-1). Такая
компоновка наиболее проста в строительной
части, требует наименьшего расхода железо-
бетонных конструкций и обеспечивает наибо-
лее удобные условия для обслуживания
электрооборудования и его монтажа. Эта ком-
поновка утверждена в качестве типовой Мин-
энерго и Госстроем СССР. Здание ГРУ со-
оружается полностью из железобетонных кон-
струкций, которые нужны также для сооруже-
ния других вспомогательных зданий на пло-
1 В книге приведены компоновки и конструкции
ЗРУ, разработанные в последние годы; компоновки ЗРУ
более раннего периода описаны в [Л. 3-1—3-3].
щадке ТЭЦ. Для ГРУ 6 кВ с одной, системой
шин с тремя секциями, связанными в кольцо,
были выполнены рабочие чертежи.
К каждой из секций присоединено по од-
ному генератору 60 МВт; к первой и третьей
секциям присоединены трансформаторы
6/38,5/115 кВ по 60 мВ-А, с РПН на стороне
115 кВ. Для ограничения величины ударного
тока к. з. до 300 кА реактивные сопротивле-
ния трансформатора приняты: Лв-н=17%,
Ав-с=10,5% и Хс-н=6%. Соединение трех
секций в кольцо позволяет передавать свобод-
ную мощность генератора первой секции на
третью при ремонтных работах на второй сек-
ции помимо трансформаторов 6/38/115 кВ.
Для питания внешних потребителей на
каждой секции установлено по два сдвоенных
групповых реактора с номинальным током до
2 X2 000 А и четыре сборки КРУ, оборудован-
ные выключателями типа ВМП-6 на 1 000 или
600 А. Три фазы указанных сдвоенных реак-
торов устанавливаются в одну вертикальную
колонку и занимают одну ячейку. Ошиновка,
соединяющая вводы в здание ГРУ от генера-
торов с их выключателями, и ошиновка, сое-
диняющая групповые реакторы с шинами
КРУ, выполняются в закрытых коробах: для
номинальных токов 5 кА и более эти коробы
выполняются с обшивкой из асбоцементных
плит и стальным каркасом, а при токах 2 кА
и менее —с обшивкой стальными листами.
Для осмотра ошиновки, заключенной в коро-
бы, предусмотрены открывающиеся вниз
дверки. Для данного ГРУ характерно разме-
щение перемычки, замыкающей первую и
167
третью секцию в кольцо, снаружи здания и
выполнение ее в виде подвесного токопровода
такой же конструкции, как и для соединения
выводов генераторов в наружной стене ма-
шинного отделения с ячейками этих цепей
в ГРУ (рис. 3-2 и 3-3). Следует отметить,
что для подвески этой перемычки частично
используются колонны конструкций, служа-
щих для подвески токопроводов от ГРУ
к трансформаторам.
Охлаждающий воздух к реакторам подво-
дится с помощью двух каналов; нагретый
в камерах реакторов воздух выбрасывается
наружу с помощью подвешенных к потолку
коробов через стену. В каналы воздух
подается четырьмя вентиляторными установка-
ми. Для вентиляции кабельных туннелей пре-
дусмотрены отдельные вентиляторные уста-
новки. Блоки конструкций со сборными шина-
ми и шинными разъединителями и коробы
с ошиновкой изготавливаются в монтажно-за-
готовительных мастерских или на заводе и за-
тем в собранном виде монтируются в ГРУ.
Типовое ГРУ 6—10 кВ, разработанное
Промэнергопроектом в 1967 г., предусматри-
вает выполнение его в двух модификация,х,
отличающихся величиной ударного тока
к. з., — на 230 и 300 кА. Для номинальных
напряжений би 10 кВ схемы выполняются
принципиально одинаковыми: с одной систе-
мой сборных шин, с четырьмя секциями, сое-
диняемыми в кольцо с помощью секционных
выключателей и реакторов (рис. 3-4); замыка-
ние четырех секций, располагаемых в одну
линию, выполняется наружной перемычкой.
При напряжении 6 кВ каждой из секций мо-
жет присоединяться по одному генератору
60 МВт, а при 10 кВ — по одному генератору
Рис. 3-1. Главное РУ 6—10 кВ
с одной системой шин в одно-
этажном здании пролетом 18 м
с двухрядным расположением
сборных шин. ТЭП. 1962.
а — схема : заполнением.
Наименование
монтажных
единиц
Шкафы
с Выключателем
вМП-Ш
и вводные сворные
ячейки
З&комплентных ячеек
Проход
Нам еры реакторов
Р[1Я,РБЯБ
и выключателей
МГ-2О и МГ-10
Сворные шины и шин-
ные разъединители
РвК~1О и РВК-30
Номера ячеек
Сворные шины и шин-
ные разъединители
Рвк-10 и PBK-ZO
Камеры реакторов
PER, РЕЯС
и выключателей
МГ-2О и МГ-10
Проход____________
-Некомплектных ячеек
Шка/ры КРУ
с выключателем
ВМП-10
и вводные сворные
ячейки
Наименование
монтажных
единиц
Р8К-2О
L 7200Я
МГ-20
6000Я
26
25
Урвк-ю чУрВКНО РВК-20
УвОООЯ Ч4-ОООЯ „\л-720ПЙ
Р8К-20
1500-10%
Зё
33
а а
32 30 28
СекцияШ Зш
31 23______27
J РВК-10 X
[167 65 63 61 56 57
|3
вв 8ё 82 80 7ё 76 ! ,74 72 70 68
||
ПКТУ-10 /~2Г\ 1 1 НТМИ-6
С ^.мгю
Q 5 ОО О Я
55 S3 5! ёЗ
168
100 МВт. Связь с системой осуществляется
через трансформаторы 6—10/110—220 кВ
с РПН, присоединяемыми к первой и третьей
секциям; мощность этих трансформаторов
определяется нагрузкой потребителей генера-
торного напряжения и режимами (нормаль-
ными и аварийными) работы генераторов
(см. гл. 1). Питание потребителей генератор-
ного напряжения осуществляется кабельными
линиями от сборок КРУ 6—10 кВ, которые
присоединяются к основным секциям ГРУ че-
рез токоограничивающие групповые сдвоен-
ные реакторы, причем в зависимости от числа
отходящих линий и их нагрузки предусматри-
вается один или два реактсфа на каждую
секцию. Возможно также питание небольшой
части линий с помощью индивидуальных
обычных реакторов, а также шинными токо-
проводами на 3—4 кА каждый.
Особенностью компоновки ГРУ по данно-
му типовому проекту (рис. 3-5) в отличие от
ГРУ по рис. 3-1 является то, что в ряду, обра-
щенном в сторону ОРУ, установлено боль-
шинство шкафов КРУ для отходящих линий
6—10 кВ; в среднем ряду установлены шкафы
выключателей в цепях трансформаторов свя-
зи, резервного трансформатора с. н., сдвоен-
ных реакторов для питания КРУ отходящих
линий и часть шкафов этих КРУ и в ряду,
обращенном к машинному отделению, уста-
новлены шкафы выключателей генераторов,
рабочих трансформаторов с. н., секционных
реакторов, а также сами секционные реакто-
ры. За счет уменьшения числа рядов оборудо-
вания с четырех до трех и за счет несим-
метричного расположения указанных трех ря-
дов шкафов относительно оси здания ЗРУ
оказалось возможным несколько увеличить
*5
s s а
S'? §
тг
66 6b
20
PBflC-6
2X1500
< 10 %
"in
A|A Ai | ।
v ।
5г so Be I
Г Г
\p6AC-B । I
2x2000,l2°l„
Hl‘
1 1 ;
Г 4J 44 4г 44 да да
* g S s S
В g
У | 34 32 30 28 26 2b 22 20
AlA A A| AlA
red 11
Utflll
'ii
I
го C is is
IJJAI
1А1А. ! 1 IFi
РБРС-6
'2>4500'
i
WWf
i| чу
тг- рвк-1о-£-рвк-ео-г-pbk-ib t—
X 4(W/?X 7200п X ВОНОА X
3S
BoilOfl
PBK-10
B-OOOA
PBK-W
> booop
PBK-20
72000
P6A-6 I
3000fl, 12 %
т I
-TPBK-10 -
Д ВОООЯ
СекцияП Zill
23 21
PBB-/o=kBBK-2o ГР^го-
JfflSQ. 7200fl
IS
J
13 11 9
Affifi
a
g
PBK-20
7200П
мг-го
7200/1
1
10 „ 8
Секция I 1ш
s
is 42 м
§8
§ t S’
S a a
12 Io
15
B? Bs Вз Bl 38 37
3533 31 23 27 T 25 23 21 IS 17 T
(l
ЯМ Ini UM
‘a

№
/г%' 5000ei

169
Наименование
. монтажной
единицы
.№ячеек
Проход
Шкафы- КРУ с
выключателем
ВМП-10
Вентиля- ционные камеры Секционный реактор Сдвоенный реактор Трансформатор трехобмото чный г №2 бООПОкВ'Р Проход Линия№2 резервного питания с.р. ГРЭС Линия№2 рабочего питания с.р. ТЭЦ Сдвоенный реактор Шинный трансфо- рматор напряже- ния Венткаме ры Линия резервного питания с.р. ТЭЦ
54 1 52 30 28 1 26 24 22 20 . 18 . 16 74
Проход
Ячейки
реакторов
венткамеры
Ячейки шинных
разъединителей
Проход
Ячейки шинных
разъединителей
Ячейки
реактора
венткамеры
Проход
Шкафы КРУ с
выключателем
ВМП-10
Проход
/Н ячеек
Наименование
.монтажной
единицы
33 31 23 21 25 23 1 2Т ' 1Э ?7 13 13 I 11
венткамера Генератор М3 ЛинияМЗ рабочего питания с.р. ТЭЦ Сдвоенный реактор Шинный тр - тор напряже- ния Секционный выключи - тель Проход Секционный реактор Генератор .№2 Сдвоенный реактор Секционный выключа- тель Секционный реактор
глубину шкафов с реакторами и шкафов
с шинными разъединителями и сборными ши-
нами и обеспечить лучшие условия эксплуа-
тации установленного в этих шкафах обору-
дования.
Удаление нагретого воздуха из ячеек с ре-
акторами осуществляется с помощью спе-
циальных вентиляционных установок, разме-
щаемых в двух камерах ГРУ, и двух венти-
ляционных туннелей, расположенных под ря-
дами ячеек с реакторами; подвод от вентиля-
ционных камер выполнен в середине ГРУ,
а выброс нагретого воздуха выполняется ин-
дивидуально от каждой камеры под крышей
здания. Для вывода кабелей, отходящих от
ГРУ к внешним потребителям и к секциям
с. н. 6 кВ, предусмотрены два кабельных тун-
неля, расположенных непосредственно под
шкафами КРУ и под ячейками с генераторны-
ми выключателям,!.
Здание ГРУ выполняется одноэтажным
с пролетом 18 м и высотой 5,2 м до низа же-
лезобетонной балки перекрытия. Соединение
выводов цепей генераторов в стене машзала
с их ячейками в ГРУ выполняется неизолиро-
ванными гибкими проводами; таким же обра-
зом выполняются соединения между транс-
форматорами и ячейками их выключателей,
а также перемычка, соединяющая в кольце
четыре секции ГРУ; эта перемычка распола-
гается со стороны ОРУ аналогично компонов-
ке по рис. 3-1. В торце ГРУ располагается
пристройка, в которой размещены панели ре-
лейной защиты цепей, отходящих от ГРУ
(кроме реле, установленных непосредственно
в релейных отсеках шкафов КРУ).
Главное ГРУ 6—10 кВ с двумя- си-
стемами шин по типовому проекту Тепли-
электропроекта с обычными групповыми реак-
торами, от каждого из которых питаются две
или три линии, предусматривает выполнение
сборных шин на ударный ток 300 кА; к каж-
дой из секций присоединяется генератор
60 МВт, 6 кВ или генератор 100 МВт, 10 кВ.
Секции могут располагаться по обе стороны
оси здания, поэтому соединение четырех сек-
ций в кольцо выполнить несложно (рис. 3-6 и
3-7).
В проекте была также рассмотрена воз-
можность последовательного расположения
секций по длине здания ГРУ с расположением
перемычки между первой и четвертой секция-
ми в одном из наружных коридоров второго
этажа. Такое расположение секций обеспечи-
вает несколько лучшие условия для локализа-
ции аварии в ГРУ. Несомненно, что при та-
кой компоновке увеличится расход цветных
металлов и опорных изоляторов для выпол-
нения указанной протяженной перемычки
между первой и четвертой секциями ГРУ.
Главное РУ размещается в двухэтажном
здании с пролетом 15 м и высотой первого и
второго этажей по 4,8 м; расположение яче-
ек— двухрядное. В этой компоновке выпол-
170
х Трансформатор
трехобмоточный
№1
60000кВ-Р
>2 \ /о | г
ЛинияЛ6!
Сдвоенный. Секцией- резервного
реактор ный вык- питания
лючатель с.р. ГРЭС
ГГ
Вытяжная шахта кабельных
туннелей
7W
3
Лини.я№1
/Р1
□
Приточная
капера
кабельных
туннелей
Сдвоенный
. реактор
'Шкаф
обдувки
питания
е-р ТЭЦ I
Шинные .
тр-тор рабочего Генератор
напряже
ния
Шкаф привода
600 650
20
?5
й
TL
io
13
1±
72
12
77
5525
ООО
23
М
□ ,
Проход
Мвтяжная
шахта
Помещение электроли-
зерной. г~‘--в""
ение электроли- Uzzn
установки У
Преобразовательная
вести-
бюль
LPV:
ГазоанализаА '
J торная
К о мпрессорная
Насос
г^перекачки
^электро-
лите
7,2
Рис. 3-1. Главное РУ 6—10 кВ с одной системой шин в одноэтажном здании пролетом 18 м с двухрядным распо-
ложением сборных шин. ТЭП, 1962.
6 —план; в — разрез по цепям генератора н группового сдвоенного реактора; /—кабельный туннель; 2—вентиляционные каналы.

б
няются два кабельных туннеля. Подвод
охлаждающего воздуха в камеры реакторов и
для сборных шин осуществляется через цен-
тральный коридор первого этажа.
Ростовским отделением ТЭП выполнены
типовые рабочие чертежи для ГРУ данного
типа. В ГРУ могут устанавливаться выключа-
тели типа МГ-10 на 5—9 кА для цепей гене-
171
раторов и трансформаторов, секционных и
шиносоединительных выключателей и типа
ВМП-10 — для цепей отходящих линий. Сек-
ционные реакторы предусматриваются на ток
до 4 кА, групповые — до 1,5 кА. Сборные ши-
ны для ГРУ, рассчитанного на устойчивость
300 кА, выполняются для номинального тока
8—9 кА из алюминиевых коробчатых шин се-
чением 2(225X105X12,5 мм), а для ГРУ, рас-
считанного на устойчивость 230 кА и номи-
нальный ток 4,5—5 кА, — с алюминиевыми
коробчатыми шинами сечением 2(15ОХ65Х
Х7 мм). Ответвления от сборных шин до
шинных разъединителей выбираются на дина-
мическую устойчивость 300 или 230 кА, сече-
нием соответственно 2(100X45X4,5 мм) или
2(75X35X5,5 мм). Шаг колонн здания по
длине 6 м; шаг ячеек 2,4 м.
Перегородки первого этажа выполняются
с металлическим каркасом и с железобетон-
ными плитами, а перегородки второго этажа—
с металлическим каркасом и асбоцементными
плитами. Блоки для шин и шинных разъедини-
телей выполняются сборными; они опираются
на металлические конструкции камер первого
этажа. Два подземных туннеля для силовых и
контрольных кабелей используются в качестве
фундаментов для ячеек первого этажа. Для
обеспечения вентиляции секционных реакто-
ров и подачи охлаждающего воздуха в боко-
вые коридоры к групповым реакторам сек-
ционные реакторы установлены на подставках
высотой 1,2 м.
При сооружении ГРУ в две очереди и вы-
полнении в первой очереди двух секций с дву-
мя трансформаторами связи в ГРУ первой
очереди выполняется часть будущей третьей
секции (рис. 3-8). При таком выполнении впо-
следствии не надо будет переносить трансфор-
матор со второй секции на третью, где он дол-
жен быть при полном развитии ГРУ до четы-
рех секций.
Закрытые распределительные устройства
35 кВ
Типовое ЗРУ 35 кВ выполняется одно-
этажным, высотой 4,8 м и с пролетом 12 м;
шаг колонн по длине здания 6 м (рис. 3-9).
Сборные шины размещаются в нижней части
камер сборной конструкции; шинные разъеди-
нители— в их верхней части. Выводы линей-
ных и трансформаторных цепей осуществля-
ются на одну сторону здания. При такой ком-
поновке упрощается обслуживание электро-
оборудования и число коридоров сокращается
с шести (при варианте с двухрядным и двух-
этажным расположением оборудования) до
трех. В Ростовском отделении ТЭП разрабо-
таны рабочие чертежи описанной компоновки
ЗРУ 35 кВ. Здание РУ сооружается из унифи-
цированных сборных железобетонных конст-
рукций. Шаг ячейки 3 м. Ограждающие кон-
струкции здания выполняются из железобе-
тонных панелей толщиной 7 см; ЗРУ рассчи-
тано на установку выключателей типов
ВВН-35 и МГ-35 с номинальным током
1 000 А и ВВН-35 на 2 000 А. Схема заполне-
ния ЗРУ 35 кВ приведена на рис. 3-10. Сбор-
ные шины рассчитаны на номинальный ток
2 000 А и динамическую устойчивость 82 кА.
Ячейки выключателей устанавливаются в один
ряд. Центральный коридор является коридо-
ром управления, сюда выведены приводы
шинных и линейных разъединителей. Управ-
ление заземляющими ножами линейных разъ-
единителей осуществляется из бокового кори-
дора, со стороны выводов воздушных линий.
Сборные шины располагаются в вертикальной
плоскости и снабжены горизонтальными раз-
делительными межфазовыми перегородками
из асбошифера. В боковых коридорах со сто-
роны выводов линий устанавливаются панели
релейной защиты. Воздушные магистрали
располагаются в центральном коридоре над
шкафами управления выключателями. В свя-
зи с относительно небольшой высотой здания
для восприятия тяжений от проводов линий
перед зданием устанавливаются отдельно
стоящие порталы. Схема выхода воздушных
присоединений линий и трансформаторов
к ЗРУ 35 кВ приведена на рис. 3-11. Для воз-
можности работы на выводах линий между
' двумя соседними ячейками снаружи здания
укрепляются разделительные перегородки.
Закрытые распределительные устройства
НО кВ
Рост плотностей электрических нагрузок
в городах привел к необходимости сооруже-
ния внутри городских кварталов подстанций
глубоких вводов, питающихся на напряже-
ниях ПО—220 кВ. В связи с затруднениями
в получении нужной площади для размеще-
ния таких подстанций их РУ НО—220 кВ
должны быть исключительно компактными,
поэтому их выполняют закрытыми, в зданиях.
Такое же положение имеет место при разме-
щении РУ 110—220 кВ на площадках про-
мышленных предприятий и на ТЭС, распола-
гаемых в стесненных условиях или в районах
с загрязненным воздухом, разъедающим от-
крытые токоведущие части и снижающим
изоляционные свойства фарфора. Кроме того,
ЗРУ сооружаются также в северных районах
172
с очень низкой температурой и с обильными
снегопадами.
В настоящее время в СССР ЗРУ ПО—
220 кВ сооружаются только с применением
оборудования, предназначенного для ОРУ.
При размещении оборудования в здании
с разделительными перегородками между со-
седними цепями оказывается возможным
уменьшить шаг ячейки. Так, при напряжении
ПО кВ вместо шага ячейки ОРУ в 9 м в ЗРУ
он может быть принят 6 м. Для напряжения
220 кВ соответственно вместо 15,4 м шаг
ячейки может быть принят 12 м.
При выполнении здания РУ в два или три
этажа и размещении шинных разъединителей
и сборных шин на верхних этажах, а выклю-
чателей на первом этаже может быть сущест-
венно уменьшена также и ширина РУ.' При
размещении повышающих трансформаторов
в камерах, встроенных в первый этаж здания
РУ, могут быть существенно уменьшены раз-
меры всей площадки и для РУ и трансформа-
торов.
Типовая компоновка ЗРУ ПО кВ 1959 г.
с двумя системами шин в здании и с обходной
системой шин, расположенной снаружи,
с воздушными выключателями предусматри-
вает сооружение двухэтажного здания с высо-
той первого этажа 6,6 м, второго этажа око-
ло 5 м и пролет здания 12 м. Шаг колонн по
длине здания и шаг ячейки 6 м (рис. 3-12).
Колонны здания выполняются с различным
сечением по высоте и с консолями, на кото-
рые опираются балки перекрытия первого эта-
жа. Для прокладки контрольных кабелей и
воздухопроводов предусмотрен подземный тун-
нель.
В связи с тем, что выявилась необходи-
мость в ЗРУ НО кВ с расположением обход-
ной системы шин также в здании РУ Тепло-
электропроектом в 1967 г. была разработана
компоновка ЗРУ зального, высокого типа, рас-
считанная на обслуживание подвешенных под
потолком гирлянд изоляторов и ошиновки
двух основных и третьей обходной систем
шин, а также установленных высоко над уров-
нем пола шинных разъединителей с помощью
передвижных телескопических подъемников
(рис. 3-13). ЗРУ рассчитано на установку
в нем воздушных или малообъемных масля-
ных выключателей. Эта компоновка была
утверждена Минэнерго СССР в качестве ти-
повой. К 1971 г. в эксплуатации находилось
несколько таких ЗРУ. Из-за отсутствия теле-
скопических подъемников с размерами, спе-
циально приспособленными для перемещения
их в ЗРУ, возникли затруднения с обслужи-
ванием таких РУ. Однако, по мнению автора,
даже при наличии таких подъемников переме-
щение последних по ЗРУ и установка их
в нужном месте будут связаны с определен-
ными неудобствами и трудностями из-за их
большой массы. Вышками придется пользо-
ваться и при необходимости проведения мини-
мальных по объему работ на отдельных гир-
ляндах, разъединителях, контактах ошиновки
(протирка, устранение искрения, подтяжка
болтов и т. п.).
Компоновкам ЗРУ зального, высокого типа
свойствен общеизвестный недостаток: при
проведении ремонтных работ на разъедините-
лях, расположенных над выключателями, воз-
можны повреждения выключателя обронен-
ным инструментом или частями разъедините-
ля при разрушении последнего (вследствие
перекрытия или механического дефекта) и
при замене неисправных элементов шинных
разъединителей. Таким образом, в области
компоновок и конструкций ЗРУ ПО кВ еще
предстоит работа по созданию более рацио-
нальных компоновок. В этом ЗРУ необходимо
устанавливать также и выключатели новых
типов —ВВБ-110, ВНВ-110.
1
Закрытые распределительные устррйства
154 и 220 кВ
В СССР в 1957 г. было включено в рабо-
ту ЗРУ 154 кВ Каховской ГЭС. ЗРУ выпол-
няется по схеме с одной рабочей системой
шин, секционированной на две части, и одной
обходной системой шин. К ЗРУ присоеди-
няются шесть блоков генератор — трансфор-
матор с генераторами 72,5 МВ-А, 13,8 кВ и
трансформаторами ТДГ-70000/150 мощностью
по 70 МВ • А [Л. 3-4]. Ввиду специфичности и
малой применяемости такого ЗРУ описание
его не приводится.
В последние годы в СССР выявилась не-
обходимость в сооружении ЗРУ на напряже-
ние 220 кВ. В [Л. 3-5] описана компоновка
ЗРУ 220 кВ Колымской ГЭС, на которой из-
за специфических местных условий была
принята нетиповая компоновка. В 1970—
1971 гг. в ТЭП велись поисковые работы по
созданию типовой компоновки ЗРУ 220 кВ.
На рис. 3-14 приведена компоновка ЗРУ
220 кВ для схемы соединений с двумя основ-
ными и третьей обходной системами шин,
с размещением оборудования на двух этажах;
в РУ установлены выключатели типа ВВБ-220.
В указанной компоновке ширина здания ока-
зывается минимальной по сравнению с други-
ми (в том числе и зарубежными) компонов-
ками. Балка перекрытия расположена над вы-
ключателем и может быть использована так-
же для подвески талей при проведении мон-
тажно-ремонтных работ, что упрощает и
ускоряет ремонт самых тяжелых и громоздких
элементов оборудования ЗРУ. Протирка гир-
173
174
лянд изоляторов второго этажа может быть
выполнена с помощью небольших лестниц,
устанавливаемых на полу этого этажа.
3-2. КОМПОНОВКИ И КОНСТРУКЦИИ ЗРУ
ЗА РУБЕЖОМ
ЗРУ генераторного напряжения. Для ЗРУ генера-
торного напряжения характерно наличие цепей со зна-
чительными номинальными токами, что обязывает при-
нимать меры по ограничению нагрева от перемагничива-
ния и токов Фуко несущих конструкций шкафов и яче-
ек ГРУ с коммутационной аппаратурой на большие
токи. При стальных несущих конструкциях на отдель-
ных элементах шкафов устанавливаются размагничиваю-
щие кольца.
После лабораторных исследований и специальных
расчетов швейцарская фирма ВВС установила, что при
номинальных токах 5 000 А и выше несущие конструк-
ции ячеек (каркас) наиболее целесообразно выполнять
из твердых дюралевых сплавов, а разделительные пере-
городки из алюминиевых листов. Экономические подсче-
ты выявили что несмотря на большую стоимость еди-
ницы массы дюраля общая стоимость шкафа РУ из
этого материала не более стоимости шкафов из стали
за счет того, что масса дюралевых конструкций при-
мерно в 3 раза меньше стальных [Л 3-6]. При выпол-
нении же шкафов и конструкций таких ячеек из дюра-
левых сплавов резко сокращаются потери мощности и
энергии в этих конструкциях. В выполненном этой
фирмой РУ с номинальными токами 5 000 А и выше
шкафы выполняются сборного типа с установкой в них
воздушных выключателей и разъединитёлей. Характерно
для этих конструкций применение комплектных закры-
тых токопроводов на номинальный ток 9 000 А в каче-
стве сборных шин, причем эти токопроводы изготавли-
ваются и поставляются по кооперации другой фирмой
(рис. 3-15, 3-16, 3-17).
На современных мощных электростанциях в по-
следние годы появились новые конструкции закрытых
устройств генераторного напряжения, предназначенные
для установки выключателя между генератором и по-
вышающим трансформатором. В связи с своеобразием
и новизной конструктивного исполнения этого узла иа
нем следует остановиться подробнее. Конструктивно
установка такого выключателя в цепи генератора вы-
полнялась в нескольких вариантах: а) размещение
выключателя под фундаментом генератора. Такое реше-
б)
Рис. 3-2.
а — план и б —разрез взаимного расположения ГРУ 6 кВ и машинного отделения ТЭЦ и размещение гибких подвесных токо-
нроводов. ЛОТЭП, 1963.
175
Рис. 3-3. Общий вид ГРУ 6 кВ и подвесных токопрово-
дов к трансформаторам и для перемычки, замыкающей
в кольцо три секции шин ГРУ. ЛОТЭП, 1963.
ние весьма компактно, так как оно не требует увеличе-
ния размеров главного корпуса или сооружения отдель-
ного здания; вместе с тем весьма ограниченные размеры
таких помещений затрудняют монтаж и обслуживание
выключателя, особенно учитывая необходимость уста-
новки пофазных разделительных перегородок из изоля-
ционного материала, которые должны исключить воз-
можность возникновения междуфазных к. з.; б) соору-
жение перед фронтом машзала отдельного здания для
установки указанного выключателя. Условия монтажа и
эксплуатации при этом существенно улучшаются, однако
такое решение приводит к увеличению капитальных зат-
рат и размеров территории ТЭС. Компоновки по перечис-
ленным вариантам даны в (Л. 3-2]; в) компоновка этого
узла с применением выключателя специальной конструк-
ции, приспособленного для встраивания его непосредст-
венно в закрытый токопровод, как показано на рис. 3-18
[Л. 1-30]. Такой выключатель разработан фирмой ВВС;
он выполняется на номинальные токи 12, 24 и 36 кА
(рис. 3-19). Выключатели для встраивания в токопро-
вод изготовляются также французской фирмой Делль-
Альстом.
Закрытые РУ ПО кВ и выше. На английской под-
станции Уитстон 275/33 кВ выполнено ЗРУ 275 кВ
с двумя системами шин с Ш-образным расположением
их. с одним выключателем иа цепь. Для шунтирования
выключателя на период его ремонта предусмотрены
съемные перемычки, с помощью которых цепь присоеди-
няется к одной системе шин (крайней). Двухэтажное
здание ЗРУ имеет длину 106 м, ширину 43 м и высоту
23 м; здание выполняется со стальным каркасом. Стены
выполнены из трехслойных панелей, с облицовкой из
алюминиевых листов и с заполнением минеральной ва-
той слоем толщиной 6 мм. Здание сооружено без окон-
ных проемов. Для локализации аварии здание ЗРУ раз-
делено перегородкой из алюминиевых листов на два
отсека, по числу секций По длине здание выполнено
из семи пролетов по 15 м. Выключатели и линейные
разъединители установлены на первом этаже, шинные
разъединители на втором.- Сборные шины подвешены на
высоте 15,8 м над уровнем пола первого этажа. Обору-
дование 275 кВ принято нормального исполнения для
наружной установки. Воздушные выключатели на номи-
нальный ток 2 000 А, отключающей способностью
15 000 МВ-А, с восемью разрывами на фазу. Разъеди-
нители трехколонкового типа со средней вращающейся
колонкой, с поворотным ножом в горизонтальной плос-
кости. Сборные шины выполняются на ток 2 000 А из
двух проводов сечением 425 ммг на фазу, расположен-
ных иа расстоянии 90 мм один от другого. По концам
РУ сборные шины закреплены на натяжных гирляндах;
по длине, через каждые 15 м, эти шины поддерживают-
ся гирляндами подвесных изоляторов. Сборные шины
смонтированы с натяжением 2 700 кгс на фазу. Проход-
ные изоляторы из здания выполнены маслонаполненны-
ми, конденсаторного типа; они смонтированы под углом
15° к горизонтальной плоскости и снабжены встроенны-
ми трансформаторами тока. Контрольные кабели и ка-
бели собственных нужд проложены в каналах первого
этажа и по конструкциям на втором этаже ]Л. 3-3].
Опыт сооружения в Англии ЗРУ 132 кВ зального
типа показал, что они занимают 25% территории ОРУ
такого же напряжения, но их стоимость на 10—15%
дороже {Л. 3-3]. При напряжении 275 кВ удорожание
в случае применения ЗРУ составляет 20—25% по срав-
нению со стоимостью ОРУ этого же напряжения. Во
всех рассматриваемых случаях трансформаторы уста-
навливались открыто. Там же приведено описание ЗРУ
275 кВ, сооружаемого на подстанциях 275/33 кВ глубо-
ких вводов в крупных городах Шотландии, — оно вы-
полняется для схемы с полутора выключателями. Ши-
рина здания ЗРУ 71 -м, высота 23,2 шаг ячейки 15,2 м.
На рис. 3-20 приведена принципиальная схема и
компоновка ЗРУ 275 кВ лондонской подстанции Тоттен-
хем 275/132 кВ. На подстанции установлены четыре
трансформатора (три по 240 МВ-А, один 180 МВ • А)
и два шунтовых реактора 275 кВ по 100 МВ.А. К под-
станции подходят шесть воздушных и две кабельные
линии 275 кВ и отходят восемь линий 132 кВ. На сто-
роне 275 кВ выполнена схема двух несвязанных квадра-
тов, с присоединением к каждой вершине по одной
линии и трансформатору (реактору) или только линии.
В принятой схеме на стороне 275 кВ при 14 присоеди-
нениях устанавливаются только восемь выключателей
этого напряжения. На стороне 132 кВ выполняется
схема с двумя системами шин, с одним выключателем
на цепь; одна из систем шин секционирована выключа-
телем на две части, на каждой из которых имеется по
шиносоединительному выключателю. Для каждого из
«квадратов» по схеме соединений ЗРУ 275 кВ отведено
отдельное двухэтажное здание; одно из них показано
на рис. 3-20,6. На первом этаже ЗРУ размещены два
кабельных вывода линий, два шунтовых реактора по
100 МВ - А и два трансформатора по 240 МВ-А; охла-
дители реакторов и трансформаторов установлены сна-
ружи. На втором этаже расположены четыре воздуш-
ных выключателя «квадрата», трансформаторы тока,
разъединители и трубчатая соединительная ошиновка.
В ЗРУ имеется также подъемное приспособление («ко-
зел» на катках) для ремонта выключателей. С помощью
козлового подъемника на катках узлы и детали выклю-
чателя могут быть перемещены из места их установки
в зону действия электротали, подвешенной в середине
здания; с помощью последней эти части могут быть
доставлены к одному из двух проемов в перекрытии
первого этажа и опущены на пол коридора первого
этажа.
В {Л. 3-3] приведено описание ЗРУ 400 кВ англий-
ской ТЭС Вест Бартон. К шинам ЗРУ 400 кВ присоеди-
няются четыре повышающих трансформатора блоков по
500 .МВт указанной ТЭС, шесть линий и два автотранс-
форматора связи 400/132 кВ по 240 МВ-А. Две системы
сборных шин располагаются в здании Ш-образно. В РУ
устанавливаются два шиносоединительных выключателя.
Перемычка, проходящая над резервной системой шин
и выключателем, подвешивается на двойных V-образно
расположенных гирляндах (рис. 3-21). Трубчатые сбор-
ные шины установлены на опорных изоляторах; ответ-
вления от сборных шин (также трубчатые) опираются
двумя наклонными раскосами на одном их конце
непосредственно на сборные шины, а на другом кон-
це— на изолятор шинного разъединителя. Все токове-
дущие трубы выполняются с наружным диаметром
140 мм, толщиной стенки 10,0 мм из алюминиемого
сплава. Перемычка, идущая от разъединителей сборных
шин к выключателю и далее к линейному разъедииите-
176
00091
Рис. 3-4. Схема заполнения типового ГРУ с одной системой шин. Промэнергопроект, 1967.
а —для 10 кВ; б —для 6 кВ; / — вентиляционная камера секции /V; 2 — вентиляционная камера секции Ill- 3 — вентиляционная камера секции II- < —вен-
тиляционная камера секции 7; 5 — выключатель генератора № 4; 6 — выключатель (реактора) трансформатора с. и. № 4; 7 — выключатель генератора № 3:
о выключатель трансформатора с. н. № 3; 9 — выключатель генератора № 2; 10— выключатель .генератора № 1; 11— секционный реактор 1—IV секций- 72— сек-
ционный реактор 7^-7/ секций; 13 — выключатель (реактора) трансформатора с. н. № 1; 14— к трансформатору связи № 1; 75 — выключатель (реактора) транс-
форматора с. н. №2;16 групповой реактор секции 77; 17 — выключатель (реактора) трансформатора связи № 2; 18 — выключатель резервного (реактора) транс—
форматора с. н. № а. '
Рис. 3-5. Поперечный разрез по типовому ГРУ 6—10 кВ с одной системой сборных шин. Промэнергопроект, 1967.
ЛЮ, Подвешена йод потолком; ответвления от перемыч-
ки, идущие к шинным и линейным разъединителям,
выполняются из гибкого алюминиевого кабеля (по два
кабеля на фазу). Воздушный выключатель 400 кВ с от-
ключающей способностью 35 000 МВ • А на номинальный
ток 4 000 А; рабочее давление воздуха 22 бар. Полное
собственное время отключения выключателя около
0.06 с. Разъединители — трехколонковые, со средней
вращающейся колонкой и горизонтальным поворотным
ножом. Полное открытие разъединителя происходит при
повороте средней колонки на 70°; при этом суммарный
воздушный промежуток на разъединителе получается
равным 3 650 мм. На каждом вводе в здание установ-
лено по пять втулочных трансформаторов тока. Здание
ЗРУ имеет длину 195 м, ширину 132,5 м; здание по
длине состоит из девяти ячеек по 21,3 м.
В {Л. 3-3] приведено описание ЗРУ 400 кВ, выпол-
ненного в Англии на АЭС Эггбору; оно рассчитано на
присоединение к нему двух линий 400 кВ (рис. 3-22) и
четырех повышающих трансформаторов, работающих
в блоках с турбогенераторами мощностью по 335 МВт.
Длина здания РУ 400 кВ 174 м, ширина 152,5 м и вы-
сота 24,4 м. При полном развитии в ЗРУ будут уста-
новлены 16 воздушных выключателей 400 кВ с отклю-
. чающей способностью 35 000 МВ • А. Разъединители
устанавливаются трехколонковые, со средней повора-
чивающейся колонкой. Высота стульев для разъедините-
лей принята такой, что позволяет проезжать под ними
монтажному автокрану с опущенной стрелой (кран по-
казан в рабочем положении при производстве работ на
контакте одного из разъединителей на высоте около
8 м). Ошиновка в ЗРУ 400 кВ выполняется жесткой, из
алюминиевых труб.
В ГДР проекты ЗРУ НО и 220 кВ ориентируются
на обычное оборудование, применяемое для ОРУ
[Л. 3-3]. Минимальное расстояние между фазами для
ЗРУ 220 кВ, работающего в сети с глухо заземленной
нейтралью, применяется равным 1 850 мм; для ЗРУ с ка-
бельными вводами и специальной защитой от перена-
пряжений расстояние снижается до 1 550 мм. На
рис. 3-23 приведены компоновки ЗРУ 220 кВ в ГДР.
Одноэтажное ЗРУ 220 кВ с применением воздушных
выключателей и рубящих разъединителей с двумя по-
луножами показано на рис. 3-23,п. Разъединители уста-
навливаются по ступенчато-килевой схеме. Высота по-
мещения 13,2 м, ширина 54 м, шаг ячейки 18 м. Сбор-
ные шины из гибких проводов крепятся к поперечным
ригелям. В середине пролета между торцевыми стена-
ми. на которых сборные шины подвешены с помощью
натяжных гирлянд, эти шины дополнительно подвеши-
ваются с помощью двух V-образно подвешенных гир-
лянд. Ошиновка ответвлений от сборных шин крепится
непосредственно на разъединителях. Из-за относительно
низкого расположения ошиновки ответвлений от сбор-
ных шин транспортировка выключателей производится
со снятыми дугогасительными камерами. Выводы из
здания РУ могут быть как кабельные, так и воздушные.
Строительный объем здания на одну ячейку при ука-
занной компоновке 12 800 м3 и площадь застройки на
одну ячейку 972 мг.
На рис. 3-23,6 показано ЗРУ 220 кВ с воздушными
выключателями н разъединителями рубящего типа,
с двумя полуножами; разъединители располагаются та-
ким образом, чтобы оси фаз этих разъединителей были
перпендикулярны оси здания ЗРУ (тандем). Благодаря
указанному расположению шинных разъединителей шаг
ячейки сокращается с 18 до 12 м. Высота здания, как
и в прежней компоновке, 13,2 м, а ширина увеличена
до 72 м вместо 54 м по прежней компоновке. Сборные
шины крепятся непосредственно на разъединителях,
а ответвления от сборных шин подвешиваются на гир-
ляндах, укрепленных на регплях здания. Высота распо-
ложения ошиновки ответвлений позволяет транспортиро-
вать выключатели полностью собранными. В рассмо-
тренной компоновке ЗРУ несколько увеличиваются за-
12*
Траты на ошиновку и изоляторы; кроме того, шинные
разъединители в этой компоновке установлены более
дорогие, так как они должны выдерживать в 5 раз
большие усилия из-за крепления на них сборных шин.
Строительный объем здания на одну ячейку в данной
компоновке составляет 11 400 м3 и площадь застройки
на одну ячейку 864 м2.
На рис. 3-23,в показана компоновка ЗРУ 220 кВ
с воздушными выключателями и разъединителями нож-
ничного типа, которые установлены по диагонали к оси
ячейки. Высота здания в этой компоновке 12 м, ширина
57 м и шаг ячейки 12 м. Так же, как в предыдущей
компоновке, сборные шины крепятся непосредственно
на шинных разъединителях. Объем здания ЗРУ на одну
ячейку 8 200 м3, площадь застройки на одну ячейку
684 м2. В [Л. 3-3] отмечается, что ревизию ножей нож-
ничных разъединителей и их приводов можно произво-
дить, не отключая ответвления, и что при ревизии не-
подвижных контактов разъединителей требуется только
отключение ответвления и соответствующих участков
сборных шин.
Однако утверждение о возможности ревизии ножей
разъединителей без отключения ответвлений представ-
ляется нам сомнительным, поскольку при ревизии необ-
ходимо опробовать включение и отключение разъедини-
телей и, таким образом, ставить разъединители под на-
пряжение.
В т.ом случае, если размеры площадки недостаточ-
ны, ЗРУ 220 кВ может быть выполнено двухэтажными,
как показано на рис. 3-23,а. В этом ЗРУ устанавли-
ваются воздушные выключатели и рубящие разъедините-
ли с двумя полуножами. Выводы из двухэтажных ЗРУ
могут быть выполнены как воздушные, так и кабель-
ные; на рис. 3-23 кабельные выводы показаны пункти-
ром. Для большей компактности трансформаторы уста-
новлены также в здании, в отдельных камерах первого
этажа.
На рис. 3-24 приведены принципиальная схема со-
единений и компоновка ЗРУ 220 и ПО кВ, сооруженно-
го в ГДР [Л. 3-7] при металлургическом заводе, где
ЗРУ применено из-за интенсивного загрязнения воздуха
на территории завода. Стены здания выполнены из
асбоцементных плит. Внутри здания поддерживается
небольшое избыточное давление; воздух, поступающий
к вентиляторам, пропускается через масляный фильтр.
Аппаратура, устанавливаемая в ЗРУ, такая же, как для
наружных установок. Длина здания 186 м, остальные
размеры приведены на разрезе. Шаг колонн здания
6 м. Шаг ячейки РУ 220 кВ 18 м. Шинные разъедини-
тели с двумя вертикальными полуножами установлены
под сборными шинами ступенчато, что позволило со-
кратить пролет отсека со сборными шинами. К зданию
РУ 220 кВ примыкает здание ЗРУ НО кВ; в свою
очередь к зданию ЗРУ НО кВ по его длине примыкает
пристройка, в которой размещены щит управления и
вспомогательные помещения. К середине здания ЗРУ
ПО кВ примыкает помещение компрессорной и других
вспомогательных помещений. Разрядники 220 кВ тран-
сформаторов установлены в здании РУ; соединение вы-
водов 220 и НО кВ трансформаторов со своими ячей-
ками в РУ выполнены с помощью подземных кабелей
(с тем чтобы исключить возможность загрязнения изо-
ляции в случае выполнения этих соединений воздуш-
ными линиями).
При сооружении на берегу моря японской ТЭС
Чита {Л. 3-8] мощностью 2 750 МВт (с турбогенерато-
рами два по 375 МВт и четыре по 500 МВт) были рас-
смотрены два варианта выполнения РУ 275 кВ. По пер-
вому варианту предусматривалось сооружение ОРУ
с усиленной изоляцией (из-за сильного заноса солевыми
загрязнениями в нормальных условиях и особенно при
тайфунах). Для возможности поочередной очистки изо-
ляции сборных шин схема РУ предусматривала выпол-
нение двух систем шин. По второму варианту РУ
275 кВ предусматривалось закрытым. Произведенные
179
Тзтаж Шниеры КРУ
Камеры реакторов РБЛМ-Б и Выключател. МГ-ЮиМГ-211
Кзтаж Сборные шины и шинные разъедините- ли РВК-2П РЛВ-Ш-10 и РВ-10
Тзтаж । Камеры реакторов РБЯМ*6,РБ№ и Выключат. МГ-ЮиМГ-20 Шнаеры КРУ
Наименование
монтажных
единиц
Наименование
монтажных
единиц
Рис. 3-6. Схема заполнения ГРУ 6—10 кВ с двумя системами
Л5 колонн /л
здании ГРУ
замеры показали, что содержание соли в воздухе вну-
три здания в 7,5 раз меньше, чем вне здания; солевые
отложения на изоляторах в здании в 11 раз меньше,
чем снаружи. При ЗРУ изоляция принимается нормаль-
ной. Поскольку здесь чистка изоляции будет весьма
редкой, схема РУ принимается с одной секционирован-
ной системой шин. Технико-Экономическое сравнение
показало, что стоимость обоих вариантов при указанных
условиях оказалась одинаковой; при этом ЗРУ зани-
мает на 30% меньшую площадь, чем ОРУ, и обеспечи-
вает лучшие условия работы коммутационного оборудо-
вания и большую надежность. Был принят вариант
ЗРУ.
На рис. 3-25 приведены схема ТЭС и компоновка
ЗРУ 275 кВ Чита. При проектировании ЗРУ рассматри-
вались 2 варианта выполнения его: с гибкой и жесткой
ошиновкой. Учитывая, что размеры здания РУ при
жесткой ошиновке можно иметь существенно меньшими,
приняли вариант с жесткой ошиновкой, с помощью труб
из алюминиевого сплава с механической прочностью
21 кгс/мм2, наружным диаметром 120 мм, с толщиной
стенки 13 мм. Допустимая токовая нагрузка таких труб
4 000 А, при перегреве 50 °C и температуре окружающе-
го воздуха 40 °C. Максимальный пролет между опорны-
ми изоляторами, поддерживающими трубу, 9,9 м. Запас
прочности принят 3,5—4,85 — в зависимости от пролета.
При расчете на механическую прочность учитывались
усилия от токов к. з. 53 кА (выключатели 25 млп.
кВ • А) и усилия от землетрясения; принималось, что
при землетрясении возникает ускорение в горизон-
тальном направлении, равное 0,5 ускорения силы тя-
жести.
Колонки изоляторов выполнялись двух типов:
с прочностью 1 700 и 900 кгс, запасы прочности в изо-
ляторах принимались от 3,5 до 5,3. В лаборатории про-
верялось поведение ошиновки при различных пролетах
и с разными способами ее крепления на изоляторах,
т. е. с учетом собственных частот ошиновки. Здание
ЗРУ — одноэтажное, со стальным каркасом; размеры
окон минимальные; на входах в здание выполнены
тамбуры. Кровля имеет утепление против инсоляции.
Стены на высоте до 2,1 м выполнены из железобетона,
а выше из стальных листов с антикоррозийным покры-
тием.
На подстанции в Эссене (ФРГ) выполнено ЗРУ
ПО кВ с одной системой шин, в котором для умень-
180
шии. ТЭП, 1963.
шения объема здания не устанавливаются отдельные
шинные и линейные разъединители, а выключатели вы-
полнены выкатываемого типа [Л. 3-3]. Выключатели
в ЗРУ устанавливаются воздушные; предусматривается
блокировка, препятствующая выкатке выключателя во
включенном положении. Выкатывание и вкатывание
выключателя производятся от руки с помощью рычаж-
ного привода и занимают около 1 мин. Кабели управ-
ления подключаются к выключателям посредством
штепсельного устройства, положение которого фикси-
руется защелками. Для уменьшения площади, занимае-
мой подстанцией, два трансформатора НО кВ,
30 МВ-А и дугогасящие катушки установлены на
первом этаже; там же размещены трансформаторы
тока и кабельные концевые муфты. Выключатели уста-
новлены на втором этаже. Для доставки выключателей
на второй этаж предусмотрен лифт. Для подвода сжа-
того воздуха к выключателям применяются гибкие
шланги, а для цепей заземления гибкие кабели. Для
обогрева здания ЗРУ используется тепло, выделяющее-
ся в трансформаторах, которое в особом теплообмен-
нике нагревает воздух; последний подается в помеще-
ния центробежным вентилятором низкого давления. Прн
такой системе отопления помещения ЗРУ находятся под
небольшим избыточным давлениям, благодаря чему эти
помещения защищены от проникновения пыли.
Для уменьшения размеров ячеек ЗРУ в ФРГ раз-
работаны рубящие разъединители ПО—300 кВ с двумя
полуножами; полуножи при отключении двигаются
в плоскости, перпендикулярной основанию разъедините-
ля, в то время как у обычного поворотного разъеди-
нителя полуножи при отключении перемещаются в плос-
кости, параллельной основанию разъединителя. Из-за
последнего обстоятельства в обычном разъединителе
расстояние между различными фазами должно быть
принято существенно большим, чем в разъединителе ру-
бящего типа с двумя полуножами. Перемещение полу-
ножей в рубящем разъединителе осуществляется с по-
мощью тяг из изоляционного материала, размещаемых
сбоку каждого из его опорных изоляторов.
В компоновке ЗРУ НО кВ с применением рубящих
разъединителей при выполнении в нем одной и двух си-
стем шин при однорядном расположении выключателей
шаг ячейки снижен с 6 до 5,5 м.
На рис. 3-26,я приведено ЗРУ ПО кВ с двумя си-
стемами шин с однорядной установкой выключателей
181
только с кабельными выводами; шаг ячейки этого ЗРУ
5,5 м. На рис. 3-26,6 показано ЗРУ НО кВ с двумя си-
стемами шин, с двухрядной шахматной установкой вы-
ключателей, с кабельными и воздушными выводами и
шагом ячейки 5 м. Уменьшение шага ячейки с 5,5 до
5 м оказалось возможным за счет шахматного располо-
жения ячеек с выключателями. На рис. 3-26,в показано
ЗРУ НО кВ с одной системой шин.
Следует отметить, что наряду с компактностью
приведенных компоновок ЗРУ НО кВ в них обеспечи-
ваются хорошие условия для осмотров и ремонтов шин-
ных разъединителей и сборных шин за счет выполнения
проходного коридора с сетчатыми ограждениями иа
уровне шинных разъединителей; при двух системах шин
,?тот коридор располагается между шинными разъеди-
нителями. В ЗРУ НО кВ по рис. 3-26 для сокращения
объема здания применены следующие своеобразные
решения: а) все разъединители, шинные н линейные,
установлены на вертикальной плоскости (вместо обыч-
ной их установки на горизонтальной плоскости);
б) воздушные выключатели транспортируются по ко-
ридору ЗРУ со снятыми дугогасительиыми модулями и
последние устанавливаются на опорные изоляторы ниж-
ней части выключателя непосредственно в ячейке ЗРУ;
в) концевые изоляторы кабельных вводов устанавли-
ваются над линейными разъединителями, а не под ними
или рядом с ними как это делается обычно; при этом
конструкция кабельных вводов принимается такой, что
не требуется установка баков питания, силафонов и <пр.;
г) выключатели и трансформаторы тока и напряжения
182
Рис. 3-8. Принципиаль-
ная схема заполнения
ГРУ 6—10 кВ (по
рис. 3-6) при строитель-
стве ГРУ в две очереди.
ТЭП, 1963.
а — для двух секций; б —
для четырех секций.
Лё колонн здания
Коридор
Шкафы сборные шин и шинных разъединит. Шинные разъединители
Сборные шины
Шинные разъединители
Коридор
управления -
Выключатели ВВН35
Тр-p тока
9 Тр-p напряжения •
S предохранители
§ Разрядники
Муфты каИельные
Коридор
обслуживания
Линейные
разъединители
§
Номера ячеек
Наименование
монтажной,
единицы
w I 11
11
s>3 S
S
о
S §
& ?
ТЭП, 1963.
lit
1М
Рис. 3-10. Схема заполнения типового ЗРУ 35 кВ (по рис. 3-9).
Рис. 3-11. Выводы из ЗРУ 35 кВ воздушных присоеди-
нений к линиям и трансформаторам. ТЭП, 1963.
выполняются на катках и устанавливаются в ячейке на
уровне пола, что также облегчает условия ремонта
этого оборудования. Следует отметить различие
в устройстве ячейковых разделяющих перегородок
в однорядных компоновках по рис. 3-26,а и б и в двух-
рядных компоновках по рис. 3-26,в; в первых эти пере-
городки выполняются от пола до уровня установки
изоляторов для сборных шин, а у вторых — только до
высоты около 2,5 м; последнее оказалось возможным
за счет того, что при двухрядной шахматной компоновке
ячеек и однорядной установке шинных разъединителей
всех цепей ширина ячейки равна 10 м, вместо 5,5 при
однорядной их компоновке, благодаря чему ремонтные
расстояния между оборудованием соседних цепей обес-
печивается и при перегородках высотой около 2,5 м.
На итальянской подстанции 220/22/3 кВ в Турине
(рис. 3-27) в связи с отсутствием свободной пло-
щади ЗРУ 220 кВ и КРУ 22 и 3 кВ размещены
в подземном помещении [Л. 3-1]. В ЗРУ 220 кВ выпол-
нена одна система шин, осуществляемая в виде кабель-
ной перемычки, к этой перемычке подсоединены через
выключатели два кабельных ввода и два трансформато-•
ра. Выключатели 220 кВ масляные, малообъемные,
с пневматическим приводом; присоединение выключате-
лей к сборным шинам осуществляется с помощью втыч-
ных контактов. При выкатывании выключатель отсое-
диняется от сборных шин, но остается соединенным
с кабельным вводом линии или с вводом трансформа-
тора с помощью шарнирно-рычажного элемента жесткой
ошиновки 220 кВ. Перемещение выключателя 220 кВ
производится электродвигателями, установленными на
осях его катков. Концевые выключатели, установленные
на направляющих, по которым перемещается выключа-
тель, обеспечивают установку последнего с точностью
до 1 мм; предусматривается также блокировка, исклю-
чаяющая возможность перемещения выключателя во
включенном положении.
Новые зарубежные конструкции комплектных РУ.
Наиболее широкое распространение в последнее время
получили КРУ внутренней и наружной установки.
Достоинства КРУ состоят в следующем: все эле-
менты КРУ собираются в комплектные ячейки иа за-
воде, включая все элементы оборудования (сборные
шины, опорные изоляторы, выключатели, трансформато-
ры тока и напряжения, соединительная ошиновка) и
184
д-й
Рис. 3-13. Разрез по ЗРУ ПО кВ зального типа с двумя основными и третьей обходной системами шин. Шаг ячей-
ки 6 м, Выключатели типа ВВН-110. ТЭП, 1967.
Рис. 3-14. Разрез по ЗРУ 220 кВ в двухэтажном здании, с двумя основными и третьей обходной системами шин.
Шаг ячейки 12 м. Выключатели типов ВВБ-220 или ВВН-220. ТЭП, 1971.
Рис. 3-15. Принципиаль-
ная однолинейная схема
шкафа КРУ.
1 — воздушный выключа-
тель; 2 — трансформатор
тока; 3 — разъединитель;
4 — проходной изолятор
к сборным шинам; 5 —
трансформатор напряжения;
6 — вводы ошиновки от
комплектных токопроводов
сборных шин.
аппаратуру в цепях управления, релейной защиты и
блокировок. Таким образом, остается полностью собран-
ные ячейки лишь установить на месте, подсоединить их
к отходящим кабельным линиям и к источникам пита-
ния цепей электромагнитов и цепей управления и прове-
рить правильность действия отдельных цепей. Очевидно,
что такой способ осуществления РУ позволяет резко
сократить сроки сооружения РУ и объем монтажных
работ на месте установки. При КРУ повышается без-
опасность для обслуживающего персонала, поскольку
все токоведущие части защищены от случайного при-
косновения к ним и предусмотрены блокировки, не до-
пускающие производство ошибочных операций. При на-
пряжениях установки до 35 кВ включительно наиболее
сложный элемент КРУ — выключатель установлен на
выкатываемой тележке, заменяемой аналогичной резерв-
ной тележкой с выключателем, что позволяет сокра-
тить перерыв в работе данной цепи до нескольких ми-
нут, нужных для выкатывания рабочей и вкатывания
резервной тележки с выключателем. Компактность ячеек
КРУ позволяет существенно сократить объем строи-
тельной части ЗРУ и размещать ЗРУ на ограниченных
площадках. Перечисленные достоинства КРУ привели
к тому, что для напряжений 6—35 кВ подавляющее
большинство РУ выполняется в СССР и за рубежом
только в виде КРУ.
186
Рис. 3-16. Блок из трех однофазных шкафов КРУ
16 кВ, 5 000 А, с выключателями 2 500 МВ • А, со сня-
той боковой стенкой и без комплектных токопроводов
для сборных П1ИН «а номинальный ток 9 000 А; ширина
на одну фазу 1 м, глубина 3,2—3,5 м; высота 5,3 м.
Рис. 3-17. Установка шкафов КРУ 16 кВ в помещении
под повышающими трансформаторами возле генерато-
ров ГЭС Бенмор.
Г —генератор; 2— однофазный трансформатор; 3—шкафы КРУ
16 кВ, 5 000 А; 4 — закрытые однофазные токопроводы сборных
шин 16 кВ, 9 000 А; 5 — закрытые токопроводы от генераторов
или трансформаторов.
За рубежом КРУ для напряжений до 150 кВ нача-
ли применять еще в 40-х годах. Начиная с 1968 г. по-
явились в эксплуатации конструкции и компоновки КРУ
для напряжений 220, 275 и 345 кВ и разработаны кон-
струкции КРУ для напряжений 400 и 500 кВ. Конструк-
ции КРУ для напряжений 6—10 и 35 кВ были доста-
точно подробно описаны в [Л. 3-1], поэтому в данной
работе приводится краткое описание только новейших
конструкций КРУ для напряжений ПО кВ и выше.
Рост нагрузок приводит к необходимости размеще-
ния питающих подстанций напряжением ПО кВ и
выше вблизи центров этих нагрузок, что часто наталки-
вается на трудности в получении площадок нужных
размеров для сооружения этих подстанций на террито-
риях промпредприятий и городов. Для таких подстан-
ций целесообразно применение КРУ для самых высоких
напряжений, поскольку они требуют лишь около 10%
по площади и около 5% по объему по сравнению
с обычными РУ. Кроме того, КРУ защищены от атмо-
сферных загрязнений, что весьма существенно, так как
на территории многих предприятий воздух загрязнен
проводящей пылью и агрессивными газами.
Для напряжений ПО кВ и выше всего чаще исполь-
зуют КРУ с шестифторнстой серой (элегазом) как в ка-
честве изолирующей среды, так и для гашения дуги
в выключателях (ЭКРУ).
По сравнению с КРУ обычных типов ЭКРУ имеют
следующие дополнительные преимущества: большая
компактность, чем в КРУ с использованием сжатого
воздуха в качестве изоляции и для гашения дуги; бес-
шумность при работе выключателя, что весьма сущест-
венно при размещении подстанции в жилых кварталах;
при отключении выключателя не выбрасываются нару-
жу струи раскаленного дугой газа; межремонтные пе-
риоды увеличиваются до 10 лет, что позволяет сущест-
венно снизить затраты на обслуживающий персонал.
Стоимость ЭКРУ примерно на 50—60% выше, чем
ОРУ, если не учитывать стоимость земельного участка;
если же в конкретных условиях стоимость последнего
значительна, то по суммарным затратам на подстанцию
применение ЭКРУ в целом ряде случаев оказывается
наиболее экономичным. Так, например, в условиях
Нью-Йорка ЗРУ 345 кВ с ЭКРУ оказалось на 50% де-
шевле, чем обычное ОРУ. Большая компактность ЭКРУ
позволяет размещать их также в подземных помещени-
ях, под городскими площадями и скверами, и легко
встраивать в общественные здания и сооружения.
Ниже дано описание двух конструкций ЭКРУ:
ПО кВ, разработанного в ФРГ, и 225 кВ, разработанно-
го во Франции. Ячейки ЭКРУ ПО кВ фирмы АЕГ —
Телефункен (ФРГ) (рис. 3-29) выполняются из типовых
узлов (элементов), с помощью которых можно выпол-
нить ЭКРУ с одной или несколькими системами шин,
с кольцевой и другими схемами. Эти ЭКРУ применяют-
ся для воздушных и кабельных линий. Разъединители,
разветвительные участки ошиновки (Т-образные и крес-
товые присоединения к сборным шинам) выполняются
с унифицированными кожухами одинаковых размеров
и конфигурацией; то же относится и к трансформато-
рам тока и заземляющим разъединителям. Соединение
этих элементов осуществляется с помощью газоплотных
фланцев, одинаковых для всех этих элементов; необхо-
димая газоплогность фланцев обеспечивается двумя
кольцевыми концентрическими прокладками. Простран-
ство между этими двумя прокладками соединяется
трубкой со специальными устройствами, контролирую-
щими отсутствие утечки через них. Кожухи элементов,
как правило, алюминиевые, что уменьшает массу ЭКРУ
и нагрев их потерями от перемагничивания и вихревых
токов. Токоведущие части отдельных элементов ЭКРУ
состоят из стержней, соединяемых одни с другим путем
скольжения их в неподвижных кольцевых контактах;
при таком решении исключается необходимость устрой-
ства специальных компенсаторов для учета теплового
удлинения токоведущих частей при одновременном
облегчении монтажа элементов КРУ. Токоведущие части
ЭКРУ поддерживаются коническими воронкообразны-
ми изоляторами, газоплотно закрепляемыми на соеди-
нительных фланцах. Эти изоляторы являются одновре-
187
Рис. 3-19. Выключатель нагрузки типа DR36SC 500/1,36 кВ, 12 кА,
с отключающей способностью 1 000 МВ-А (одна фаза). Выключа-
тель показан в отключенном положении.
1 — кожух выключателя нагрузки; 2 — окно для наблюдения за положением
отделителя; 3 — токоведущий угловой швеллер; 4 — неподвижная опора (на
стороне генератора); 5 — скользящая опора (на стороне трансформатора);
6 —* концевое кольцо с электрическими связями для присоединения к соседне-
му кожуху; 7 — многоамперный отделитель; 8 — неподвижная контактная клет-
ка; 9— трубчатый скользящий контакт; 10 — изоляционный стержень; 11—
ограничитель-указатель концевого положения отделителя; 12 —> многоконтакт-
ный концевой индикатор; 13 — дугогасящая камера; 14— неподвижный кон-
такт; 15 — скользящая контактная клетка; 16— охладитель с шумоглушите-
лем; 17 — вентиляция гасительной камеры; 18 — нелинейное сопротивление;
19— место присоединения токопровода; 20— опорный изолятор; 21 — бак сжа-
того воздуха; 22—блок управления; 23 —коробка для присоединения кабелей
управления н сигнализации.
Рис. 3-18. Установка выключателя нагруз-
ки в цепи турбогенератора 350 МВт на теп-
ловой электростанции ФРГ.
1 — турбогенератор 350 МВт, 21 кВ, 12,9 кА; 2—
трансформатор 440 МВ • А, 21/245 кВ; 3 — транс-
форматор собственных нужд 40 МВ • А, 21/6,3 кВ;
4 — трансформатор возбуждения 3,2 МВ - А; 5 —
выключатель нагрузки 12,9 кА; 1 000 МВ • А,
21 кВ; 6 — комплектные однофазные закрытые
токопроводы с токоведущей частью из шести
уголковых алюминиевых шин 160/16 мм на фазу.
12,9 кА, 30 кВ; 7 — закрытая нейтраль генерато-
ра; 3 —закрытый разрядник в нейтрали; 9—-за-
крытые однофазные токопроводы для присоеди-
нения трансформатора собственных нужд к транс-
форматору возбуждения; 10 — трансформатор
тока в закрытом токопроводе; 11 — шкафы
с трансформаторами напряжения для измерений,
синхронизации и релейной защиты; 12 — шкафы
с трансформаторами напряжения на стороне по-
вышающего трансформатора; /3 — закорачиваю-
щее устройство (стационарное) для кожухов то-
копровода; /4—разрядник в нейтрали; 15 — за-
земление нейтрали.

План 2-го этажа
Рис. 3-20. Схема и компоновка подстанции 275/132 кВ
Тоттенхем.
о —схема подстанции: 1 — две кабельные линии по 760 МВ • А;
2— западный «квадрат»; 3—восточный «квадрат»; 4— четыре
воздушные линии по 760 МВ • А; 5 — две воздушные лнннн по
760 МВ - А; б — разрез и планы одного из двух зданий ЗРУ
275 кВ (для размещения электрооборудования одного «квадра-
та» ); 1 —• выключатель; 2 — разъединитель; 3 — трансформатор
тока; 4 — трансформатор напряжения; S — трансформатор
275/138 кВ; 6 — шунтовой реактор.
План 1-го этажа
е)
Рис. 3-21. Закрытое РУ 400 кВ ТЭС Вест Бартон. Поперечный разрез по одной половине здания.
1 — трансформаторы напряжения; 2— заземляющий разъединитель; 3— линейный разъединитель; 4 — воздушный выключатель;
5 — шинный разъединитель; 6 — резервная система шин; 7 — основная система шин; в — ось симметрии здания распределительно-
го устройства.
менно газоплотными разделительными перегородками
между элементами, что позволяет при демонтаже одно-
го из элементов сохранить, газовую изоляцию в сосед-
нем элементе. Создание таких отсеков в ЭКРУ обеспе-
чивает также сохранение газов в остальной части ЭКРУ
в случае потери газоплотности в одном из элементов
его. Разъединители элементов ЭКРУ одинаковы по раз-
мерам и снабжены электрическими индивидуальными
приводами, размещаемыми снаружи каждого такого
элемента КРУ и легкодоступными для обслуживания
их. Предусмотрен также ручной привод к каждому из
разъединителей; имеется указатель положения разъеди-
нителя.
В связи с тем, что в ЭКРУ невозможно
визуально убедиться в том, что с выведенных
в ремонт элементов снято напряжение, преду-
смотрены специальные быстродействующие за-
земляющие разъединители (заземлители)
в отдельных частях ЭКРУ. Эти заземлители
рассчитываются на включение на ток к. з.
Заземлители могут включаться при действии
релейной защиты. Привод заземлителей осу-
ществляется с помощью пружины, заводимой
электродвигателем. В ЭКРУ есть также и
обычные (не быстродействующие) разъедини-
тели для заземления.
Сборные шины выполняются с пофазными
кожухами, что позволяет выполнять ЭКРУ
Рис. 3-22. Закрытое РУ 400 кВ ТЭС Эггбору.
190
a)
Рис. 3-23. Варианты компоновок ЗРУ 220 кВ ГДР.
а —с килевым расположением разъединителей рубящего типа;
б — типа «тандем» с рубящими разъединителями; в — при
«диагональном» расположении шинных разъединителей нож-
ничного типа; г — двухэтажное ЗРУ 220 кВ с разъединителями
рубящего типа и установкой трансформаторов в здании.
с разнесенным оборудованием различных фаз.
Сборные шины выполняются из алюминиевых
труб, поддерживаемых по концам конически-
ми изоляторами; последние служат также для
разделения сборных шин по длине на газо-
плотные отсеки. Связь токоведущих частей
отдельных отсеков шин осуществляется с по-
мощью скользящих стержней, входящих
в кольцевые неподвижные контакты соседних
секций шин. К ЭКРУ могут присоединяться
кабели как с масляной, так и с газовой изоля-
цией. Давление элегаза в ЭКРУ принимается:
2,5 бар для 125 кВ; 3,5 бар для 170 кВ и
4,5 бар для 250—300 кВ. Номинальные напря-
жения в ЭКРУ выдерживаются и при сниже-
нии указанных давлений до 1 бар; повышен-
ное давление необходимо для создания запаса
электрической прочности и во избежание выпа-
дения влаги при понижении температуры до
—40 °C.
Элегазовые КРУ по рис. 3-29 с одной си-
стемой сборных шин имеет четыре независи-
мых газовых отсека. Первый отсек охватывает
элементы от вводов до выключателя; вто-
рой — выключатель; третий — шинный разъ-
единитель и перемычку к сборным шинам и
четвертый — сборные шины. Каждый газовый
отсек контролируется приборами и запорны-
ми вентилями, установленными на щите управ-
ления. Опыт эксплуатации ЭКРУ показал, что
утечка элегаза за год незначительны и не пре-
вышают 5%; в некоторых ЭКРУ достигнута
утечка газа за год не более 0,5%.
Компоновка ЭКРУ выполняется в двух
основных вариантах: обычная — с размеще-
нием трех фаз оборудования рядом R, S, Т
(рис. 3-30,а); и с пофазно разнесенным обору-
дованием всех цепей установки (рис. 3-30,6).
В плане заштрихованы элементы ЭКРУ,
которые необходимы при обычной установке и
которые оказываются излишними по компо-
новке с разнесенными фазами. Из сопостав-
ления размеров помещений по этим двум ком-
поновкам видно, что при пофазно разнесенном
оборудовании достигается существенное со-
кращение размеров строительной части зда-
ния для установки ЭКРУ.
На рис. 3-33 приведены разрез и три
поэтажных плана закрытой подстанции
110/20 кВ с двумя понижающими трансфор-
маторами; ЭКРУ ПО кВ с двумя системами
шин, с пофазно разнесенным оборудованием
191
Рис. 3-24. Схема и компоновка подстанции 220/110 кВ в ГДР.
а — схема соединений подстанции; б — разрез по зданию ЗРУ 220 и ПО кВ подстанции.
для двух воздушных и двух кабельных линий,
двух трансформаторов и шиносоединительного
выключателя. Вводы воздушных линий выпол-
нены через крышу здания; на крыше здания
размещены также выходные порталы воздуш-
ных линий, высокочастотные заградители и
конденсаторы связи. Для размещения всего
ЭКРУ на семь цепей потребовалось помеще-
ние длиной только в 24 м.
На рис. 3-31 приведены схема соединений,
разрез и план ЭКРУ ПО кБ для открытой
установки. ЭКРУ выполнено также с пофазно
разнесенным оборудованием и рассчитано на
четыре воздушных присоединения и несколько
кабельных линий. При необходимости присое-
динения к ЭКРУ большого числа воздушных
линий прибегают к кабельным вставкам меж-
192
ду ЭКРУ и концевой линейной опорой. Это
ЭКРУ выполнено по схеме с двумя основны-
ми и третьей обходной системами шин, с сов-
мещенным шиносоединительным и обходным
выключателем. Следует отметить, что в этом
ЭКРУ ПО кВ собственно выключатель распо-
ложен горизонтально (а не вертикально, как
в предыдущих ЭКРУ), а отсеки основных
систем шин расположены ступенчато над вы-
ключателем, причем отсек с обходной систе-
мой шин размещен непосредственно возле вы-
водов отходящих линий и кабелей. Положение
выключателя выбирается в зависимости от
общей компоновки ЭКРУ в помещении под-
станции.
Для обеспечения требований безопасности
при ремонтных работах на элементах ЭКРУ
Таблица 3-
Габариты ЭКРУ различных напряжений, разработанных за рубежом
Страна, фирма Напряжение, схема Шаг ячейки, м Высота помещения, м Ширина по- мещения, м
ФРГ, АЕГ-Тетефункен 110 кВ с двумя системами шин 2,4 5,0 6,25
ФРГ, Калор-Эмаг 110 кВ с одной системой шин 2,0 3,5* 8,75
ФРГ, Сименс 110 кВ с двумя системами шин 2,4 — 3,75*
Франция, Делль-Альстом 110 кВ с двумя системами шин 1,8 4,4* 5,5
То же 220 кВ с двумя системами шин 3,6 6,5 7,75
Швейцария, Броун-Бовери 110 кВ с одной системой шин 2,2 3,7 7,0
То же 220 кВ с двумя системами шин — 8,5 8,0
Япония, Мицубиси 500 кВ с двумя системами шин 7,0 9,0* 18,0
* Размеры собственно ЭКРУ.
и при наличии напряжения на ошиновке
воздушных цепей над шкафами ЭКРУ выпол-
нен навес, опирающийся на колонны, связан-
ные с опорными конструкциями РУ. Компакт-
ность ЭКРУ позволяет при ограниченных раз-
мерах площадей производить расширение
существующих ОРУ, где иначе пришлось бы
отказаться от его расширения и сооружать
отдельную новую подстанцию с значительно
большими затратами оборудования, материа-
лов, денежных средств и времени.
На рис. 3-32 показано применение ЭКРУ
110 кВ для расширения существующего ЗРУ
НО кВ с сохранением габаритов здания. Пе-
реход от сборных шин в ЗРУ к сборным ши-
нам ЭКРУ с одновременным переходом от
обычного размещения оборудования трех- фаз
к пофазно разнесенному выполняется с по-
мощью пофазно экранированных токопрово-
дов с элегазом, с установкой в последних до-
полнительных вводов НО кВ в месте присое-
динения к сборным шинам в ЗРУ.
Необходимо обратить внимание на то, что ЭКРУ
НО кВ (рис. 3-31) принято со схемой с двумя основны-
ми и третьей обходной системами шин, т. е. такой же,
как и для ОРУ. Надо полагать, что такое решение
принято для того, чтобы обеспечить питание цепи и
в период достаточно длительного ремонта выключателя
любой цепи, поскольку выключатели при ЭКРУ Для
этих напряжений установлены стационарно, а не на вы-
катных тележках, как это выполняется в КРУ для
меньших напряжений. Элегазовое КРУ ПО кВ фирмы
ВВС выполнено с одной основной и одной обходной
системами шин, по-видимому, по тем же соображениям.
На рнс. 3-33 показано ЭКРУ 225 кВ французской
фирмы Делль-Альстом для схемы с двумя системами
шин, для кабельных линий. Каждая ячейка разделена
конусными воронкообразными изоляторами на семь га-
зоплотных отсеков: два отсека двух систем шин, два
отсека двух шинных разъединителей, один отсек пере-
мычки между шинными разъединителями, отсеки вы-
ключателя и кабельной муфты с заземляющим разъеди-
нителем. На рис. 3-33,6 показан обший вид ЭКРУ
225 кВ фирмы Делль-Альстом при пофазно разнесенной
компоновке; пролет помещения ЭКРУ 20 м. Для монта-
жа элементов ЭКРУ в помещении предусматривается
кран грузоподъемностью 4 тс
В табл. 3-1 приведены габариты ЭКРУ на напряже-
ния до 500 кВ. Применение КРУ для напряжений
110 кВ и выше в разных странах может быть характе-
ризовано следующим: в Австрии находится в эксплуа-
тации одно ЭКРУ НО кВ; в Голландии с 1948 г.
эксплуатируются 10 подстанций с КРУ 150 кВ фирмы
КОК, с воздушными выключателями и масляной изо-
ляцией для остальных элементов КРУ [Л. 3-1]. С 1968 г.
находится в эксплуатации КРУ 275 кВ с использовани-
ем сжатого воздуха в качестве изоляции и для дуго-
гашения в выключателе. В ФРГ с 1968 г. эксплуатиру-
ются 11 ЭКРУ НО кВ, к концу 1970 г. фирмой Сименс
(ФРГ) оборудовано 30 подстанций с ЭКРУ в городах и
иа химических заводах, в Англии разработана конст-
рукция ЭКРУ на 275 кВ, которое будет включено
в эксплуатацию в 1974 г. на одной из лондонских под-
станций; имеется в виду применить такие ЭКРУ еще на
шести объектах.
Ведется’проектирование ЭКРУ на 400 кВ. В Швей-
царии в эксплуатации находится ЭКРУ 245 кВ. Во
Франции эксплуатируется одно КРУ со сжатым возду-
хом на 225 кВ. В США находятся в эксплуатации ЭКРУ
345 кВ (фирмы Вестингауз) и пофазно экранированные
протяженные токопроводы 345 кВ с элегазовой изоля-
цией. В Японии разработаны проекты ЭКРУ на 275 и
525 кВ.
Таким образом, можно установить определенную
тенденцию расширения области применения ЭКРУ
вплоть до напряжений 500 и 750 кВ. Очевидно, что и
в СССР эти устройства должны быть разработаны и
освоены нашей промышленностью в короткий срок.
Рис. 3-25. ЗРУ 275 кВ ТЭС (Япония),
а—схема.
193
13—319
23000
7000500050000000
Т—f
13000
Шо
3
4ооо
4
12
В
9 ф $
ф ф ф
HI
. гАг тАт тА1
°т* jLfeJr
3500
-ф—^Нампхш ) |Д|
о->
ф—ф-
7
13500
34-000
57000
235)00
23000
10500
5000
2500
7000
ф © ф
6000
<—О'
*
ф-
4бооо
114-000
а
8500
12000
9500
9500
5000
5000\ <?
9500
8500
9500
8500
5000
150000
Ф-О-
ф ф
ф ф ф

Ф «^п-ярчд>»-(р-

®ч>

0000.

000£
ф ф ф
ф (S> 4>
.ф ф ф
ф ф ф
ф ф ф
ф ф ф
ф ф (о)
ф ф ф
£
V

ПТШТГи-ХТ1Т1ЛТТ
И 2. II I» •! 2 11 М II 11 " I II ft a ft I к к-др
24.
1Z000
8500 9500
3500
Рис. 3-25. ЗРУ 275 кВ ТЭС (Япония).
С^ем^’ компоновка ЗРУ; /“—линия 275 кВ № 1; 2 — линия 275 кВ №2; 3 — к трансформаторам; 4 — ворота; 5 — компрессорная; 6—11 — от турбогенераторов
ла 1—6; 12 — дверь; 13 — резерв.
8000
Рис.
а — с .. „..... _______
с кабельными и воздушными
с кабельными выводами.
13*
3-26. Закрытое РУ НО кВ с разъединителями рубящего типа с двумя полуножами
шин
шин
195
.-XWWW

196
МП 1 23^56783 1П

Рис. 3-28. Элегазовое КРУ 225 кВ с двумя системами шин
Делль-Альстом.
6)
с пофазно разнесенным оборудованием фирмы
а — разрез (схематический): / — выключатель с четырьмя разрывами; 2—заземлитель перемычки между шиниымн разъедините-
лями; 3 — заземлитель кабельной линии; 4 шинный разъединитель;. 5— концевая кабельная муфта; 6 — сборные шины; 7 — за-
земленный экран, который при включении цепи убирается; 8—гндропневматический ‘привод; 9— домкрат. Л —отсек выклю-
чателя; Б —отсек кабельной муфты и заземлителя; В — отсек перемычки между двумя шинными разъединителями, включая за-
землитель этой перемычки; Г — отсеки двух шинных разъединителей; Д — отсеки сборных шии, снабженные заземлителями.
Номинальный ток 2 000 А; ток отключения 20 кА; б — общий внд ЭКРУ 225 кВ.
497
Рис. 3-29. Разрез по ЭКРУ НО кВ
с одной системой шин с воздушным
выводом.
1 — привод; 2 — шток привода; 3 — пор-
шень; 4—’Изоляционный цилиндр; 5—вы-
ключатель; 6 — цилиндр; 7 — контактный
стержень; 8 — выключающий комплект;
9 — изоляционное сопло; 10 - противокон-
такт; 11— трансформатор тока; 12— на-
ружный вывод; 13 — заземляющий разъ-
единитель; 14 — блокировка поршневого
кольца; 15 — электродвигательный привод;
16 — тарельчатое кольцо поршня; 17 —
резьбовой шпиндель; 18 — включающий
стержень; 19 — включающая пружина;
20 — распределительный узел; 21 — сбор-
ные шины.
е)
Рис. 3-30. Компоновка ЭКРУ с двумя системами шин на шесть присоединений.
а — обычная трехфазная компоновка; б — V пофазно разнесенным оборудованием,
193
д-д
Рис. 3-31. Расширение ОРУ ПО кВ с помощью ЭКРУ с пофазно разнесенным оборудованием.
1 — воздушная линия; 2 — кабельная линия; 3 — совмещенный шиносоединительный и обходной выключатель; 4 — существую-
щее ОРУ; 5 — расширяемая часть с ЭКРУ; 6 — помещение щита управления; 7 — к обходной системе шин.
Рпс. 3-32. Расширение ЗРУ НО кВ с помощью ЭКРУ с пофазно разнесенным оборудованием.
199
Б-Б
Рис. 3-33. Подстанция 110/20 кВ. Разрез и поэтажные планы.
1 — трансформатор; 2—вспомогательные помещения, релейная защита, высокочастотная связь; 3 — разрядник; 4 — индуктивная
катушка; 5 — КРУ 20 кВ; 6—кабельная шахта; 7—монтажный проем; 8— паиели управления; 9 — установка газоснабжения;
10— воздушные лиини НО кВ; 11— кабельные линии НО кВ; 12—шиносоединительный выключатель.
200
ПРИЛОЖЕНИЕ П1
ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРОВ С. Н. РЭС И ТЭЦ
В {Л. 1-1] приведены материалы по выбору транс-
форматоров с. н. РЭС, работающих на пылеугольном
топливе: с агрегатами 200 МВт, с электроприводом для
питательных насосов; с агрегатами 300 МВт, с паровым
приводом для питательных насосов; с агрегатами
500 МВт, с центральным пылезаводом с шахтными
мельницами.
Там же приведен выбор трансформатором и реак-
торов с. н. для ТЭЦ 4 X50+2X100 МВт, работающих
на пылеугольном топливе.
Выбор трансформаторов с. н. 8 x 500 МВт
на назаровских бурых углях, с молотковыми мельница-
ми и РЭС 4X 800 МВт, двухвальными, на антрацитовом
штыбе (АШ), с шаровыми мельницами приведен
в [Л. 1-2].
Ниже приводится выбор трансформаторов с. и. для
следующих электростанций: а) РЭС с шестью одноваль-
ными блоками по 800 МВт, работающими на газома-
зутном топливе; б) РЭС с восемью блоками по 500 МВт,
работающими на экибастузском угле (с молотковыми
мельницами); в) ТЭЦ с блоками 60 и 100 МВт, рабо-
тающими на газе или мазуте. Эти материалы состав-
лены по проектным разработкам Теплоэлектропроекта
1968—1970 гг.
Для РЭС 6X800 МВт на газомазутном топливе блоч-
ные нагрузки 0,4 кВ приведены в табл. П1-1, а обще-
станционные— в табл. П1-2; блочные нагрузки 6 кВ
приведены в табл. П1-3, причем они даны в двух ва-
риантах: при установке турбовоздуходувки для снабже-
ния котла воздухом н при установке для этой цели
электровоздуходувки. Общестанционные нагрузки 6 кВ
приведены в таблице П1-4.
Для РЭС 6x800 МВт были рассмотрены следую-
щие четыре варианта питания и резервирования с. н.
(рис. П1-1):
Вариант I. Питание с. и. осуществляется от транс-
форматоров 24/6—6 кВ, присоединенных глухими ответ-
влениями к генераторам (рис. П1-1,а); общестанцион-
ные с. н. (ОСН) в этом варианте распределены между
всеми секциями с. н. 6 кВ; мощность рабочих трансфор-
маторов с. н. на блок принимается: 32 МВ А при уста-
новке турбовоздуходувки и 40 МВ А при установке
электровоздуходувки.
Пускорезервных трансформаторов (ПРТ) с. п. уста-
навливается два, причем один из них присоединяется
к РУ 220 кВ, а второй — к обмотке 35 кВ автотранс-
форматора 220/500 кВ.
В табл. П1-5 приведены подсчеты ожидаемых на-
грузок на ПРТ для варианта I. исходя из того, что
каждый из вариантов должен обеспечить замену рабо-
чего трансформатора с. н. одного блока (блочная и
общестанционная нагрузка, питаемые от двух секций
6 кВ данного блока), пуск второго блока и останов
третьего; в соответствии с этими подсчетами мощность
каждого из ПРТ определилась в 63 .МВ • А.
Вариант II (рис. П1-1,б). Для уменьшения единич-
ной мощности ПРТ в этом варианте предусматривает-
ся, что ПРТ должен обеспечить только пуск и останов
блоков, а для замены повредившегося рабочего транс-
форматора с. н. любого блока устанавливается непри-
соединенный резервный трансформатор с. й. с точно
такими же параметрами, как у рабочих трансформато-
ров с. н. блоков («холодный резерв»), В соответствии
с подсчетами нагрузки ПРТ в этом варианте, приведен-
ными в табл. П1-5, мощность ПРТ может быть снижена
до 32 МВ А при установке турбовоздуходувок и до
40 МВ • А при электровоздуходувках; такой же мощнос-
ти должен быть и трансформатор «холодного резерва».
Вариант III (рие. П1-1,в). Для уменьшения числа
ПРТ и дальнейшего снижения их единичной мощности
в цепях генераторов устанавливаются выключатели на-
грузки, что позволяет осуществлять запуск и останов
блока с помощью рабочего трансформатора с. н., кото-
рый присоединен к цепи блока между выключателем
нагрузки и повышающим трансформатором; питание
общестанционных с. н. осуществляется от четырех до-
полнительных секций 6 кВ и двух рабочих трансформа-
торов с. н., присоединенных к первым двум блокам.
Резервное питание секций ОСН осуществляется от
одного присоединенного к РУ 220 кВ ПРТ, в связи
с чем резко сокращается также длина магистралей ре-
зервного питания 6 кВ. Из табл. П1-5 можно устано-
вить, что в этом варианте единичная мощность рабочих
и резервных трансформаторов с. н. может быть снижена
до 25, МВ А при установке турбовоздуходувок и до
32 МВ -А при электровоздуходувках.
Вариант IV (рис. П1-1,г). Ввиду принятой в под-
счете высокой стоимости выключателей нагрузки гене-
раторного напряжения (около 100 тыс. руб.) они уста-
навливаются только в цепях первых двух блоков; в свя-
зи с этим магистрали резервного питания продлеваются
и проходят вдоль всех секций с. н. 6 кВ и устанавли-
вается второй ПРТ (присоединенный к обмотке 35 кВ
автотрансформатора 220/500 кВ). Единичная мощность
всех трансформаторов в этом варианте согласно
табл. П1-5 может быть принята в 25 (32) МВ А (в за-
висимости от типа привода воздуходувки).
В табл. П1-6 приведены результаты расчетов то-
ков к. з. на секциях с. н. 6 кВ для всех четырех ва-
риантов питания н резервирования с. н. с учетом под-
питки к. з. от электродвигателей; там же указаны типы
выключателей и КРУ, которые должны быть применены
в каждом из вариантов схемы в соответствии с указан-
ными величинами токов к. з.
201
В табл. П1-7 приведено сравнение капитальных за-
трат по указанным четырем вариантам схем с. н. РЭС
6X800 МВт. Из последней таблицы видно, что приме-
нение «холодного резерва» позволяет существенно (на
35% или 1 150 тыс. руб.) сократить затраты; примене-
ние выключателей нагрузки приводит примерно к тем
же результатам.
Минэнерго СССР, учитывая что ко времени разра-
ботки проекта промышленность еще не освоила произ-
водство выключателей нагрузки генераторного напря-
жения, утвердило первый вариант схемы с. н.
В табл. П1-8- П1-П приведены подсчеты блочных и об-
щестанционных нагрузок 6 и 0,4 кВ РЭС с восемью
блоками по 500 МВт, работающими на экибастузском
угле (с молотковыми мельницами).
Из табл. П1-8 видно, что суммарная нагрузка на
рабочий трансформатор с. н. 20/6—6 кВ блока 500 МВт
составляет 27 МВ А в нормальном режиме и, таким
образом, мощность этого трансформатора с. и. должна
быть принята в 32 МВ • А, т. е. такой же, как в ранее
рассмотренных вариантах схем с. и. РЭС с блоками по
800 МВт, работающими на газомазутном топливе.
В связи с этим для схем питания и резервирования
с. н. РЭС с восемью блоками по 500 МВт были пред-
ложены варианты, аналогичные вариантам, рассмотрен-
ным для с. н. РЭС 6x800 МВт на газомазутном топ-
ливе, и сделаны такие же выводы в отношении мощ-
ностей ПРТ и типов КРУ с. н. 6 кВ.
В табл. П1-12 приведен выбор мощности трансфор-
маторов и реакторов с. н. серийной газомазутпой ТЭЦ
с блоками 60 и 100 МВт, принципиальная схема которой
дана на рис. 1-64.
202
ггокв
Вариант Ш
5П0кВ
Рис. П1-1. Четыре варианта схем питания с. н. РЭС 6x800 МВт (а, б, в, г)
203
Таблица П1-1
Блочная нагрузка с. н. 0,4 кВ РЭС 6X800 МВт
Оборудование Мощность двигателя по каталогу, кВт Общее количество, шт. Общая при- соединенная нагрузка, кВт
Присоединено Длительно работает
Электродвигатели мощностью более 100 кВт
Насос подачи воды на маслоохладители 125 3 2 375
Насос системы смазки- 160 3 2 480
Насос дистиллятного контура охлаждения ротора 125 2 1 250
Перекачивающие насосы бойлеров трубовоздуходувки 135 4 2 540
Итого: Pit кВт — — — 1 645
Ра=0,7Л, кВ-А — — — 1 155
Электродвигатели мощностью менее 100 кВт
Дренажный насос бойлеров 28 2 1 56
Валоповоротное устройство (работает при пуске и останове) 55 1 — ээ
Конденсатный насос турбопривода 40 4 2 160
Маслонасос пусковой системы регулирования приводной тур- 3,0 2 — G
бивы питательного насоса 150
Насос дистиллятного контура охлаждения статора 75 9 1
Вентилятор отсоса водорода 2,8 1 1 28
Рабочий маслонасос генератора 40 2 I 80
Перекачивающий насос дренажного бака 14 2 — 28
Насос смывной воды конденсатобчистки 10 2 1 20
Насосы дозаторы аммиака и гидразина 1,0 4 2 4,0
Насос перекачки случайных стоков 20 2 1 40
Дренажный насос приямка конденсатных насосов 7 2 1 14
Вентилятор отсоса из бака огнестойкой жидкости 2,8 2 1 5,6
Грузоподъемные устройства машинного зала 120 — — 120
Насос регенерации масла 7,0 I. 1 7,0
Насос промывочной жидкости (один на два блока) 4,6 1 1 4,6
Дренажный насос для промывки деталей турбины (один на два 4,6 1 1 4,6
блока) 7,0
Насос аварийного бака 7,0 1 1
Насос регенерации 7,0 1 1 7,0
Маслонасос системы охлаждения трансформаторов 2X630 10 20 20 200
МВ-А, 500 кВ 150
Насос замкнутого контура греющей воды на калориферы 75 2 I
Лифт грузопассажирский (три на два блока) 20 1 1 20
Грузоподъемные устройства котельной 100 — —— 100
Вентиляция главного корпуса (в пределах блока) 400 — — 400
Подзарядный агрегат 20 1 1 20
Электродвигатель к вращающейся сетке (работает периодичес- 7,0 2 — 14
ки)
Промывочный насос (один на два- блока) 14 1 — 14
Дренажный насос (один на два блока) 7,0 1 — 7,0
Кран мостовой для гидротехнического оборудования пролетом 79 1 — 79
16 м (один на два блока) 410
Электронагреватель (работает при пуске) 410 — —
Конденсатные насосы турбовоздуходувки 10 4 2 40
Маслонасос системы смазки турбовоздуходувки (ТВД) 1,7 2 1 1,7
Маслонасос системы регулирования турбовоздуходувки (ТВД) 7,0 4 2 28
Вевтилятор токопроводов 40 2 1 80
Итого: Pz, кВт — — — 1 993
Р4=0,35 Р3, кВ-А — — — 700
Задвижки
Задвижки машинного зала (суммарно) 400 — — 400
Задвижки котельной (суммарно) 550 — — 550
Задвижки циркуляционных насосов (суммарно) 170 — — 170
Итого: Ръ, кВт — — —• 1 120
F* Р6=0,2 Р$, кВ-А — — — 224
Освещение главного корпуса (в пределах блока) Рч, кВт — — — 210
Итого: Р8=0,85 Р1, кВ-А — — — 178
Итого: /’г+^+А’в+'Рв. кВ-А — — — 2 257
Примечание: На основе указанных в таблице расчетов выбраны рабочие трансформаторы 6/0,4 кВ мощностью 3x1 000 кВ-А.
204
Таблица П1-2
Общестанционная нагрузка С. н. 0,4 кВ РЭС 6X800 МВт (при установке турбовоздуходувок)
Оборудование Мощность двигателя по каталогу, кВт Общее количество, шт. Общая мощ- ность, кВт
Присоединено Длительно работает
Электродвигатели мощностью более 100 кВт Насос^сетевой воды летний 200 1 1 200
Насос^производственного водопровода 190 2 1 380
Насос ливневой канализации 115 6 4 690
Итого: Pi, кВт — .—_ —— 1 270
кВ-А — — — 890
Электродвигатели мощностью менее 100 кВт Главный корпус Мостовой кран машзала 150/30 тс: главный подъем 80 2 2 160
вспомогательный подъем 45 ‘ 2 2 90
механизм передвижения тележки 16 2 2 32
механизм передвижения крана 16 2 2 32
Кондиционер типа СКК-1ПР: компрессор 10 2 2 20
вентилятор 1,7 2 2 3,4
электродвигатель 2,0 2 2 4,0
Подкачивающий насос сырой воды 40 3 2 120
Насос подпитки теплосети 14 2 1 28
Насос аварийного бака огнестойкой жидкости 7,0 1 1 7,0
Насос для перекачки турбинного масла 2,8 1 1 2,8
Дренажный насос случайных стоков 20 4 2 80
Г идроразбиватель ’ установки намыва и смыва целлюлозы 40 2 2 80
Насос для перекачки трансформаторного масла 7,0 1 1 7,0
Дренажный насос фильтров конденсатоочистки 4,5 2 1 9
Грузоподъемные устройства машзала 50 — -— 50
Цеховые мастерские машзала 50 — — 50
Насос подкачки системы пожаротушения 20 2 1 40
Насосы-дозаторы приготовления реагентов обессоливающей 1,0 4 2 4,0
установки Насос подачи обессоленной воды для восполнения станционных 55 3 2 165
потерь Насосы узла приготовления реагентов для кислотной промывки 1 8 4 8
Лифт грузопассажирский 7,0 2 —- 14
Грузоподъемные устройства котельной . 50 — — 50
Цеховые мастерские котельного отделения 60 2 —— 120
Зарядный агрегат 60 1 1 60
Итого: Рг, кВт — — — 1 227
Р4=0,35/’3> кВ-А — — , — 429
Маслоаппаратная Насос аварийного бака 4,5 1 1 4,5
Насос перекачки чистого Иввиоля из цистерн 10 1 1 1 10
Насос приема масла из цистерн 10 1 10
Насос чистого масла 5,0 2 2 10
Маслоочистительная установка: центробежный сепаратор 4,5 4 2 18
электродвигатель вакуумный насос 4,0 0,6 4 4 2 2,4
Маслонасос 2,8 1 1 2,8
Насос перекачки чистого масла в машинный зал 7,0 i 1 7,0
Итого: /->5, кВт —• — — 391,2
Рв=0,35Р5, кВ-А — — — 137
Насосы водопровода и канализации Насос пожарного водопровода 75 2 1 150
Насос питьевого водопровода 55 3 2 165
Насос фекальной канализации 40 3 2 120
20 2 1 40
Бетонорастворный узел 140 .— — 140
Компрессорная 20 — — 20
Итого: А,, кВт —— •— — 635
Р8=0,35 Р-г, кВ-А — — .— 222
Задвижки машинного зала 100 — •— 100
Задвижки котельной 70 — — 70
Итого: Р9, кВт ——- —• — 170
gf Р10=0,2Р9, кВ-А — — — 34
Итого: Р„=Рг+/34+Рв+^8+/’ю. кВ-А — — — 1 712
Примечание: Выбраны ^рабочие трансформаторы 6/0,4 кВ, 3x1 000 кВ-A; три трансформатора (а не два) приняты с учетом терри-
ториального их размещения при шести блоках.
205
90S
11 920| 111930 16 200 |16 290
Итого: кВт — — — — — 23850 — 12980 — 10650 — 32490 — 14500 — 15200
Ps=0.9 — — — — — 21 400 — 11 600 — 9600 — 29400 — 13100 — 13 700
S
s
«•8
8 3
я £ я
S3 н и ТЗ й *< О
л> о л> р р о
ЕвТЗ д о
со о 05 ‘
W 5l Е в
со Я со о
3 ш 2 я ”3 8 И
о о 3 и о со я *
X н Я о Л)
S3 аз о 3 Е £? a й я
СТз о н о
S X <Т> тз
(Т> 1 о Е 2 Е Е О Е«
Ьа a
м g
„ a
53?
Л> ® ’
Q1 о о 4 400 ест 8 1 070 200 210 490 150 009 I 350 Расчетная мощность на валу ме- ханизма, кВт
СП о о о 630 о о о 4^ ё О 1 250 260 500 250 2 000 400 Мощность двигателя по катало- гу, кВт
nd *> 4* nd nd nd nd ND 00 00 ND oo Присоединено Вс( бл< МВ
nd 00 00 nd nd ND ND ND ND Длительно работает гго на ж 800 т, шт.
Блочная нагрузка с.н. 6 кВ РЭС 6X800 МВт
1 SD «— и- \3 ►— Количество присоеди- н енных ^двигателей, шт. 1 Секция А 1 Нормальный режим Вариант с турбовоздуходувкой
1 \г 4 41Х) СТ 2 С с 200 210 Г 2 1— сп о зьо Общая мощность, кВт
1 N! *- ND ND Количество присоеди-’* ненных двигателей, шт. Секция Б
1 nd с £ СТ СТ с с *4 С ND g 210 ф* ст £ ст С СТ Общая мощность, кВт
1 ND 1 ND 1 1 nd 1 Количество работающих двигателей, шт. 1 Пуск
1 СТ О 1 СО ND О 1 1 г зс 5 1 ст W о Общая мощность, кВт
1 1 ! ND 1 1 1 1 О \э Количество работающих двигателей, шт. С г й ? с
1 1 □ э СТ 7 700 980 490 » о Общая мощность, кВт
— ND 1 — О и- — Количество присоеди- ненных двигателей, шт. | Секция А § S а. в- я я к гЁ * Я S I Вариант с электровоздуходувкой
1 260 5 100 1 СТ о 8 с с 8 с 210 СТ 2 150 ст 350 Общая мощность, кВт
~ ND 1 — ND \D Количество присоеди- ненных двигателей, шт. Секция Б
1 Z-W 5 100 D п э 1 4* ё с СТ g о с ю 210 1 со 8 ст СТ. ст О Общая мощность, кВт
1 ND 1 nd 1 1 SD Количество работающих двигателей, шт. | Пуск
СП 4* ND — о о 1 С О СТ 1 ND е 1 1 1 1 О g 640 -О СТ Общая мощность, кВт
ND 1 ND ] 1 1 1 о SD Количество работающих двигателей, шт. 1 Останов
1 000 4 550 1 СТ С 980 ст ст 30 ст Общая мощность, кВт
4
O\
b
s
J=5
CO
Общестанционная нагрузка с. н. 6 кВ РЭС 6X800 МВт
Оборудование С 2 * < 0 низма, кВт Мощность двигателя по каталогу, кВт Общее коли- чество двига- телей, шт. Общая присоеди- ненная нагрузка, кВт
Присоединено Длительно рабо- тает
Насос сырой воды 200 220 3 2 600
Мазутонасос второго подъема насосной Ns 1 610 630 5 5 3 050
Мазутонасос второго подъема насос- ной № 2 620 630 5 5 3050
Резервный возбудитель — 4 000 2 — 8 000
Компрессор — 320 4 — 1 280
Насос кислотной промывки (работает периодически) 3 150 3 200 3 — 9 450
Насос сетевой воды 265 320 4 — 1 060
Противопожарный насос 220 300 2 1 440
Насос смыва и намыва целлюлозы 166 250 3 2 498
Насос аварийной добавки (работает в аварийном режиме) 191 225 2 1 382
Фидер мазутонасосной 3 000 — 4 4 12 000
Трансформатор мазутонасосной № 1 1 000 — 4 3 4 000
Трансформатор мазутонасосной № 2 1 000 — 4 3 4 000
Трансформатор ОСН главного корпуса 1 000 — 4 3 4 000
Трансформатор ОРУ 630 — 2 2 I 260
Трансформатор химводоочистки (ХВО) 1000 — 2 2 2 000
Трансформатор центральных ремонт- ных мастерских (ЦРМ) и материаль- ного склада 1 000 — 2 2 2 000
Трансформатор склада химических ре- агентов 630 — 2 2 I 260
Трансформатор пусковой котельной 630 — 3 2 1 890
Трансформатор очистных сооружений 1 000 — 3 3 3 000
Жилой поселок 1 000 — 2 2 2С00
Итого: Pt, кВт .— — 65 220
Ps=0,9 Pt, кВ-A — — 58 700
Таблица П1-4
Блок № 1 Блок № 2 Блок № 3 Блок № 4 Блок № 5 Блок № 6
Количество присоеди- ненных двигателей, шт. Общая'мощность (на валу),1кВт Количество присоеди- ненных двигателей, : шт. Общая мощность (на валу), кВт Количество присоеди* ненных двигателей, шт. Общая мощность (на валу), кВт Количество присоеди- ненных двигателей, шт- Общая мощность (на I валу), кВт Количество присоеди- ненных двигателей, шт. < 1 валу), кВт Количество присоеди- ненных двигателей, шт. Общая мощность (иа валу), кВт
— —. 1 200 — — — — 1 200 1 200
2 1 220 1 610 2 1 220 — — — — — -
— — — — — — 2 1 220 1 610 2 1 220
1 4 000 — — — — 1 4 000 — — — .—.
— — 1 320 1 320 1 320 1 320 — ’—
— — 1 3 150 1 3 150 — — 1 3 150 — —
— — — — 1 265 1 265 1 265 1 265
1 220 1 220 —. —• — — — — — —
1 166 — — — — 1 166 — — 1 166
1 191 — — 1 191 — — — — — —
1 3 000 — — 1 3000 1 3 000 — — 1 3 000
1 1 000 2 2 000 1 1 000 — — — — — —
— — — — — — 1 1 000 2 2 000 1 I 000
1 1 000 1 1 000 1 1 000 — — 1 1 000 — —
— — 1 630 I 630 — — — — — —
— ' — 1 1 000 — — 1 1 000 — — — —
— — 1 1 000 — — — — — — 1 1 000
— 1 630 1 630
— — 1 630 I 630 — 1 630 — —
1 1 000 — — — — — — 1 1 000 1 1 000
— — 1 1 000 — —. — — 1 1 000 — —
11 797 10 600 — 11 760 10 600 — И 406 10 300 — 10 971 9 900 — 10 805 9 730 = 8 481 7 700
Таблица П1-5
Выбор мощности (кВ-А) рабочих и резервных трансформаторов с. и. РЭС 6X800 МВт
:ариан- [с. П1-1 О 5ще станци- онные транс- форматоры Блочные трансформаторы с. н. Резервный трансфор- Резервный трансфор- матор не-
Номер в та по ри Нагрузка Блок № 1 Блок № 2 Блок № 1 Блок № 2 Блок № 3 Блок № 4 Блок № 5 Блок № 6 матор при- соединен- ный присоеди- ненный (холодный ь резерв)
а) С турбовоздуходувкой
I Блочная — — 21 400 21 400 21 400 21 400 21 400 21 400 21 400 —
Общестанционная — — 10 600 10 600 10 300 9 900 6 900 7 700 10 600 __
Пуск — — — — — — — — И 600 —
Останов — — — — — — — — 9 600 —
Итого — — 32 000 32 000 31 700 31 300 28 300 29 100 53 200 —
Трансформатор — 32 000 32 000 32 000 32 000 32 000 32 000 63 000 —
11 Блочная — — 21 400 21 400 21 400 21 400 21 400 21 400 — —
Общестанционная — — 10 600 10 600 10 300 9 900 6 900 7 700 10 600 —
Пуск — — — — — — — — 11 6С0 —
Останов — — — — — — — — 9 600 —
Итого — — 32 000 32 000 31 700 31 300 28 300 29 100 31 800 —
Трансформатор — — 32 000 32 000 32 000 32 000 32 000 32 000 32 000 32 000
III Блочная — — 21 400 21 400 21 400 21 400 21400 21 400 — —
Общестанционная Пуск Останов 29 350 29 350 — — — — — — 29 350 —
— — — -— — — — — — —
Итого 29 350 29 350 21 400 21 400 21 400 21 400 21 400 21 400 29 350 —
Трансформатор 32 000 32 000 25 000 25 000 25 000 25 000 25 000 25000 32 000 25 000
IV Блочная — — 21 400 21 400 21 400 21 400 21 400 21 400 21 400 —
Общестанционная Пуск Останов 23 760 23 760 1 100 8 380 1 100 1 100 3 380 1 100 — —
— — — — — — — — — —
Итого 23 760 23 760 22 500 24 780 22 500 22 500 24 780 22 500 21 400 —
Трансформатор 25 600 25 000 25 000 25 000 25 000 25 000 25000 25 000 25 400 25 000
б) С электровоздуходувкой
I Блочная — — 29 400 29 400 29 400 29 400 29 4С0 29 400 29 400 —
Общестанционная — — 10 600 10 600 10 300 9 900 6 900 7 700 10 600 —
Пуск — — — — — — — — 13 100 —
Останов — — — — — — — — 13 700 —
Итого — — 40 000 40 000 39 700 39 300 36 300 37 300 66 800 —
Трансформатор — — 40 000 40 000 40 000 40 000 40 000 40 000 63 000 —
II Блочная — — 29 400 29 400 29 400 29 400 29 400 29 400 — —
Общестанционная — — 10 600 10 600 10 300 9 900 6 900 7 700 10 600 —
Пуск — — — — — — — 13 100 —
208
Продолжение табл. ПГ-5
зариан- f гс. ПМ Нагрузка Общестанци- онные транс- форматоры Блочные трансформаторы с. н. Резервный трансфор- Резервный трансфор- матор не-
1 Номер 1 та по pt Блок № 1 Блок № 2 Блок № 1 Блок № 2 Блок № 3 Блок № 4 Блок № 5 Блок № 6 матор при- соединен- ный присоеди- ненный (холодный (резерв)
II Останов — — — — — — — — 13 700 —
Итого — — 40000 40 000 39 700 39 300 36 300 37 100 37 400
Трансформатор 40 000 40 000 40 000 40000 40 000 40000 №1—32 000 40 000
№2—40000
III Блочная — — 29 400 29 400 29 400 29 400 29 400 29 400 — —
Общестанционная Пуск Останов 29 350 29 350 — — — — — 29 350 — —
— — — — — — — — — —
Итого 29 350 29 359 29 400 29 400 29 400 29 400 29 400 28000 — —
Трансформатор 32000 32 000 32000 32000 32 000 32000 32000 32000 32000 32000
IV Блочная — — 29 400 29 400 29 400 29 400 29 400 29 400 — —
Общестанционная 26 600 26 600 1 100 550 1 100 1 100 550 1 100 1 100 —
1 Пуск — — — — — — — — —ч —
Останов — — — — — — — — — —
Итого 26 600 26 600 30 500 29 950 30 500 30 500 29 950 30 500 30 500 —
Трансформатор 32000 32 000 32 000 32000 32 000 32 000 32 000 32 000 32000 32000
* Электродвигатели мазутонасосов распредел еиы по бл очным сер ЩИЯМ.
Таблица П1-6
Результаты расчетов токов к. 1. по четырем вариантам схем С. н. 6 кВ РЭС 6X800 МВт
Мощность и напряжение резервного трансформато- ра с.н., МВ'А/кВ » р Суммарный сверхпереход- ный ТОК К. 3. /"()£, кА 6 Ударный ток к. з. под- питки от двигателей гу.Д1’ кА Суммарный ударный ток iyl. кА Данные выключателей
Вариант'схемы с. н. hi рис. П1-1 Напряжение к. з, транс- форматора, % Результирующее сопрс тивление схемы *рез Номинальный ток двиг: телей, участвующих в i питке I , кА 5 к_.верхпереходныи тик к. з. от системы 1"^ кА Сверхпереходный ток к. от двигателей /"одв, Ударный ток к. з. от с темы 0> кА Тип выклю- чателей Номинальный ток ввод- ного и секционного выключателей, А Номинальный ток от- ходящих линий, А Ударный ток к. з., кА
I 63/220 В-Н 12.2 Н-Н 20 0,244 5,78 23,6 31,8 55,4 60 69,5 129,5 ВЭМ-6 3 200 1 600 125
II 32/35 Н-Н 11.5 Н-Н 20 0,23 3.24 Л 12,8 16.2 29 32,5 35,3 67,9 ВМПЭ-10 3 200 1 000 80
II 40/35 В-Н 11,5 Н-Н 20 0,23 3,67 16 20,2 36,2 40,7 44 84,7 ВЭМ-6 3 200 1 600 100
III 25/24 В-Н 9,5 Н-Н 19 0,19 1.15 12,1 6,3 18,4 30,8 13,8 44,6 ВМП-10к 1 500 1000 52
32/220 В-Н 11,5 Н-Н 20 0,23 2,94 12,8 16,2 29 32,6 35,3 67,9 ВМПЭ-10 3 200 1 000 80
IV 25/35 В-Н 9,5 Н-Н 19 0,19 2,3 12,1 12,7 24,8 30,8 27,6 58,4 ВМПЭ-10 1 500 1 000 80
IV 32/220 В-Н 11,5 Н-Н 20 0,23 2,94 12,8 16,2 29 32,6 35,3 67,9 ВМПЭ-10 3 200 1 000 80
14—319
209
КЗ - Таблица П1-7
Сравнение капитальных затрат по четырем вариантам схем с . и. 6 кВ РЭС 6X800 МВт
ч С турбовоздуходувкой С электровоздуходувкой — —л-—.
i - Вариант I . Вариант II Вариант III Вариант IV Вариант I Вариант II Вариан III Вариант IV
Оборудование Стоимость едии тыс. руб. Количество' Общая стои- мость, тыс. руб. Количество Общая стои- мость, тыс. руб. Количество S В о К Л са Л в ию '° О >> С S о. Количество Общая стои- мость, тыс. руб. Количество Общая стои- мость, тыс. руб. Количество Общая стои- мость, тыс. руб. Количество Общая стои- мость, тыс. РУб. Количество Общая стои- мость, тыс. руб.
Трансформаторы с. н. -
ТРДЦНГ-63С00/220 162 1 162 — — — — — — 1 162 — — — — — —
ТРДН-32000/220 109 — — 19 109 1 109 - — — — — 1 109 1 109 1 109
ТРДН-25000/220 87 — - — — — 1 87 — — — — — — — —
ТРДН-63000/35 104 1 104 — — — — — - 1 104 — — — — — —
ТРДН-40000/35 69 — — — - — — — — 6 414 7 483 — — — —
ТРДН-32000/35 55 6 330 7 38b 2 по — — — — __ — 8 440 9 495
ТРДН-25000/35 47 •— — — 6 282 9 423 — — — — — — — —
ТРДН-40000/35 холоди ы й резерв 50 — — .. — — — — — — — — 1 50 — — — —
ТРДН-32С00/35 холодный резерв 36 — — 1 36 — — — —* — •— — •— 1 36 1 36
ТРДН-25000/35 холодный резерв 32 —_ — — — 1 32 1 32 — — — — — —
КРУ -
Шкаф с ВМПЭ-10-1000/80 3,2 — — 256 819 64 • 205 — — — — — — 244 781 266 851
Шкаф с ВМПЭ-10-3200/80 5,6 — — 32 179 10 56 — — — — — — 22 123 22 123
Шкаф с ВМП-10К-1500/80 2,8 — — - — 192 538 288 806 — — — — — — — —
Шкаф с ВЭМ-6-1600/100 5,6 — — — — — — — — — — 276 1 546 — I1 — — —
Шкаф с ВЭМ-6-3200/125 11,1 8 89 — — — — — — 8 89 12 134 -- — — —
Шкаф с бэМ-6-1600/125 6,76 280 1 893 — — — — — — 260 1 893 — — — — — —
Продолжение та5л. П1-7
* «
Оборудование Стоимость единицы, тыс. руб. С турбовоздуходувкой С электрэвэздуходувкой
Вариант I Вариант II Вариант III Вариант IV Вариант I Вариант II Вариант Ш Вариант IV
Количество Общая стои- мость, тыс. руб. Количество Общая стои- мость, тыс. РУб. Количество Общая стои- мость, тыс, 1 руб. Количество Общая стои- мость, тыс. руб. । Количество Общая стои- мость, Тыс. руб. Количество Общая стои- мость, тыс. руб. Количество Общая стои- мость, тыс. руб. Количество Общая стои- мость, гыс. руб.
Прочее
электрооборудование
Разъединитель 24 кВ, 4,94 — — — — 6 29,6 2 9.8 — — — — 6 29,6 2 9,8
24 кА, трехполюсный
Выключатель нагрузки 96,8 — — — .— 6 581 2 193,6 — .— — — 6 581 2 193,6
24 кВ, 24 кА, трехпо- люсный
Заземлитель 24 кВ, 24 кА, 0,6 6 3,6 6 3,6 12 7,2 8 4,8 6 3.6 6 3,6 12 7,2 8 4,8
трех полюсный
Трансформатор напряже- ния ЗОМ-1/24 0,14 — — — — 18 2,5 6 0,84 — — — — 18 2,5 6 0,84
Токопровод с. н. 6 кВ, 3 200 А, 125 кА, трех- фазный 0,34 (1 м) 1 300 442 — — — — -— —, 1 600 544 300 102 -— —
То же, но 2 000 А Кабели 0,3 (1 м) 300 90 1 600 489 500 150 1 6С0 480 — 1 300 390 500 150 1 600 480
Кабель 35 кВ АОСБ, 100 м 1,7 56 95 32 54 — — 24 40 56 95 40 68 — — 32 54
Кабель силовой ААШВ-ЗХ160, 1С0 м 0,32 130 41,6 Г'С .4:,6 —- — — — 130 41,6 133 41,6 — — —
Кабель контрольный КВВГ-37Х2.5, 100 м Об:пая стоимость: 0,27 100 27 1С0 27 — — •— — 100 27 100 27 —
тыс. руб. — — 3 277 — 2 134 2 102 — 2 077 — 3 373 — 2 954 — 2 258 —. 2 356
”/о Разница в стоимости ва- — . — 100 — 65 — 64 — 63,5 — 100 — 87,5 — 67 — 70
риантов:
тыс. руб. . — — 0 — ( -1 14:) — (-1 175) — (-1 200) — 0 — (-419) — (-1 115) — (-1 017)
% — — 0 — 35 — 36 — 36,5 — 0 — 12,5 — 33 — 30
to
“ * Знак минус показывает, насколько -затраты на данный вариант меньше затрат на первый вариант.
Подсчет блочной нагрузки с. н. 6 кВ РЭС 8X500 МВт (на экибастузском угле)
Назначение механизмов н пони- жающих трансформаторов Расчетная мощность на валу механиз- мов, кЗт Всего на блок 500 МВт, шт. Нагрузка в нормаль- ном режиме, кВт Нагрузка при пуске с ТПН, кВт
Присоеди- нено Длительно работает Секции Количест- во присое- динений Расчетная мощность присоеди- нений Секции
А Б А Б
Бустерный насос 352 4 3 704 704 1 360 360 —
Конденсатный насос тур- 585 2 1 585 585 1 373 — 373
боны I ступени
Конденсатный насос тур- 1 160 2 1 1 160 1 160 1 745 745 —
бины II ступени
Сливной насос ПНД 145 2 1 145 145 — — — —
Насос системы регулиро- 168 1 — 168 — — — — —
вания*
Циркуляционный насос 1 250 2 2 1 250 1 250 1 1 300 — 1 300
Молотковая мельница 1 040 8 8 4 160 4 160 •— — — —
Дутьевой вентилятор 1 670 4 4 1 670 1 670 1 705 — 705
Дымосос 2 250 4 4 2 250 2 250 1 1 000 1000 —
Питательный насос (ПЭН) 7 600 1 1 — — — — — —
Трансформатор главного 1 000 4 3 2 0С0 2 000 2 2 000 1 000 1 000
корпуса 1 000 2 2 1 000 1 000 — — — —
Трансформатор электро- фильтров
Итого Plt кВт — — — 15 092 14 824 — — — —
Расчетная нагрузка Рг = =0,9 Р,. кВ А — — — 13 600 13 400 — — — —
Итого без трансформато- ров 6/0,4 кВ Р3, кВт — — — — — •— — 3 105 3 378
Расчетная нагрузка без — — -— — — — — 2 300 2 600
трансформаторов 6/0,4 кВ Р4= 1,1Р8, кВ-А**
Мощность тра нсформато- ров 6/0,4 кВ Р5, кВ-А — — — — — — — 1 000 1 000
Суммарная расчетная на- грузка Р4+Р5, кВ-А — — — — — —' '— 3 300 3 600
Итого, кВ-А — — — 27 000*** — — — 6 900
* Работает периодически. л
** Коэффициент 1,1 пиния т ввиду малого числа присоединений в этом режиме.
п рИ « ч а°н и е: Т™значения: ТПН — турЗопитательный насос, ПЗН - питательный электронасос.
212
Таблица П1-8
Нагрузка при пуске с ПЭН, кВт Нагрузка при работе с ПЭН при 50%-ной нагрузке блока, кВт Нагрузка при останове блока, кВт
Количество присоеди- нений Расчетная мощность Секции Количест- во присое- динений Расчетная мощность Секции Количест- во присое- динений Расчетная мощность Секции
А £ А £ А £
1 360 .— 360 1 370 — 370 3 465 310 155
1 373 — 373 1 440 — 440 1 435 — 435
1 745 — 745 1 870 — 870 2 760 380 380
— — — — — — — — — — — —
— — — — — — — — — — — —
1 1 300 — 1 300 2 2 600 1 300 1 300 2 2 600 1 300 1 300
— — — — 1 3 850 1 650 2 200 — — — —
1 705 — 705 2 1 400 700 700 — — — —
— — — — 2 924 462 462 2 2 200 1 100 1 100
1 7 200 7 200 — 1 7 600 7 600 — — — — —
2 2000 1 000 1 000 2 2 000 1 000 1 000 1 1 000 1 000 —
— — — — 2 1 600 800 800 — —• — —
— — — — — — — — — — — —
— — — — — — — — — — —
— — 7 200 3 483 — — 11 712 6 342 — — 3 090 3 370
— — 7 900 3 850 — — 13 000 7 0С0 —- — 3 400 3 700
— — 1 000 1 000 — 1 800 1 800 — — 1 000 —
— — 8 900 4 850 — — 14 800 8 800 — — 4 400 —
— — 13 750 — 23 600 — — — 8 100
213
Таблица П1-9
Подсчет оэщесттнциояной нагрузки с. н. (ОСН) 6 кВ РЭС 8X500 МВт (на экиэастузском угле)
Обору дэвание Расчетная мощность на валу механиз- мов и понижаю- щих трансфор- маторов, кВт Всего на РЭС 8x500 МВт, шт. Общая мощ- ность, кВт Нагрузка при наличии одного первого блока
Присоеди- нено Длительно работает Количест- во, шт. Мощность, кВт
Противопожарный насос 250 2 1 500 2 1 000
Ьагерный насос 270 8 4 2 160 2 540
Трансформатор ОСН 630 4 4 2 520 2 1 260
Трансформатор ОРУ 630 3 2 1 890 2 1 260
Трансформатор ЦРМ и материального склада 1 000 3 3 3 000 1 1 000
Трансформатор топ швоподачи 1 000 6 4 6 000 2 2 000
Трансформатор ХВО 1 000 3 2 3 000 2 2 000
Насос сетевой воды 275 4 3 1 100 2 550
Насос смывной воды нпзконапорный 250 4 2 1 000 2 500
Насос кислотной промывки (работает периоди- 3 150 2 -— 6 300 2 6 300
чески)
Конвейер ленточный № 3 400 4 2 1 600 2 800
Конвейер ленточный № 2 250 4 2 1 000 2 500
Мазутонасос второго подъема 350 2 1 700 2 700
Молотковая дробилка 1 250 8 4 10 000 2 2 500
Компрессор 320 4 3 1 280 2 640
Компрессор 1 250 3 2 3 750 2 2 500
Мостовой перегружатель 1 000 4 -— 4 000 1 1 000
Компрессор 2 000 4 3 8 000 2 4 000
Насос осветленной воды 710 3 2 2 130 2 1 420
Итого Ps, кВт — — — 59 930 — 30 470
Расчетная нагрузка:
р„,=0,9Р<„ кВ-А — —— — 54000 — —
Z’11=O,4Z3S, кВ-А* — ’— — '— 12 100
* Нагрузка ОСН при наличии только первого блока принимается 0,4 общей нагрузки ССН восьми блоков (вместо 0,9).
** Для трансформаторов расчетная мощность указана в кВ-А.
Таблица 111-10
Подсчет блоч ной нагрузки с. н. 0,4 кВ РЭС 8X500 МВт (на экибастузском угле)
Оборудование Общее количество, шт. Мощность дви- гателя по каталогу, кВт Количество присоединений на блок Мощность при- соединенных двигателей на блок, кВт
Присоединено Длительно работает
Двигатели 100 кВ п и более
Сливной насос ПНД № 4 8 8 125 1 125
Насос водоструйного эжектора и шариковой очист- ки 16 8 115 2 230
Главный масляный насос турбины 24 16 100 3 300
Подъемный насос газоохладителей и подачи воды на охлаждение подшипников 16 8 100 2 200
Насос дистиллятного контура охлаждения статора 16 8 100 2 200
То же охлаждения ротора 16 8 125 2 250
Вентилятор перетечного воздуха 16 16 100 2 200
Итого Plt кВт — — .— — 1 505
Итого Р2—Р1 0,7, кВ-А Двигатели до 99 кВт и сборки — — — — 1 054
Дренажный насос бойлеров 16 8 40 2 80
ВалоповОротное устройство 8 — 55 1
Сборка МО1 и вентиляции МО 16 150 2 300
Сборка КО1 и вентиляции КО 16 250 2 500
Сборка гидрозолоудаления 4 100 1 100
Сборка обдувочных аппаратов 16 25 2 50
Сборка задвижек турбогенератора 16 125 2 250
Сборка задвижек котельного отделения 16 275 2 550
Подзарядные агрегаты аккумуляторных батарей 8 20 1 20
214
П родолжение табл. П1-10
Оборудование О5щее количество, шт. Мощность двигателя по каталогу, кВт Количество присоедине- ний на блок Мощность присоедине- ний на блок, кВт
Присоединено Длительно работает
Зарядный агрегат 2 2 75 1 75
Обдувка трансформаторов 8 8 200 1 200
Обдувка резервных трансфортаторов 2 -— 200 1 200
Сборка у постоянного торца (для сварки) 1 —— 70,0 1 —
Сборка у турбогенератора (для сварки) 8 — 70,0 ’ 1 —
Итого Р3, кВт — — — — 1 525
Pt=(Ps 0,35), кВ А — — — — 530
(задвижек) 800X0,2, кВт — — — — 160
Л=Л+Л+Л>. кВ-А — — — — 1 744
Примечание: О5эзiaieihi: М Э — лгшннэе отделение; КО —котельное отделение.
Таблица П1-11
Подсчет общестанционной нагрузки с. н. 0,4 кВ РЭС 8X500 МВт (на экибастузском угле)
Накнеке вагие механизмов и грунтовых сзорок Общее коли- чество, шт. Мощность двигателя по катало- гу, кВт Присоединенная мощность, кВт Наименование механизмов и групповых сборок Общее коли- чество, шт. Мощность двигателя по катало- гу, кВт Присоеди- ненная мощность, кВт
Присоеди- нено Длительно работает Присоеди- нено Длительно работает
Машинное отделение (МО) Насос сырой воды Насос сетевой воды лет- ний Насос подпитки тепло- сети Насос смывной воды вы- соконапорный Насос уплотнений багер- ных насосов I ступени Г ид ро разбиватель Насос смыва и намыва целлюлозы Электроприводы задвижек Подкачивающие насосы подогревателя сырой воды Кондиционер кабины кра- на Масляные насосы подачи масла на маслохозяй- ство Дренажный насос случай- ных стоков Насос подкачки системы пожаротушения Дренажный насос фильт- ров конденсатоочистки 3 1 2 3 3 2 3 3 2 2 4 2 2 2 1 1 2 2 2 2 2 1 1 2 1 2 160 200 14 200 55 40 250 100 40 13,7 7,0 20,0 20 4,5 480 200 28 600 165 80 750 100 120 27,4 14,0 80,0 40,0 4,5 Для двигателей задвижек Р,=100-0,2 кВ-А Неучтенные нагрузки Р*= =200-0,35 кВ-А Суммарная нагрузка МО р1=р1+рг+ра+р4 кВ-А Котельное отделение (КО) Насос подачи обессолен- ной воды Насос аварийной добавки Электроприводы задви- жек Противопожарные насо- сы Насосы пенообразования Дренажный насос ватер- ной Насосы узла приготовле- ния реагентов для кис- лотной промывки Насос производственно- технического водоснаб- жения 3 2 2 2 4 8 2 2 1 1 1 2 4 1 100 135 100 75 40 4,5 1 100 20 70 1 706 300 270 100 150 80 18 8 200
Итого: Для двигателей мощно- стью выше 100 кВт Р6=770-0,7 кВ-А Для двигателей мощно- стью менее 100 кВт Р,=256-0,35 кВ А Для двигателей задвижек Р3=100-0,2, кВ-А Неучтенные нагрузки Р9= =100-0,35, кВ-А Суммарная нагрузка КО Л=-Рв+Г,+Р8+Р9, кВ-А Общая нагрузка, кВ-А — — — 540 90 20 35 685 2 388
Итого: Для двигателей мощно- стью 100 кВт и более Р, =2 030X0,7 кВ-А Для двигателей менее 100 кВт Р2=559Х0,35 кВ-А — — — 1 421 196
215
Выбор мощности трансформаторов и реакторов с. н. серийной
Оборудование Расчетная мощность на валу механизма, кВт Мощность двигателя по катало- гу, кВт Всего на пи Присое- динено блок, Длитель- но рабо- тает Сект- Количест- во присое- динений Я /Р Общая мощность, кВт Сект Количество присоеди- нений 1Я 2Р 1 Общая мощность, кВт
Блочная нагрузка 6 кВ Блок 60 МВт Питательный насос Масляный насос пусковой Масляный насос Конденсатный насос бойлеров Вентилятор воздуходувки (двухскоро- стиой) Вентилятор рециркуляции Трансфортатор блока, кВ-А Блок 100 МВт Питательный насос Масляный насос пусковой Конденсатный насос турбины Конденсатный насос бойлеров Вентилятор (воздуходувки) двухскоро- стной Вентилятор рециркуляции Трансформатор блока, кВ-А Рбп, кВт Общестанционная нагрузка (ОСН) Сетевые насосы первого подъема Циркуляционный насос (зимний) Циркуляционный насос (летний) Насос кислотной промывки Подкачивающий насос подпитки воды Подкачивающий насос замкнутого кон- тура охладителей Балансировочный станок Трансформатор главного корпуса № 1, кВ-А Трансформатор главного корпуса № 2, кВ-А Трансформатор резервный, кВ-А Трансформатор циркуляционной насос- ной, кВ-А Пиковая котельная Линия тепляка Подпиточный насос теплосети Сетевые насосы второго подъема Дымососы Трансфортатор пиковой котельной, кВ-А Трансформатор мазутонасосной, кВ-А Трансформатор ЦРМ, кВ-А Трансформатор ХВО, кВ-А Трансформатор очистных сооружений, кВ-А Р ОСН» кВт Рбл+^осн. кВт (^бл+ЛхяЛХО.Э кВ-А Расчетная нагрузка источника пита- f ния, кВ-А \ Мощность выбранных трансформато- ров, кВ-А Номинальный ток реакторов, А 3 150 960 210 3 700 1 660 210 1 095 475 590 1 460 200 2 4 000 (630)* 200 200 1 000 5'000 320 250 250 1 000 750 (200) * 630 630 250 1 ОСО 1000 1 000 400 2 000 1000 630 1 000 1 000 1 000 400 1 ] ** 1 1 1 1 1 1 1 2 2 1 1 1 5 3 1 2 3 2 1 1 1 2 1 1 4 6 6 2 3 2 2 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 2 1 1 1 1 1 1 I 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 5 11 10 3 150 200 200 960 210 1 000 5 720 1 095 750 630 475 590 1 000 1 000 400 540 260 100 930 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 . 1 1 5 11 10 3150 200 200 960 210 1 000 5 720 1 095 750 200* 630 475 590 250 1 000 630 820 540 460 960
— — — 1 000 1 000
• Электродвигатели, мощность которых указана в скобках, при подсчете нагрузок не учитываются.
** Один на два блока.
Примечание. Р$л—суммарная нагрузка блока; ^осн—суммарная общестанционная нагрузка,
to
9 360 9 550 7 900
10000 кВ-A 10000 кВ-A 10000 кВ-A
1 II 1 1 1 1 1 1 II 1 II 11 i 11 - 1 1 I 1 — II 1 1 1 1 1 Количество присоединений
1 о ф СР ср о сисл Illi 1 1 1 1 1 II 1 II 1 1 1 1 1 8 811 1 сл о 250 3 700 (320) 250 Общая мощность, кВт
Illi 1 1 1 Г! 1-1 1 I U 1 1 । 1 1 — - — -II I 1 1 1 II 1 Количество присоединений
►й- СИ 1 ф — 1 о to си ООО 1111 Г 1 1 1 1 18 1 II 1 1 1 I 1 1 g О о о о о 250 811 II 1 1 1 I 1 О Общая мсщность, кВт
Т 1 1 II 1 II 1 1 1 1 1 III 1 11 1 1 1 1 1 Количество
111 II 1 II 1 1 1 1 1 - III 1 —-- II 1 1 1 1 1 присоединений
Количество
присоединений
Общая мощ-
ность, кВт
Количество
присоединений
О5щая мощ-
ность, кВт
Количество
присоединений
Общая мощ-
ность, кВ г
Количество
присоединений
Общая мощ-
ность, кВт
количество
присоединений
Общая мощ-
ность, кВт
n
я
«

я О S
п> 22 s
»
g ю-
ъ О
ш
5 §
° «СО
ая«
9?
со
g
£
ПРИЛОЖЕНИЕ П2
ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ РАСЧЕТЫ ПРИ ВЫБОРЕ СХЕМ
ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ ПОНИЖАЮЩИХ
ТРАНСФОРМАТОРНЫХ ПОДСТАНЦИЙ
1. Подсчеты для определения целесообразности со-
здания схемы с повышенной надежностью питания
подстанции. Обычно подстанции питаются по двум ли-
ниям от электростанций или узловых подстанции сети,
как показано на рис. П2-1,а. Уровень надежности такой
схемы питания на практике считается достаточным, по-
скольку одновременная потеря обеих линий хотя и воз-
можна, но маловероятна.
Действительно, если принять, что подстанция
330/110 кВ по рис. П2-1 с нагрузкой на стороне НО кВ
225 МВ • А (200 МВт) с двумя автотрансформаторами
по 160 МВ-А может питаться от ТЭС по линии 330 кВ
длиной 250 км и от узловой подстанции сети по линии
длиной 200 км, то вероятность потери питания этой
подстанции из-за отключения одной из линий в период
ремонта другой определится на основании следующего:
удельная поврежденнбсть ВЛ 330 кВ (устойчивых) —
I раз в год на 100 км; длительность ликвидации ава-
рии-—8 ч. Таким образом, для линии от ТЭС до под-
станции длиной 250 км вероятность аварийных отклю-
чений составит ХЛ1 = 250/100- 1=2,5 раза в год. с общей
длительностью ликвидации аварий АТа1=2,5 • 8=20 ч,
или отнесенное к годовому времени та 1 = 20/8760=23 X
Х10-4. Количество отключений линии за год на про-
филактический ремонт — 1 раз на каждые 25 км длины
линии, длительностью 8 ч. Длительность нахождения
линии от ТЭС до подстанции в ремонте за год соста-
250
вит А7'р1 = -7^-8=80 ч. или отнесенное к годовому вре-
мени tpi=80/8 760=91 • 10-4. Аналогичные величины для
второй линии ог подстанции (рис. П2-1,я) будут равны:
200
Z.J22 = IQQ-1 = 2 раза в год; ДТа2 = 2-8 = 16 ч;
200 . 64
А7 pa = 25 ’8 = ч> хрг — g 76Q =73-10 *.
Z
Вероятность совпадения этих двух режимов будет
равна:
5=та1тр2+Та2Тр1= (23-73+13-91)-10-«=3320-IO-8;
Ts =5 • 8 760 = 3 320 • 10-8 • 8 760=
= 2 900- 10-4 = 0,29 ч в год, т. е.
около 20 мин в год. Ущерб от недоотпуска электроэнер-
гии за это время (при стоимости .4=0,6 руб/кВт-ч) со-
ставит для данной подстанции:
y=PTsAka,
где Р — нагрузка подстанции, кВт; — коэффициент
недоотпуска, равный 2 [Л. 1-1].
Таким образом, ущерб от недоотпуска составит:
У!=200 000 - 0,29 - 0,6 - 2 = 70 000 руб. в год.
Если для повышения надежности схемы питания под-
станции построить дополнительную линию от узловой
подстанции длиной в 200 км как более короткую, то
расчетные затраты, при стоимости линии 30 тыс. руб. за
1 км. составят:
3i = &HC=0,185-30-200= 1 110 тыс. руб. в год,
где feB=0,185=0,125 +0,04+ 0,02 представляет собой
сумму нормированного коэффициента эффективности
капитальных вложений (0,125), амортизационных отчис-
лений для линий (0,04) и текущих расходов по эксплуа-
тации линий (0,02). Для упрощения расчетов не учиты-
ваем некоторое снижение потерь энергии в передаче,
которое может иметь место при сооружении третьей
линии.
та2 = 1,8-10—
Рис. П2-1. Варианты схем РУ 330 кВ подстанции 330/110 кВ (к методике технико-экономических сравнений при
выборе схем РУ).
а — схема питания подстанции 330/110 кВ от сети 380 кВ: I— проектируемая подстанция; II — узловая подстанция сети 330 кВ.
связанная с системой С и с ТЭС; III — ТЭС; б — РУ по мостиковой схеме (неполного квадрата); в — по схеме полного квадрата;
а—-по мостиковой схеме с обходной системой шин (ОСШ); д— по мостиковой схеме с обходной системой шин в период ремонта
линейного выключателя 1\ е — по мостиковой схеме с обходной системой шин в период ремонта мостикового выключателя 3;
ж — по мостиковой схеме для шести линий и четырех автотрансформаторов (АТ); з— по схеме с двумя квадратами и двумя
перемычками для шести линий и четырех АТ. В схеме д и е элементы схемы, не обтекаемые током, условно не показаны.
218
Из сопоставления величины вероятного ущерба из-
за недоотпуска энергии потребителям подстанции при
питании последней двумя линиями с расчетными за-
тратами на сооружение дополнительной третьей линии
для питания подстанции видно, что расчетные затраты
больше ущерба в 1 110/70 = 16 раз и, таким образом,
сооружение дополнительной линии только для повыше-
ния надежности нецелесообразно. Для того чтобы со-
хранить питание особо ответственных потребителей
подстанции и в чрезвычайно редких случаях, например
для питания пожарных насосов, больниц, театров, це-
лесообразно установить у таких потребителей автоном-
ные автоматически запускаемые дизель-генераторы
небольшой мощности.
2. Технико-экономические расчеты для выбора наи-
более целесообразной схемы соединений РУ 330 кВ под-
станции. В качестве примера принимаем ту же подстан-
цию 330/110 кВ с двумя автотрансформаторами (АТ)
по 160 МВ-А, питание которой было рассмотрено в пер-
вом расчетном примере и показано на рис. П2-1,а.
Для РУ 330 кВ этой подстанции могут быть наме-
чены следующие три варианта схемы соединений.
Вариант 1. РУ 330 кВ выполняется по схеме мости-
ка или неполного квадрата, как показано на рис. П2-1,б;
в РУ 330 кВ устанавливаются три выключателя и 12
разъединителей. Стоимость ячейки с выключателем и
четырьмя разъединителями — 200 тыс. руб. Достоинство
схемы: минимальное число выключателей — три выклю-
чателя при четырех присоединениях. Недостатки схемы
следующие. При отказе мостикового выключателя те-
ряется питание обоих АТ и прекращается транзит мощ-
ности от ТЭС к узловой подстанции на время отклю-
чения отказавшего выключателя разъединителями и
включения двух разъединителей в перемычке между
линиями. При наличии персонала на подстанции это
займет 7=0,5 ч; при отсутствии персонала и необходи-
мости приезда бригады в зависимости от местных усло-
вий может потребоваться 2—3 ч для производства ука-
занной перестройки схемы; принимаем, что на подстан-
ции (персонал есть и Т=0,5 ч.
При выводе в ремонт любого из двух выключате-
лей линий необходимо включить в разъединители пере-
мычки н на этот период питание обоих АТ производить
через оставшийся один линейный выключатель; отказ
в этот период выключателя также приведет к потере
питания обоих АТ на время, пока не будет аварийно
отремонтирован один из линейных выключателей
(7а=10 Ч).
Повреждение в этот период любой из линий, соеди-
ненных разъединителями перемычки, также приведет
к потере питания подстанции. Длительность отключения
одной повредившейся линии (с помощью разъедините-
лей) и восстановление питания подстанции 7=0,5 ч.
Примем удельную повреждаемость воздушных вы-
ключателей 330 кВ Хв=0,1; среднегодовая длительность
планового ремонта выключателей 7Р = 7 дней или отно-
сительная длительность тр=7/365~0,02. Недоотпуск
энергии потребителям подстанции при отказе мостико-
вого выключателя составит:
Д<21 = 7'Хв7йн, кВт-ч,
где Р — нагрузка подстанции. кВт; kB — коэффициент
недоотпуска, равный двум.
Таким образом,
AQi=200 000 • 0,1 • 0,5 • 2 = 20 000 кВт ч.
Недоотпуск энергии из-за отказа одного линейного
выключателя в период ремонта другого линейного вы-
ключателя составит:
AQ2 = 77.BTpn7a£H, кВт-ч,
где п — число линейных выключателей;
AQ2=200 000-0,1-0,02-2-10-2=16 000 кВт-ч.
Недоотпуск энергии из-за повреждений на линии
в период ремонта одного из линейных выключателей
составит:
L
AQ3 — 7->/2Тр7.л7йн 100 , кВт-ч,
где L — длина линии и ?.л — повреждаемость линии на
100 км;
450
Д<23 = 200000-2-0,02-1 -0,5-2- 36000 кВт-ч.
Суммарный недоотпуск энергии потребителям под-
станций составит:
2 Д Q = 20 000 +16 000 + 36 000 = 72 000 кВ г • ч.
При стоимости ’ недоотпущенного 1 кВт-ч 0,6 руб.
народнохозяйственный ущерб составит:
<У1 = 72 000-0,6 = 43 200 руб. в год.
Расчетные затраты составят:
3t = 0,213 • 3 - 200- Ь У, = 128 + 43,2= 171,2 тыс. руб. в год,
где 0,213 = 0,125+0,0634-0,025 — нормированные коэффи-
циенты для подстанций.
Если кроме питания подстанций по линии передает-
ся в сторону узловой подстанции еще и транзитная
мощность, например в 100 тыс. кВт, при каждом из пе-
речисленных случаев прекращения питания подстанции
будут также и перерывы в транзите, указанной мощно-
сти, с использованием в этот период резервной мощ-
ности системы на указанную величийу и с длитель-
ностью, равной сумме перерывов:
L450
Д7== 0,1-0,5+ 0,1-0,02-2-0,5 + 2-0,02-^00-0,5 =
= 0,142 ч в год.
Долевые затраты на использование резервной мощ-
ности в 100 000 кВт в системе при стоимости установ-
ленного киловатта 120 руб и наибольшем использовании
ее в 6 800 ч в год, составят:
100 000-120
Д3р= 6 800 ’ 0,142 = 250 руб.,
т. е. относительно небольшую величину, которой для
упрощения расчетов можно пренебречь.
Вариант 2. РУ 330 кВ выполняется по схеме квад-
рата (см рис. П2-1,в) с четырьмя выключателями и
12 разъединителями. Ячейка с выключателем 330 кВ и
тремя разъединителями стоит 200-0,95=190 тыс. руб.
Достоинства схемы- вывод в ремонт любого из вы-
ключателей не требует изменения схемы: число выклю-
чателей не более числа присоединений.
Недостатки схемы: необходимость установить четыре
выключателя вместо трех по первому варианту; в пери-
од ремонта любого из выключателей отказ «противоле-
жащего» выключателя приводит к потере питания обоих
АТ на время отключения отказавшего выключателя
разъединителями (0,5 ч) и к разрыву транзита от ТЭС
к узловой подстанции на время аварийного ремонта
отказавшего выключателя (7р=10 ч).
Недоотпуск энергии потребителям подстанции из-за
отказа выключателя в период ремонта противолежаще-
ю составит:
ДС21=7’пХ,вТв7йн,
где п — число таких выключателей;
А(Д = 200 000-4-0,1-0,02-0,5-2=1 600 кВт-ч в год.
Ущерб от недоотпуска энергии по этой причине
У2= 1 600 • 0,6=960 руб. в год.
Расчетные затраты по этому варианту составят:
32=0,213-4-1904-0,96=163 тыс. руб. в год.
219
В период ремонтов выключателей при отказе про-
тиволежащего выключателя один АТ будет питаться от
ТЭС, а другой АТ — от узловой подстанции; таким об-
разом, в этот период в системе будет использоваться
резерв в 100 МВт для питания одного АТ и 100 МВт—
для возмещения потери транзитной мощности от ТЭС
в течение 10 ч (длительности аварийного ремонта вы-
ключателя). Таким образом, от системы потребуется
мощность 200 МВт в течение Tp=n‘kBivTa, т. е.
Тр=4 • 0,1 • 0,02 • 10=0,08 ч в год.
Долевые затраты на использование резервной мощ-
ности системы (подсчитанные, как и в предыдущем ва-
рианте схемы) составят:
200 000-120
ДЗ =-----6800-----О’*® = 280 руб.
Из расчета видно, что для упрощения можно эти-
ми затратами пренебречь ввиду нх относительной не-
значительности.
Вариант 3. В схеме мостика с обходной системой
шин (см. рис. П2-1,а) в РУ устанавливаются четыре
выключателя и 15 разъединителей {Л. 1-31].
Достоинства схемы следующие. В схеме нет узлов,
повреждение которых при нормальном режиме может
привести к потере питания обоих АТ, как это имеет
место в первом варианте. Вывод в ремонт любого вы-
ключателя не требует глухого (с помощью разъедини-
телей) соединения обеих линий, как в первом варианте
(см. рис. П2-1,д и е). В период ремонта любого линей-
ного выключателя, например Blt он шунтируется мости-
ковыми выключателями и обходной системой шин, как
показано на рис П2-1,д; таким образом, и в этом ре-
жиме сохраняется транзит мощности и параллельная
работа обеих линий на 330 кВ через выключатели.
В период ремонта любого из двух мостиковых выклю-
чателей за счет использования второго мостикового вы-
ключателя и обходной системы шин сохраняется мости-
ковая схема (см. рис. П2-1,<?). Короткое замыкание на
линии и в этом режиме отключается только одним ли-
нейным выключателем с сохранением питания обоих АТ
от оставшейся в работе второй линии. Отказ мостико-
вого выключателя в период ремонта линейного выклю-
чателя приведет к кратковременному (на 0,5 ч) переры-
ву транзита мощности, а не на 10 ч, как это имеет
место в схеме по второму варианту (в случае отказа
противолежащего выключателя в период ремонта одно-
го из выключателей квадрата). Обеспечивается легкое
расширение РУ при удвоении числа цепей с меньшим
числом выключателей в РУ, чем по второму варианту
(см. рис. П2-1,ж, з).
Недостатки схемы: необходимо выполнение обход-
ной системы шин с установкой дополнительных трех
разъединителей — по сравнению со схемой по второму
варианту и одного выключателя и пяти разъедините-
лей— по сравнению со схемой по первому варианту;
необходимо производство оперативных переключений
разъединителя при выводе в ремонт выключателей.
Расчетные затраты по третьему варианту составят:
33=0,213 - 4 - 200=170 тыс. руб.
Как было видно из расчетов дополнительных доле-
вых затрат на использование системного резерва, эти
затраты невелики и сокращение длительности использо-
вания резерва с 10 до 0,5 ч по последнему варианту
схемы не дает заметного сокращения расчетных затрат.
Однако последнее из перечисленных достоинств схемы
по третьему варианту, реализуемое при удвоении числа
цепей в РУ, позволяет существенно снизить расчетные
затраты, а именно: РУ по схеме с двумя квадратами
(рис. П2-1,з), с 12 выключателями и 34 разъединителя-
ми при шести линиях и четырех АТ будет стоить
12-190 =2 260 тыс. руб. Вариант РУ по схеме с двумя
двойными мостиками, с обходной системой шин, с де-
сятью выключателями и 31 разъединителем будет стоить
10-190=1 900 тыс. руб., т. е. схема с двумя квадратами
на 360 тыс. руб. (или на 18,4%) дороже, чем схема
с двумя мостиками. Соответственная разница будет и
в расчетных затратах.
Из рассмотренных трех вариантов схем РУ 330 кВ
данной подстанции можно установить, что для уровня
развития подстанции «две линии и два АТ» все три
варианта по расчетным затратам практически одинако-
вы; однако при расширении подстанции до шести линий
и четырех АТ третий вариант оказывается существенно
более экономичным, поэтому его н следует рекомендо-
вать к применению (Л. 1-32].
Открытые РУ с двумя секционированными система-
ми шин и третьей обходной, как это обычно принимает-
ся, при десяти присоединениях, потребовало бы уста-
новки 14 выключателей, в том числе двух секционных
выключателей и двух совмещенных выключателей, по
одному на каждой из двух секций ОРУ (обходной вы-
ключатель, совмещенный с шинносоединительным,—
см. рис. 1-1,а). Такой вариант потребовал бы на 40%
больше затрат и все же он не исключал бы возможно-
сти одновременной потерн половины присоединений
в случае отказа любого из двух секционных или двух
совмещенных выключателей).
ПРИЛОЖЕНИЕ ПЗ
ПОДСЧЕТ СТОИМОСТИ ОДНОКРАТНОГО ПУСКА БЛОКА
а) Стоимость пуска блока нз .холодного состояния
с длительностью пуска 8 ч определяется по выражению:
/ tkM X
П»— ( । орд ^2-0,07-0,03 , руб.,
где первый член в скобках — затраты на топливо, а вто-
рой член в скобках — затраты на собственный расход;
t — длительность пуска, ч; kt — коэффициент, учитыва-
ющий, что в период растопки расходуется часть нор-
мального часового расхода топлива, принимаем Ai=0,2;
Ь — расход условного топлива на 1 кВт • ч, принимаем
0,35 кг; Ц — расчетные затраты на 1 т условного топ-
лива (мазута) франке РЭС, т. е. включая затраты иа
добычу и транспорт топлива, принимаем 10 руб; kz—
коэффициент, учитывающий загрузку механизмов собст-
венного расхода в период пуска, принимаем А2=0,4;
0,07 — мощность, расходуемая на с. н. прн полной на-
грузке блока, в долях от мощности блока; 0,003 — себе-
стоимость электроэнергии, руб/кВт • ч; N — мощность
блока, кВт.
Подставляя указанные значения для блока 300 МВт,
получаем стоимость однократного пуска блока нз холод-
ного состояния:
Пх =
8-0,2-0,35-10
1 000
4-0,4-0,07-0,003
X 300 000= 1 932 руб.
б) Стоимость однократного пуска блока из горяче-
го состояния может быть определена по той же фор-
220
муле, но приняв длительность пуска 1 ч. Таким обра-
зом, стоимость пуска из горячего состояния блока
300 МВт составит:
1-0,20,35-10
1 000
4-0,4-0,07-0,003 X
х 300 000 = 240 руб.
Для блока 500 000 кВт эта стоимость будет равна
400 руб.
Разница в вероятном количестве отключений гене-
раторов за год по различным вариантам схем состав-
ляет около четырех; таким образом, различие в годо-
вых расходах па дополнительные пуски блоков по раз-
ным схемам будут также относительно невелики и ими
для упрощения подсчетов можно пренебречь.
ПРИЛОЖЕНИЕ П4
•Основные технические данные модных трансформаторов и автотрансформаторов 110—750 кВ
Тил трансформатора Номинальная мощность, МЗ-А Номинальное напряжение, кВ Напряжение ек, % Потери, кВт
ВН НН ^х.х Рк.з
ТДЦ-400000/110 400 121 20,0 и 15,75 10,4 230 1 350
ТДЦ-400000/150 400 165 20,0 11,0 233 1 345
ТДЦ-400000/220 400 242 20,0; 15,75 10,7 230 1 300
ТДЦ-400000/330 400 347 20,0 13,0 280 1 300
ТДЦ-400000/500 400 525 20,0 12,6 340 940
ТДЦ-630000/220 630 242 15,75 и 20,0 11,0 380 1 300
ТЦ-630000/330 630 347 20,0 12,5 370 1 650
ТЦ-630000/500 630 525 15,75, 20 и 24 14,3 460 1 300
ТЦ-1000000/330 1 000 347 24,0 11,5 450 2 150
ОЦ-533000/500 533**** 525/КЗ 24,0 13,5 В-С 9,9 зоо 1 400
АОДЦТН-417000/750/500* * * ** |у****** 750//Г 10,65 С-Н 51,2 В-Н 63,0 260 900
Продолжение прилож. П4
Тил трансформатора Ток х.х., % Система охлажде- ния Масса. 'Ц Основные размеры, м
масла транспорт- ная полная (с охладите- лями) Длина Ширина Высота
ТДЦ-400000/110 0,8 ДЦ** 48,8 218,5 296,8 11,75 3,8 7,75
ТДЦ-400000/150 0,5 ДЦ 54,8 220 296,8 10,56 3,8 7,22
ТДЦ-400000/220 0,8 ДЦ 50,5 214 297,0 11,87 4,13 7,49
ТДЦ-400000/330 0,8 ДЦ 68,0 267,0 361,1 13,14 4,11 9,45
ТДЦ-400000/500 0,35 ДЦ 63,0 350,0 388,0 11,7 6,0 9,9
ТДЦ-630000/220 0,35 и»»» 66,0 300,0 374,2 12.2 5,19 8,1
ТЦ-630000/330 0,85 ц 75,0 400 420 13,6 5.25 9,0
ТЦ-630000/500 0,3 ц 80,0 400 530,0 14,5 6,7 10,2
ТЦ-1000000/330 0,3 ц 102 400 510 14,7 5,2 9,28
ОЦ-533000/500 0,3 ц 70 390 420 11,0 5,3 10,3
АОДЦТН-417000/750/500***** 0,5 ДЦ 62 196 310 10,2 8,94 11,35
* Рх х—потери холостого хода.
** ДЦ—охлаждение с дутьем и циркуляцией масла.
*** Ц—охлаждение с циркуляцией масла.
•*** Мощность в группе 3-533=1 600 МВ-А.
***** Номинальное напряжение оэмотки СН-500/Уз кВ.
****** Мощность в группе 3-417=1 250 МВ-А.
Примечание Все трехфазibie тэансфзгигг)ры ТЦ и ТДЦ имеют схему и группу соединения д»Д=11. Однофазные трансфор-
маторы ОЦ-533000/330 имеют схему и группу соединения (в группе) д/Д-д-Н-12. Однофазные автотрансформаторы АОДЦТН-417000/750/500
жмеют схему н группу соединения (в группе) Лавт0М’Н*
221
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1-1. Двоскин Л. И. Схемы электрических соедине-
ний мощных тепловых электростанции. М., Госэнергоиз-
дат, 1963, 208 с.
1-2. Сыромятников И. А. Ущерб при аварийных на-
рушениях электроснабжения.— «Промышленная энерге-
тика», .1964, № 9, с. 24—27.
'1-3. Успенский Б. С., Хейфиц И. Э. Некоторые новые
принципы построения главных схем электрических сое-
динений гидроэлектростанций.— «Электрические стан-
ции», 1965, № 1, с. 43—46.
1-4. Двоскин Л. И. О некоторых новых принципах
построения главных схем электрических соединений
ГЭС.— «Электрические станции», 1965, № 5, с. 86—90.
1-5. Герштейн А. Р. и др. Конденсационная электро-
станция мощностью 2 400 МВт.— «Электричество», 1961,
3, с. '1—13.
1-6. Двоскин Л. И. Схемы резервного питания с. н.
мощных конденсационных электростанций.— «Электриче-
ские станции», 1962, № 10, с. 57—59.
1-7. Двоскин Л. И. Схемы рабочего и резервного пи-
тания собственных нужд мощных тепловых электростан-
ций.— «Электрические станции», 1965, № Г2, с. 42—50.
1-8. Указания по проектированию электроснабжения
промышленных предприятий, СН-174-61, Госстрой СССР.
М., 1961, 60 с.
1-9. Стернин В. Г., Карпенский А. К., Двоскин Л. И.
Свойства и применение сдвоенных токоограничивающих
реакторов.— «Электрические станции», 1963, № 2 с. 65—
69.
1-10. Двоскин Л. И. Метод выбора главных схем
электрических соединений мощных конденсационных
электростанций.— «Электричество», 1966, № 5, с. 11—17.
4-41. Нормы технологического проектирования теп-
ловых электрических станций и тепловых сетей. Мин-
энерго СССР. М., «Энергия», 1967, 103 с.
1-12. Двоскин Л. И. Схемы и конструкции распре-
делительных, устройств. М., «Энергия», 1967, 192 с.
1-13. Филимонов А. Н. Эволюция схем электрических
соединений подстанций 380 кВ во Франции.— «Энерго-
хозяйство за рубежом», '1970, № 4, с. '17—19.
1-14. Двоскин Л. И. Выбор схемы электрических
соединений узловой понижающей подстанции.— «Энерге-
тическое строительство», 1968, Xs 9, с. 50—56.
1-15. Маркович И. М. Оптимизация режимов энер-
гетических систем. МЭИ, 1967, 62 с.
1-16. Двоскин Л. И. Об экономической целесообраз-
ности усложнения главной схемы соединений РЭС.—
«Электрические станции», 4968, № 4, с. 73—79.
4-17. Двоскин Л. И. О целесообразности установки
резервных т.рехфазных трансформаторов и присоедине-
ния двух генераторов к одному трансформатору на мощ-
ных тепловых электростанциях.— «Энергетическое строи-
тельство», 1968, № 4, с. 55—65.
1-18. Успенский Б. С., Хейфиц М. Э. Дискуссия по
статье Двоскина Л. И. «Об экономической целесообраз-
ности усложнения главной схемы соединений РЭС».—
«Электрические станции», 19'68, № 4, с. 79—82.
1-19. Синьчугов Ф. И. Выбор главной схемы элек-
трических соединений блочных электрических станций.—
«Электрические станции», 4967, № 5, с. 23—27.
4-20. Синьчугов Ф. И. Упрощенная методика техни-
ко-экономического сравнения схем электрических соеди-
нений РУ электростанций.— «Электрические станции»,
1968, № 2, с. 49—24.
1-21. Лисовский Г. С., Хейфиц М. Э. Главные схемы
и электротехническое оборудование подстанций 35—
500 кВ. М., «Энергия», 1970, 368 с.
4-22. Мельников Н. А., Рокотян С. С., Щерен-
цис А. Н. Проектирование электрической части воздуш-
ных линий электропередачи 330—500 кВ. М., Госэнерго-
издат, 1963, 560 с.
1-23. Двоскин Л. И. Учет местных условий и затрат
на резервную мощность при выборе главных схем элек-
трических соединений мощных ТЭС.— «Энергетическое
строительство», 1972, № 9, с. 60—68.
4-24. Двоскин Л. И. Авт. ©вид. № 230238 (СССР).
Опубл, в бюлл. изобрет. 4968, № 34.
1-25. Катсон В. Д., Никитин О. В., Половой И. Ф.,
Халилов Ф. X. Годовое число коммутаций линий и тран-
сформаторов высших классов напряжения.—• «Электриче-
ские станции», 1970. № 10. с. 31—40.
1-26. Двоскин Л. И. Характерные особенности схем
электрических соединений главных и собственных нужд
мощных тепловых электростанций Англии, США и Фран-
ции.—«Энергохозяйство за рубежом», 1969, № 2, с. 27—
32.
1-27. Двоскин Л. И. Схемы электрических соедине-
ний собственных нужд электростанций США и Франции.—
«Энергохозяйство за рубежом», 1970, № 3, с. 12—-116.
4-28. Двоскин Л. И. Схемы электрических соедине-
ний мощных тепловых электростанций (на примере
Франции и США).— «Энергохозяйство за рубежом»,
1971, № 3, с. 31—35.
1-29. Сегал Ю. М. Пути снижения стоимости соору-
жения энергоблоков на зарубежных тепловых электро-
станциях.— «Энергетическое строительство за рубе-
жом», 1970, № 1, с. 40—41.
1-30. Двоскин Л. И. Новые конструкции выключате-
лей и выключателей нагрузки генераторного напряжения
и схемы электростанций с их применением.— «Энергети-
ческое строительство за рубежом», 1971, № 5, с. 41—43.
1-31. Двоскин Л. И. Авт. свид. № 328521 (СССР).
Опублл. в бюлл. Изобрет. 1972, № 3.
1-32. Двоскин Л. И. Авт. свид. № 336740 (СССР).
Опубл, в бюлл. Изобрет. 1972, № 44.
2-1. Двоскин Л. И. Компоновки и конструкции рас-
пределительных устройств высокого напряжения. М.,
Госэнергоиздат, 1960, 584 с.
2-2. Двоскин Л. И. Компоновки открытых распреде-
лительных устройств 330—500 кв за рубежом и в СССР.
М., Госэнергопздат, 1961, 87 с.
2-3. Двоскин Л. И. Авт. свид. № 320844. Опубл.'
в бюл. Изобр. 1974, № 34.
2-4. Якуб Ю. А. Типизация проектных решений по-
нижающих подстанций 410—220 кВ.— «Электрические
станции», 1970, № 3, с. 42—53.
2-5. Зеликин М. Л. Авт. свид. № 1(27716 (СССР).
Опубл, в бюл. Изобрет. 4960, № 8.
2-6. Подстанции и установки продольной компенса-
ции электропередачи. Переводы докладов СИГРЭ 4966 г.
М., «Энергия», 1967, 184 с.
2-7. Двоскин Л. И. Новые компоновки ОРУ 500 кВ.—
«Энергетическое строительство», 1971, № 1, с. 60—68.
2-8. Зеликин М. Л. Авт. свид. № 185995 (СССР).
Опубл, в бюл. «Изобрет.», 1966, № 18.
2-9. Двоскии Л. И., Строкина С. С. Авт. свид.
№ 284086 (СССР). Опубл, в бюл. «Изобрет.», 1970, №32.
2-40. Двоскин Л. И. Схемы соединения и компонов-
ки ОРУ 500 кВ энергосистемы TV А (США).— «Энерге-
тическое строительство за рубежом», 1968, № 2. с. 28—
30.
2-14. Двоскин Л. И., Строкина С. С. Авт. свид.
№ 242999 (СССР). Опубл, в бюл. «Изобрет.», 1969,
№ 16.
222
2-12. Двоскии Л. И. Распределительные устройства
напряжением 400 кВ н выше в Англии.—«Энергохозяй-
ство за рубежом», 1968, № 1, с. 3'8—44.
2-43. Двоскин Л. И. Новое в проектировании откры-
тых распределительных устройств в Англин.— «Энергети-
ческое строительство за рубежом», 4969, № 2, с. 32—36.
2-14. Двоскин Л. И. Подстанции 380 и 220 кВ Рим-
ского района Италии.— «Энергохозяйство за рубежом»,
1970, Хе 4, с. 27—32.
2-15. Двоскии Л. К. Канадская электропередача
735 кВ и ее подстанции.— «Энергохозяйство за рубе-
жом», 1966, № 6, с. 1—9.
2-16. Двоскин Л. И. Компоновки распределительных
устройств в США.— «Энергетическое строительство за
рубежом», 1967, № 5, с. 28—-32.
2-Г7. Двоскин Л. И. Схемы соединений, конструк-
ции и компоновки распределительных устройств элек
тростанций и подстанций в США.— «Энергетическое
строительство за рубежом», 4968, № 2, с. 26—30.
2-18. Двоскин Л. И. Распределительные устройства
с алюминиевыми профильными шинами большого сече-
ния.— «Энергетическое строительство за рубежом», 1969,
№ 6, с. 41—43.
2-19. Якуб Ю. А. Подстанции 765 кВ энергосистемы
АЕР (США).— «Энергохозяйство за рубежом», 1969,
№ 4, с. 2'8—34.
2-20. Двоскии Л. И. Компоновки ОРУ 380 кВ во
Франции. — «Энергохозяйство за рубежом», 1972, № 1,
с. 25—27.
2-21. «Technische Mitteilungen AEG-Telefunken»
1971, № 1, S. 27—33.
2-2'2. Siemens — Zeitschrift, 19'67, № 10. S. 847—854.
2-23. Siemens — Zeitschrift, 1970, № 1, S. 15—22.
2-24. Siemens—Zeitschrift, 1967, № 2, S. 83—93.
2-25. Строкина С. С. Открытые распределительные
устройства 220 и 380 кВ в ФРГ.— «Энергохозяйство за
рубежом», 1968, № 2, с. 27—36.
2-26. Вольфкович Я- Е. Основные технические дан-
ные подстанций 500 кВ США и Канады.— «Энергохо-
зяйство за рубежом», 1970, № 2, с. 49—27.
2-27. Двоскин Л. И. Авт .свид. № 352330 (СССР)
бюл. «Изобрет.», 4972, № 28.
2-28. «Electrical Review», 1972, 11/VIII, р. 190—192.
3-1. Двоскин Л. И. Распределительные устройства
высокого напряжения. М., Госэнергоиздат, 1950, с. 144.
3-2. Двоскин Л. И. Компоновки и конструкции рас-
пределительных устройств высокого напряжения. М.,
Госэнергоиздат, 1960, 584 с.
3-3. Двоскин Л. И. Схемы и конструкции распреде-
лительных устройств. М., «Энергия», 1967, 192 с.
3-4. Бримберг В. П.. Закрытое распределительное
устройство 154 кВ Каховской ГРЭС.— «Электрические
станции», 4965, № 4, с. 79—84.
3-5. Неровный М. Т., Юрков В. Б. Закрытое распре-
делительное устройство 220 кВ для полуторной схемы.—
«Электрические станции», 1970, № 5. с. 54.
3-6. Двоскин Л. И. Комплектное распределительное
устройство 16 кВ на большие номинальные токи.—«Энер-
гохозяйство за рубежом», 1966, № 5, с. 33—37.
3-7. Штейн И. М. Первая закрытая подстанция
220/140 кВ в ГДР.— «Энергохозяйство за рубежом»,
1969, № 1, с. 41—42.
3-8. Якуб Ю. А. Закрытое распределительное уст-
ройство 275 кВ в Японии.— «Энергохозяйство эе рубе-
жом», 196'8, № 4, с. 2'3—29.
3-9. Двоскин Л. И. Характерные особенности схем
электрических соединений главных и собственных нужд
мощных тепловых электростанций Англии, США и Фран-
ции,—«Энергохозяйство за рубежом»/-1969, № 2, с. 26—
34.
3-10. Двоскин Л. И. Схема электрических соедине-
ний собственных нужд мощных электростанций США и
Франции.— «Энергохозяйство за рубежом», 1970 № 3,
с. 12—16.
3-Г1. «Реферативный журнал», 1970, № 3, Зе 52, с. 9.
3-12. «Technische Mitteilungen AEG — Telefunken»,
1971, № 1, S. 190—192.
ОГЛАВЛЕНИЕ
Предисловие................................................................ 3
Глава первая Схемы электрических соединений мощных тепловых элек-
тростанций .......................................................... 5
1-1. Схемы электрических соединений районных электростанций (РЭС)
в СССР................................................................ 5
Главные схемы РЭС................................................. 5
Схемы собственных нужд РЭС........................................32
1-2. Схемы электрических соединений мощных тепловых электростанций
ва рубежом........................................................ . 40
1-3. Схемы электрических соединений мощных теплофикационных электро-
централей (ТЭЦ) в СССР................................................62
Главные схемы ТЭЦ.................................................62
Схемы собственных нужд ТЭЦ........................................67
1-4. Выводы..........................................................72
Глава вторая. Компоновки и конструкции открытых распределительных
устройств (ОРУ)......................................................73
2-1.'Компоновки и конструкции ОРУ в СССР.............................73
2-2. Компоновки и конструкции ОРУ за рубежом......................120
2-3. Выводы.........................................................163
Глава третья. Компоновки и конструкции закрытых распределительных
устройств (ЗРУ).....................................................167
3-1. Компоновки и конструкции ЗРУ в СССР............................167
Закрытые распределительные устройства 6—10 кВ....................167
Закрытые распределительные устройства 35 кВ......................171
Закрытые распределительные устройства ПО кВ......................172
Закрытые распределительные устройства 154 и 220 кВ . . . . 173
3-2. Компоновки и конструкции ЗРУ за рубежом........................175
Приложения................................................................201
Список литературы.........................................................222