2. Реакторы

Реакторы служат для ограничения токов КЗ в мощных электроустановках, а также позволяют поддерживать на шинах определенный уровень напряжения при повреждениях за реакторами.

Основная область применения реакторов — электрические сети напряжением 6—10 кВ. Иногда токоограничивающие реакторы используются в установках 35 кВ и выше, а также при напряжении ниже 1000 В.

Реактор представляет собой индуктивную катушку, не имеющую сердечника из магнитного материала. Благодаря этому он обладает постоянным индуктивным сопротивлением, не зависящим от протекающего тока.

Схемы включения реакторов представлены на рис. 3.48.

Для мощных и ответственных линий может применяться индивидуальное реактирование (рис. 1.3, а). Когда через реактор питается группа линий (например, в системе собственных нужд), его называют групповым (рис. 1.3, 6). Реактор, включаемый между секциями распределительных устройств, называют секционным реактором (рис. 1.3, в).

Схемы включения реакторов: а – индивидуальное реактирование; б – групповой реактор;

в – секционный реактор

Основным параметром реактора является его индуктивное сопротивление

x_р = ωL, Ом. В некоторых каталогах приводится

x_р% = (x_р√3I_ном ⁄ U_ном)×100

где I_ном — номинальный ток реактора, А; U_ном — номинальное напряжение реактора, В.

Поддержание более высокого уровня остаточного напряжения благоприятно сказывается на потребителях электроэнергии, питающихся от того же источника, что и поврежденная цепь. С учетом этого в режиме КЗ целесообразно иметь возможно большее значение индуктивного сопротивления х_р.

Однако по условиям работы электроустановки в нормальном режиме чрезмерно увеличивать сопротивление реактора нельзя из-за одновременного увеличения потери напряжения в реакторе при протекании рабочего пока. Особенно это заметно при использовании реакторов в качестве групповых и индивидуальных. Схемы реактированной линии и диаграммы, характеризующие распределения напряжений в нормальном режиме работы, приведены на рис. 3.50. На векторной диаграмме изображены: ₁ – фазное напряжение перед реактором, _р – фазное напряжение после реактора и – ток, проходящий по цепи.

Угол φ соответствует сдвигу фаз между напряжением после реактора и током. Угол Ψ между векторами ₁ и _p представляет собой дополнительный сдвиг фаз, вызванный индуктивным сопротивлением реактора. Если не учитывать активное сопротивление реактора, отрезок АС предмет собой падение напряжения в индуктивном сопротивлении реактора.

Алгебраическая разность напряжений до реактора и после него, т.е. отрезок AB, соответствует потере напряжения в реакторе. Опустив из точки C перпендикуляр на вектор ОВ и пренебрегая незначительным отрезком ВВ₁, можно считать потерей напряжения отрезок АВ₁. из треугольника АСВ₁ нетрудно вывести приближенное выражение для определения потери напряжения в реакторе. Потеря напряжения в реакторе при протекании тока I и заданном значении cos φ определяется из выражения

∆U_p%=x_p(√3Isin φ ⁄ U_ном)100

где U_ном - номинальное напряжение установки, где используется реактор.

Допустимая потеря напряжения в реакторе обычно не превышает 1,5 – 2%.

Значительная потеря напряжения в нормальном режиме работы цепи не позволяет устанавливать индивидуальные и групповые реакторы большого сопротивления. Поэтому для случаев, когда требуются значительные ограничения тока КЗ, разрабатывают специальные более сложные устройства, так называемые БТУ – безынерционные токоограничивающие устройства.

На рис. 1.5 приведена схема простейшего БТУ, в состав которого входят: реактор с большим индуктивным сопротивлением, емкость, настроенная в резонанс с реактором так, чтобы результирующее сопротивление БТУ в нормальном режиме приближалось к минимально возможному. Параллельно емкости включена индуктивность в нормальном режиме с ненасыщенным ферромагнитным сердечником. Индуктивность в нормальном режиме имеет большое сопротивление, и ток через нее мал. При КЗ ток через емкость возрастает, увеличивается падение напряжения на ней, а следовательно, и напряжение на индуктивности. Последняя переходит в режим насыщения сердечника, резко уменьшает свое сопротивление и закорачивает емкость. Ток КЗ ограничивается нескомпенсированным в данном случае реактором. В стадии разработки находятся БТУ различных типов.

Ограничений по потере напряжения в нормальном режиме работы нет в случае секционного реактора, поэтому его сопротивление может быть взято существенно большим, чем в случае индивидуального или группового реактора. На случай режимов, отличных от нормального, может быть применено временное шунтирование реактора.

В настоящее время наибольшее распространение получили бетонные реакторы с алюминиевой обмоткой марки РБ.

Алюминиевые проводники обмотки реакторов покрываются несколькими слоями кабельной бумаги и хлопчатобумажной оплеткой. Обмотка наматывается на специальный каркас, а затем в определенных местах заливается бетоном. Бетон образует колонны, которые закрепляют витки обмотки, предотвращая их смещение под действием собственной массы и электродинамических усилий при протекании токов КЗ. Изоляция реактора от заземленных конструкций, а при вертикальной установке и от соседних фаз осуществляется при помощи опорных фарфоровых изоляторов (рис. 1.7).

Бетонные реакторы выпускаются отечественной промышленностью на номинальные токи до 4000 A и изготавливаются для вертикальной, горизонтальной и ступенчатой установки (рис. 1.8).

В обмотках реактора при протекании по ним тока имеют место потери активной мощности, составляющие обычно 0,1 – 0,2% проходной мощности. При номинальном токе более 1000 A эти потери настолько значительны, что требуется выполнять искусственное охлаждение реактора (вентиляция камер).

Сдвоенные реакторы

Наряду с рассмотренными выше реакторами обычной конструкции в электроустановках находят применение сдвоенные реакторы. Конструктивно они подобны обычным реакторам, но от средней точки обмотки имеется дополнительный вывод. В случае применения сдвоенных реакторов источник может быть присоединен к средней точке, а потребители — к крайним, или наоборот (рис. 1.9).

Преимуществом сдвоенного реактора является то, что в зависимости от схемы включения и направления токов в обмотках индуктивное сопротивление его может увеличиваться или уменьшаться. Это свойство сдвоенного реактора обычно используется для уменьшения падения напряжения в нормальном режиме и ограничения токов при КЗ.

Ветви реактора выполняют на одинаковый номинальный ток I_ном, а средний вывод — на удвоенный номинальный ток ветви 2I_ном. За номинальное сопротивление сдвоенного реактора принимают сопротивление ветви обмотки при отсутствии тока в другой ветви: x_p = x_в = ωL

или x_p% = x_в% = x_в√3I_ном×100 ⁄ U_ном

где L— индуктивность ветви реактора (индуктивности ветвей в реакторе обычно равны между собой).

Особенности сдвоенного реактора определяются наличием магнитной связи между ветвями каждой фазы (взаимной индуктивности М). С учетом взаимной индуктивности потеря напряжения в ветви реактора при подключении источника к средней точке (рис. 1.9) определится как

∆U_р = I₁ωLsin φ – I₂ωMsin φ.

Отсюда видно, что за счет взаимной индуктивности потеря напряжения в сдвоенном реакторе меньше, чем в случае обычного реактора с таким же индуктивным сопротивлением. Это обстоятельство позволяет эффективно использовать сдвоенный реактор в качестве группового.

В процессе эксплуатации целесообразно стремиться к равномерной загрузке ветвей (I₁ = I₂ = I). Тогда для каждой из них будут созданы одинаковые условия

∆U_p = (IωL – IωM) sin φ = IωL(1 – k_св) sin φ,

Если x_в = ωL, то в соответствии с (3.95) можно записать соотношение x'_в = x_в(1 – k_св), где x'_в — индуктивное сопротивление ветви реактора с учетом взаимной индукции. При k_св = 0,5 и соответственно сопротивлении x_в = 0,5x_в следует, что потеря напряжения в сдвоенном реакторе при указанных выше условиях получается вдвое меньше по сравнению с обычным реактором.

При КЗ за одной из ветвей реактора (рис. 1.10) ток в ней значительно превышает ток в неповрежденной ветви. Относительное влияние взаимной индуктивности уменьшается и потеря напряжения в реакторе, а также эффект токоограничення определяются в основном лишь собственным индуктивным сопротивлением ветви x_в = ωL. Таким образом, сопротивление реактора в режиме КЗ возрастает при k_в = 0,5 примерно в 2 раза по сравнению с нормальным режимом.

При использовании сдвоенного реактора по схеме рис. 1.10,6 выявляется дополнительное его свойство. При КЗ на выводах генератора G2 ток от генератора G1 протекает по ветвям в одном направлении. Взаимная индуктивность ветвей действует здесь согласно с собственной индуктивностью обмоток, и сквозное сопротивление реактора будет равно:

X_{с к в} = 2ωL+2ωM = 2ωL(1+k_{с в}) = 2x_в(1+k_{с в}).

При k_св≈0,5 x_{с к в} = 3x_в, обеспечивая значительный токоограничивающий эффект.

При расчете токов КЗ сдвоенный реактор представляют трехлучевой схемой замещения, показанной на рис. 1.11.

В электроустановках находят широкое применение сдвоенные бетонные реакторы с алюминиевой обмоткой для внутренней и наружной установки типа РБС.

Реакторы выбирают по номинальным напряжению, току и индуктивному сопротивлению.

Номинальное напряжение выбирают в соответствии с номинальным напряжением установки. При этом предполагается, что реакторы должны длительно выдерживать максимальные рабочие напряжения, которые могут иметь место в процессе эксплуатации. Допускается использование реакторов в электроустановках с номинальным напряжением, меньшим номинального напряжения реакторов.

Номинальный ток реактора (ветви сдвоенного реактора) не должен быть меньше максимального длительного тока нагрузки цепи, в которую он включен:

I_ном ≥ I_max

Для шинных (секционных) реакторов номинальный ток подбирается в зависимости от схемы их включения. Например, для случая, показанного на рис. 3.11, номинальный ток реактора определится из соотношении

I_ном ≥ 0,7I_{ном, г}

где I_{ном, г} – номинальный ток генератора.

Индуктивное сопротивление реактора определяют, исходя из условий ограничения тока КЗ до заданного уровня. В большинстве случаев уровень ограничения тока КЗ определяется по коммутационной способности выключателей, намечаемых к установке или установление в данной точке сети.

Как правило, первоначально известно начальное значение периодического тока КЗ I_{п, o}, которое с помощью реактора необходимо уменьшить до требуемого уровня.

Рассмотрим порядок определения сопротивления индивидуального реактора. Требуется ограничить ток КЗ так, чтобы можно было в данной цепи установить выключатель с номинальным током отключения Iном, (действующее значение периодической составляющей тока отключения)

По значению I_{ном, отк} определяется начальное значение периодической составляющей тока КЗ, при котором обеспечивается коммутационная способность выключателя. Для упрощения обычно принимают I_{п, 0, треб} = I_{ном, отк}

Результирующее сопротивление, Ом, цепи КЗ до установки реактора можно определить по выражению

x_рез = U_ср ⁄ √3I_{п, 0}

Требуемое сопротивление цепи КЗ для обеспечения I_{п, 0}, _треб

x^треб_рез = U_{с р} ⁄ √3I_{п, 0, треб}

Разность полученных значений сопротивлений даст требуемое сопротивление реактора

x_р^треб = x^треб_рез – x_рез

Далее по каталожным и справочным материалам выбирают тип реактора с ближайшим большим индуктивным сопротивлением.

Сопротивление секционного реактора выбирается из условий наиболее эффективного ограничения токов КЗ при замыкании на одной секции. Обычно оно принимается таким, что падение напряжения на реакторе при протекании по нему номинального тока достигает 0,08 – 0,12 номинального напряжения, т. е.

√3x_рI_ном ⁄ U_ном = 0,08 – 0,12

В нормальных же условиях длительной работы ток и потери напряжения в секционных реакторах значительно ниже.

Фактическое значение тока при КЗ за реактором определяется следующим образом. Вычисляется значение результирующего сопротивления цепи КЗ с учетом реактора

x'_рез = x_рез + x_р,

а затем определяется начальное значение периодической составляющей тока КЗ:

I_{п, 0} = U_ср ⁄ √3x'_рез

Аналогично выбирается сопротивление групповых и сдвоенных реакторов. В последнем случае определяют сопротивление ветви сдвоенного реактора x_р = x_в.

Выбранный реактор следует проверить на электродинамическую и термическую стойкость при протекании через него тока КЗ.

Электродинамическая стойкость реактора гарантируется при соблюдении следующего условия:

I_дин ≥ i_y⁽³⁾

где і_y⁽³⁾ – ударный ток при трехфазном КЗ за реактором; i_дин – ток электродинамической стойкости реактора, т. е. максимальный ток (амплитудное значение), при котором не наблюдается остаточной деформации обмоток (иногда в каталогах этот ток обозначается как i_max).

Термическая стойкость реактора характеризуется заводом-изготовителем величиной t_тер — временем термической стойкости и среднеквадратичным током термической стойкости I_тер = iдин/2,54. Поэтому условие термической стойкости реактора имеет вид:

B_к^зав = I²_терt_тер ≥ В_к

где В_к – расчетный импульс квадратичного тока при КЗ за реактором.

При соблюдении указанного условия нагрев обмотки реактора при КЗ не будет превышать допустимого значения.

В ряде случаев необходимо определить уровень остаточного напряжения на шинах при КЗ непосредственно за реактором. Для этой цели можно воспользоваться выражением с учетом того, что в режиме КЗ sin φ_к ≈ 1. Тогда выражение для определения остаточного напряжения на шинах примет вид:

U_ост % = x_р(√3I_{п, 0} / U_ном) × 100

Значение U_ост по условиям работы потребителей должно быть не менее 65 – 70%.

10. Конструкции ОРУ 330-500 кВ.

11. Электроустановки. Категории потребителей. Виды схем и их назначение.

Различают следующие основные группы потребителей электрической энергии:

Г) промышленные предприятия;

2) строительство;

3) электрифицированный транспорт;

4) сельское хозяйство:

5) бытовые потребители и сфера обслуживания городов и рабочих поселков;

6) собственные нужды электростанций. Приемниками электроэнергии являются асинхронные электродвигатели, электрические печи, электротермические, электролизные и сварочные установки, осветительные и бытовые приборы, кондиционные и холодильные установки, радио- и телеустановки, медицинские и другие установки специального назначения. Кроме того имеется технологический расход электроэнергии, связанный с ее передачей и распределением в электрических сетях.

Требования к надежности электроснабжения. Согласно Правилам устройства электроустановок [1.1] приемники электрической энергии разлеляются на следующие три категории:

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

Из состава электро приемников 1 категории выделяется особая группа электроприемников, бесперебойная работа которых необходима для безаварийного останова производства с целью предотвращения угрозы жизни людей, взрывов, пожаров и повреждения дорогостоящего основного оборудования;

электроприемники II категории - электроприемники, перерыв электроснабжения которых приводит к массовому недоотпуску продукции, массовым простоям рабочих, механизмов и промышленного транспорта, нарушению нормальной деятельности значительного количества городских и сельских жителей;

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

Электроприемники I категории должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых взаимно резервирующих источников энергии, и перерыв их электроснабжения при нарушении электроснабжения от одного из источников энергиии может быть допушен лишь на время автоматического восстановления питания.

Для электроснабжения особой группы электроприемников I категории должен быть предусмотрен третий независимый источник энергии.

В качестве третьего независимого источника энергии для особой группы электроприемников и в качестве второго независимого источника энергии для остальных электроприемников 1 категории могут быть использованы местные электростанции, электростанции энергосистем (в частности, сборные шины генераторного напряжения), специальные агрегаты бесперебойного снабжения, аккумуляторные батареи и т. п.

Если резервированием электроснабжения нельзя обеспечить необходимую непрерывность технологического процесса или если резервирование электроснабжения экономически нецелесообразно, должно быть осуществлено технологическое резервирование, например, путем установки взаимно резервирующих технологических агрегатов, специальных устройств безаварийного останова технологического процесса, действующих при нарушении электроснабжения.

Электроснабжение элсктроприемников I категории с особо сложным непрерывным технологическим процессом, требующим длительного времени на восстановление рабочего режима, при наличии технико-экономических обоснований рекомендуется осуществлять от двух независимых взаимно резервирующих источников энергии, к которым предъявляются дополнительные требования, определяемые особенностями технологического процесса.

Электроприемпики II категории рекомендустся обеспечивать электроэнергией от двух независимых взаимно резервирующих источников энергии.

Для электроприсмииков II категории при нарушении электроснабжения от одного из источников энергии допустимы перерывы электроснабжения на время, необходимое для включения резервного источника энергии действиями дежурного персонала или выездной оперативной бригады.

Допускается питание электроприемников II категории по одной ВЛ, в том числе с кабельной вставкой, если обеспечена возможность проведения аварийного ремонта этой линии за время не более 1 сут. Кабельные вставки этой линии должны выполняться двумя кабелями. каждый из которых выбирается по наибольшему продолжительному току ВЛ. Допускается электроснабжение электроприсмииков II категории по одной кабельной линии, состоящей не менее чем из двух кабелей, присоединенных к одному общему коммутационному аппарату.

При наличии централизованного резерва трансформаторов и возможности замены повредившегося трансформатора за время не более 1 сут допускается электроснабжение электроприемников И категории от одного трансформатора.

Для электрон рием ни ков III категории электроснабжение может выполняться от одного источника энергии при условии, что перерывы электроснабжения, необходимые для ремонта или замены поврежденного элемента системы электроснабжения, не превышают 1 сут.

Электрический привод в общем случае состоит из ряда элементов. Основными из них являются какой-либо механизм, например станок, механические передачи для связи двигателя с этим механизмом, двигатель, пускорегулирующая аппаратура, аппаратура защиты, сигнализации, автоматики.

По ГОСТ 2.701-68 схемы по видам делятся на электрические, гидравлические, пневматические, кинематические и комбинированные. Чтобы выполнить электрооборудование приводов, пользуются в основном электрическими схемами. Однако в зависимости от характера электрической установки (различные приводы, линии) в дополнение к электрическим схемам иногда составляют схемы других видов, например кинематические. Если они служат для лучшего понимания электрической схемы, то допускается схемы обоих видов изображать на одном чертеже.

Схемы подразделяют на семь типов: структурные, функциональные, принципиальные, соединений (монтажные), подключений (схемы внешних соединений), общие и расположения. Ниже будут рассмотрены схемы принципиальные, соединений и подключений как получившие наиболее широкое применение в электрооборудовании промышленных предприятий.

Принципиальные схемы в практике делятся на два типа. Один из них отображает первичные (силовые) сети.и, как правило, выполняется в однолинейном изображении.

В зависимости от назначения схемы на чертеже изображают:

а) только цепи питающей сети (источники питания и отходящие от них линии

б) только цепи распределительной сети (электроприемники, линии, их питающие);

в) для небольших объектов на принципиальной схеме совмещают изображения цепей питающей и распределительной сетей.

Другой тип принципиальных схем отражает управление приводом, линией, защиту, блокировки, сигнализацию. До введения ЕСКД такие схемы назывались элементными или развернутыми. Принципиальные схемы этого типа выполняют каждую на отдельном чертеже или некоторые из них показывают на одном чертеже, если это помогает прочесть схему и незначительно увеличивает размеры чертежа. Например, на одном чертеже совмещают схемы управления и общей автоматики или защиты, измерения и управления и т. п. Полная принципиальная схема содержит те элементы и электрические связи между ними, которые дают полное представление о принципе работы электроустановки, что позволяет прочитать ее схему.

В отличие от полной принципиальной схемы выполняют принципиальные схемы отдельных изделий. Принципиальная схема изделия, как правило, является частью полной принципиальной схемы, так называемой выкопировкой из нее. Например, схема принципиальная блока управления изображает лишь те элементы, которые устанавливаются в блоке управления. Из этой схемы, естественно, нельзя получить представление о работе электроустановки в целом, и в этом смысле принципиальные схемы изделий прочтению не поддаются. Однако из принципиальной схемы изделия совершенно ясно, что установлено в изделии и какие соединения необходимо выполнить в его пределах, т. е. ясно именно то, что необходимо изготовителю изделия.

Схемы соединений (монтажные) предназначены для выполнения по ним электрических связей в пределах комплектных устройств, электроконструкций, т. е. соединений аппаратов между собой, аппаратов с наборными рейками и т. п. К схемам соединений относятся также схемы, по которым выполняют соединения в пределах определенной электроустановки, т. е. соединяют ее части. Примером такой схемы может служить схема соединений электропривода задвижки.

Схемы подключения (схемы внешних соединений) служат для соединений электрооборудования между собой проводами, кабелями, а иногда и шинами. При этом предполагается, что это электрическое оборудование территориально «разбросано». Схему подключений выполняют, например, для соединений между разными комплектными устройствами, для соединений между комплектными устройствами с отдельно стоящими электроприемниками и аппаратами, для соединений отдельно стоящих аппаратов между собой и т. п.

К схемам подключений относят также соединения между разными монтажными блоками, входящими в состав одного комплектного устройства, например соединения в пределах щита управления, превышающего по длине размер 4 м (максимальный размер монтажного блока, в пределах которого предприятие-изготовитель выполняет сам все соединения, составляет 4 м).

1.3. Структурная схема-схема, определяющая основные функциональные части изделия, их назначения и взаимосвязи.

Структурные схемы разрабатываются при проектировании изделий (установок) на стадиях, предшествующих разработке схем других типов, и пользуются ими при эксплуатации для общего ознакомления с изделием (установкой).

1.4. Функциональная схема-схема, разъясняющая определенные процессы, протекающие в отдельных функциональных цепях изделия (установки) или в изделии (установке) в целом.

Функциональными схемами пользуются для изучения принципов работы изделий (установок), а также при их наладке. Регулировке, контроле и ремонте.

1.5. Принципиальная (полная) схема- схема, определяющая полный состав элементов и связей между ними, и как правило, дающая детальное представление о принципах работы изделия (установки).

Принципиальные (полные) схемы служат основанием для разработки других конструкторских документов, например. Схем соединений (монтажных) и чертежей; пользуются ими для изучения принципов работы изделий (установок), а также при их наладке, регулировке, контроле и ремонте.

Примечание. Если в состав изделия (установки) входят устройства, имеющие собственные принципиальные (полные) схемы, то такие устройства в схеме изделия (установки) следует рассматривать как элементы. В этом случае детальный принцип работы изделия (установки) определяется совокупностью его принципиальной (полной) схемы и принципиальных (полных) схем этих устройств.

Схема соединений (монтажная) – схема, показывающая соединения составных частей изделия (установки) и определяющая провода, жгуты, кабели и трубопроводы, которые осуществляются эти соединения, а также места их присоединения и ввода (зажимы, разъемы, сальники, проходные изоляторы, фланцы и т.п.)

Схема соединений (монтажными) пользуются при разработке других конструкторских документов, в первую очередь, чертежей, определяющих прокладку и способы крепления проводов, жгутов, кабелей или трубопроводов в изделии (установке), а также для осуществления присоединений и при накладке, контроле, ремонте и эксплуатации изделий (установок).

Схема подключения – схема, показывающая внешние подключения изделия.

Схемами подключения пользуются для осуществления подключений изделий и при их эксплуатации.

Общая схема – схема, определяющая составные части комплекса и соединения их между собой на месте эксплуатации.

Схема расположения – схема, определяющая относительное расположение составных частей изделия (установки), а при необходимости также проводов, жгутов, кабелей, трубопроводов и т.п.

схемами расположения пользуются при разработке других конструкторских документов, а также при изготовлении и эксплуатации изделий (установок).

12. Графики электрических нагрузок. Общие положения. Суточные графики нагрузки потребителя.

13. Конструкции ОРУ 35-110 кВ с упрощенными схемами.

Распределительным устройством (РУ) называется электрическая установка, служащая для приема и распределения электрической энергии. По существу распределительное устройство — это конструктивное выполнение принятой электрической схемы, т. е. расстановка электрических аппаратов внутри помещений или на открытом воздухе с соединениями между ними голыми (редко изолированными) шинами или проводами строго в соответствии с электрической схемой. Компоновкой РУ обеспечивается размещение всех намеченных схемой аппаратов в таком порядке, при котором вся конструкция в наибольшей степени отвечает всем действующим требованиям и правилам. Для энергетической системы распределительное устройство является узлом сети, оборудованным электрическими аппаратами и защитными устройствами, служащими для управления распределением потоков энергии, отключения поврежденных участков, обеспечения надежного электроснабжения потребителей. Каждое РУ состоит из подходящих и отходящих присоединений, которые связаны между собой сборными шинами, перемычками, кольцевыми и многоугольными соединениями, с размещением различного числа выключателей, разъединителей, реакторов, измерительных трансформаторов и прочих электрических аппаратов, обусловленных принятой схемой. Все аналогичные присоединения выполняются одинаково, так что РУ собирается из стандартных, как бы типовых, ячеек. Основным аппаратом РУ является выключатель — устройство, способное включать, нести и отключать нормальные токи нагрузки, а также включать и автоматически отключать (при заранее заданных условиях) токи аварийного режима, такие, как токи короткого замыкания. Разъединители служат для замыкания и размыкания цепей без нагрузки; в качестве оперативных они используются для переключений в схемах соединений, а как неоперативные применяются для отсоединения участков коммутации и оборудования, выводимых в ремонт.

Прочие аппараты, как то: измерительные трансформаторы напряжения и тока, реакторы, разрядники, заградители и конденсаторы высокочастотной связи, необходимые опорные и подвесные изоляторы, а также несущие и поддерживающие строительные конструкции — имеют свое обоснование, определяемое в проекте электрической установки их назначением, местом в схеме соединений и намеченными конструкциями РУ.

14. Электромагнитные выключатели.

Электромагнитные выключатели занимают особое место среди других выключателей переменного тока. Область их применения ограничена напряжением 10-15 кВ. Действие выключателя основано не на газовом дутье. Дуга, образующаяся на контактах, втягивается магнитным полем в гасительную камеру. Последняя состоит из ряда керамических дугостойких, инертных (в отношении выделения газа) пластин t V-образными вырезами, разделенных небольшими воздушными промежутками Благодаря этому длина дуги значительно увеличивается (до 1 — 2 м), а сечение в узких вырезах пластин вынужденно уменьшается. Дуга приходит в тесное соприкосновение с холодными поверхностями пластин, обладающих высокой теплопроводностью. Это ведет к увеличению потерь энергии и градиента напряжения. Сопротивление дуги быстро увеличивается, а ток уменьшается да тех пор, пока дуга не погаснег. Типичная осциллограмма тока и напряжения при отключении короткозамкнутой цепи электромагнитным выключателем показана на рис. 12.27. а. Она существенно отличается от соответствующих диаграмм для масляных и воздушных выключателей. Падение напряжения в дуге; здесь значительно больше. В маслянных и воздушных выключателях сопротивление дугового промежутка и его влияние на ток проявляются лишь в течение последних нескольких десятков микрсекунд, предшествующих угасанию дуги. В электромагнитных выключателях резкое увеличение сопротивления дуги вследствие ее значительной длины является основным условием успешного отключения. Ток стремится к нулю. При этом сдвиг фазы тока по отношению к напряжению уменьшается.

Движение дуги в электромагнитном выключателе и ее удлинение происходят под действием магнитного поля, направленного перпендикулярно направлению тока. Это явление принято объяснять упрощенно, рассматривая дуговой столб как металлический проводник с током. Направление электродинамической силы определяют, руководствуясь правилом левой руки. Однако дуга не является металлическим проводником,который представляет собой плазму, т. с. раскаленный, ионизованный газ. и для объяснения движения дугового столба в магнитном поле необходимо более детально рассмотреть физику процесса.

Под действием магнитного поля, нанравленного перпендикулярно электрическому полю (рис. 12.27, б), электроны и ионы несколько отклоняются от своею основногонаправления в зависимости от магнитной индукции и длины свободного пробега заряженных частиц. В слабом магнитном поле угол отклонения невелик. Все же ионы и частицы, движущиеся в направлении магнитного поля, получают составляющую скорости в направлении, перпендикулярном В и Е, и при столкновении передают это движение нейтральным молекулам в дуге Под действием этой объемной силы газ движется в направлении, перпендикулярном дуге. Газ с высокой температурой выбрасывается из дугового столба вперед по движению, а холодный газ подсасывается в дуговой столб с противоположной стороны. Ионизация происходит легче с фронта, так как температура здесь выше.

Плотность тока с этой стороны увеличивается, а с противоположной - уменьшается. В результате дуговой столб приходит в движение вместе с газом.

Устройство гасительной камеры электромагнитного выключателя конструкции ВЭИ [12.10] показало на рис. 12.28. В процессе отключения сначала размыкаются главные контакты 1. после этого размыкаются дугогасигельные контакты 2 и 3. Возникшая дуга растягивается и перебрасывается на передний рог 4, а потом на задний рог 7, соединенный с подвижным контактом 2 (положения Б и В). В цепь вводятся витки электромагнита 5 и между полюсными наконечниками 6 создается магнитное поле, направленное перпендикулярно плоскости чертежа. Силы взаимодействия тока в дуге и магнитного поля направлены вверх и втягивают дугу в вырезы пластин (положение Д). Число пластин определяется номинальным напряжением и номинальным током отключения. При напряжении 10 кВ число пластин значительно больше, чем при напряжении 6 кВ.

Отечественные заводы строят электромагнитные выключатели серии ВЭМ с номинальным током отключения до 40 кА при напряжении 6,9 кВ и до 20 кА при напряжении 11,5 кВ (рис. 12.29). Они получили применение в системах собственных нужд мощных электростанций, а также в промышленных установках, где необходимы частые операции включения и отключения. Стоимость их относительно высока.

15. Комплектные распределительные устройства внутренней, наружной установки.

Комплектные распределительным устройством (КРУ) называют РУ заводского изготовления, поставляемое заказчику в соответствии с согласованными техническими условиями в виде законченного сооружения, транспортируемого к месту установки укрупненными блоками и готового после установки его к включению под напряжение. Оно содержит несущий каркас с защитным кожухом, электрические аппараты и проводники первичных цепей, а также приборы для измерений, управления и релейной защиты со всеми соединениями.

Комплектные РУ изготовляют применително к любой электрической схеме. Они отличаются от сборных устройств исключительной компактностью, безопасностью обслуживания и надежностью. Объем строительных и монтажных работ, выполняемых на месте установки, минимален. Возможность сооружения в стесненных условиях, на площадке с ограниченными размерами является во многих случаях решающим условием для выбора комплектного РУ.

Комплектные РУ для напряжения до 35 кВ включительно имеют воздушную изоляцию; КРУ 110 кВ и выше выполняют с изоляцией элегазом.

Отечественные электроаппаратные заводы изготовляют КРУ для напряжений 6—10 и 35 кВ с одной системой сборных шин для внутренней и наружной установки. Они полупили широкое применение в электроустановках промышленных предприятий, а также на электрических станциях.

На рис. 28.28 показана линейная ячейка серии К-ХП для внутренней установки с выключателем ВМП-10 и разъединителями штепсельного типа с втычными контактами. Она состоит из следующих частей: неподвижного корпуса, в задней части которого размещены верхние и нижние неподвижные контакты 1 разъединителей, кабельная сборка 2 с концевыми заделками 5, трансформаторы тока 4 и заземляющие ножи 5 с выдвижной тележки с выключателем 6 и приводом; отсека сборных шин; отсека приборов для измерений, релейной защиты, управления и сигнализации.

Корпус ячейки разделен горизонтальной стальной перегородкой 7 на два отсека — верхний с контактами шинных разъединителей и нижний с трансформаторами тока и кабельной сборкой. Предусмотрены также вертикальные подвижные металлические шторы, закрывающие при выкатывании тележки заднюю часть ячейки с аппаратами, находящимися под напряжением, во избежание случайного прикосновения к ним.

Тележка с выключателем может занимать три положения:

рабочее, когда тележка находится в камере, а втычные разъединители и контакты вторичных цепей сигнализации и управления замкнуты;

испытательное, когда тележка выдвинута настолько, что втычные разъединители разомкнуты, а контакты цепей управления еще замкнуты ;

ремонтное, когда тележка находится вне камеры. Для опробования привода выключателя достаточно поставить тележку в испытательное положение. Для ремонта выключателя тележка должна оыть полностью выдвинута из камеры. Необходимо также отсоединить цепи управления и сигнализации от релейного отсека, с которым они соединены гибким шлангом и многоконтактным штепсельным соединением. Предусмотрена блокировка, не допускающая выкатывания тележки при включенном выключателе, а также вкатывания при включенном заземляющем разъединителе. Последний не может быть включен в рабочем положении тележки.

Аналогичные комплектные ячейки изготовляют также с электромагнитными выключателями ВЭМ-6.

Комплектные устройства, предназначенные для наружной установки, имеют уплотнения для защиты от дождя, сырости и снега. Предусматривают также устройства для подогрева воздуха в ячейке, чтобы исключить конденсацию влаги при резком изменении температуры наружного воздуха. Комплектные РУ собирают применительно к конкретной схеме из типовых ячеек с аппаратами, необходимыми для соответствующих присоединений: линий, вводов от трансформаторов, секционных выключателей, трансформаторов напряжения и др. Технические характеристики и электрические схемы изготовляемых ячеек приводятся в каталогах.

Комплектные РУ с элегазовой изоляцией строят для напряжений до 1100 кВ включительно для любой электрической схемы.

Стоимость КРУ выше стоимости обычных наружных РУ. Однако с учетом меньшей занимаемой площади, меньшего объема строительных и монтажных работ, а также короткого срока сооружения общие затраты, связанные с установкой КРУ, могут быть меньше, чем наружных РУ.

При ремонте КРУ необходимо обеспечить зашиту оборудования от пыли и влаги. Поэтому предпочитают размещать КРУ в зданиях.

16. Предохранители, переключатели и рубильники. Автоматические выключатели.

В установках переменного и постоянного тока с напряжением до 1 кВ плавкие предохранители применяют для защиты линий, электродвигателей и других приемников электроэнергии. Предохранители изготовляют для следующих номинальных напряжений и токов (ГОСТ 17242-86):

Напряжение переменного тока, В .... 36. 220. 380, 660 Напряжение постоянного тока, В . . . . 24. 110, 220, 440 Номинальные токи основания предохранителя, А 6, 10, 16, 25. 63, 100. 160, 250. 400, 630. 800. 1000

Номинальные токи плавких вставок, А . . От 2 до 1000 А согласно с нормальным рядом токов

Для предохранителей до 1 кВ установлены следующие понятия:

а) максимальный ток неплавления

б) минимальный ток плавления.

При токах, не превышающих значение максимального тока неплавления, предохранитель не должен плавиться в течение времени, указанного в табл. 15.1, а при токах, равных или превышающих минимальный ток плавления, предохранители должны отключать электрическую цепь в течение указанного времени. Отключающая способность плавких предохранителей определяется номинальным током отключения, представляющим собой при переменном токе наибольшее действующее значение периодической составляющей тока КЗ, а при постоянном токе - наибольшее установившееся значение тока КЗ. Предохранители должны отключать электрическую цепь при токах в пределах от минимального тока плавления до номинального тока отключения и значениях восстанавливающегося напряжения основной частоты на полюсе предохранителя, козффициенте мощности или постоянной вре- мени, указанных в табл. 15.2.

Время плавления и отключения токов, указанных в таблице, должно соответствовать защитным (времятоковым) характеристикам предохранителей, сообщаемым заводами-изготовителями. Защитные характеристики плавких вставок изображаются двумя кривыми, ограничивающими зону разброса значений тока и времени, полученных при испытании.

Конструкции плавких предохранителей.

Предохранители типа ПР(предохранитель разборный) — газогенерирующие, закрытые, без выхлопа газа - предназначены для внутренней установки в устройствах до 1 кВ. Предохранители этого типа (рис. 15.8) имеют патрон 1, выполненный из фибры с напрессованными латунными кольцами 2 по концам. Внутри патрона помещена плавкая вставка 3 в виде тонкой цинковой пластины с V-образными вырезами, присоединенная болтами к контактам 4. Патрон плотно закрыт с обеих сторон латунными крышками 5, навинченными на кольца. При соответствующем токе вставка плавится в суженном сечении и зажигается дуга. Под действием последней фибра выделяет газ, содержащий около 40 % водорода. Давление в патроне повышается до нескольких мегапаскалей. Гашение дуги происходит в турбулентном потоке газа приблизительно так же, как в масля- ном выключателе без дугогасительных камер. Предохранители типа ПР изготовляют с номинальным током до 1000 А. Номинальные токи отключения при напряжении 500 В лежат в пределах от 7 до 20 к А в зависимости от размеров патрона. Кварцевые предохранители типа ПН (рис. 15.9,а) относятся к токоограничивающим предохранителям. Как видно из рисунка, предохранитель состоит из изолирующего основания 1, на котором укреплены стойки 2 с зажимами для присоединения проводников, фарфорового патрона 1, заполненного кварцевым песком, и плавкой вставки 4. Устройство последней показано на рис. 15.9,6. Принцип гашения дуги в предохранителях типа ПН такой же, как в кварцевых предохранителях ПК (см. § 14.3).

Автоматические выключатели переменного и постоянного тока представляют собой силовые выключатели с встроенными релейными устройствами прямого действия, получившими название расцепителей.

Наибольшее применение в распределительных сетях промышленных предприятии и системах собственных нужд электростанций получили автоматические выключатели серии А-3700 для напряжений до 660 В переменного тока и до 440 В постоянного тока с номинальным током от 160 до 630 А. Эти выключатели выполняют двух типов, а именно:

а) токоограничивающие с электромагнитными расцепителями мгновенного действия;

б) селективные с расцепителями, характеристики времени срабатывания которых имеют зависимую и независимую от тока части. Зависимая часть характеристики обеспечивает защиту при перегрузках, независимая часть - при КЗ. Уставги тока и времени могут быть изменены в определенных пределах. Время срабатывания выключателя при перегрузках от 5 до 100 с. Время срабатывания при КЗ от 0,1 до 0,4 с.

Обмотку электромагнита расцепителя максимального тока включают в Цепь главного тока непосредственно, с помощью шунта или трансформатора тока. При срабатывании расцепитель действует на механизм свободного расцепления и освобождает подвижную часть выключателя.

В качестве дугогасигельиых устройств в автоматических выключателях переменного и постоянного тока применение получили: 1) лабиринтно-щелевые камеры из инертных, в отношении выделения газа, материалов, сходные с гасительными устройствами электромагнитных выключатели, но более простой конструкции;

2) камеры с стальными пластинам, в которых дуга делится на ряд коротких дуг, перемещающихся вдоль пластин под действием электродинамических сил и сил взаимодействия тока с магнитной массой. Независимо от типа гасительного устройства основными факторами деионизации дугового промежутка являются: а) увеличение длины дуги;

б) быстрое ее перемещение в щелях;

в) тесное соприкосновение дуги с относительно холодными керамическими стенками камеры, металлическими пластинами.

В камерах всех типов, в особенности на большие токи отключения, предусмотрены пламегасительиые решетки над гасительным устройством. Они состоят из ряда коротких металлических пластин с узкими щелями между ними. Такая решетка ограничивает выброс пламени из камеры.

Автоматические выключатели с номинальным током до 630 Л имеют одну пару контактов, являющихся одновременно главными и дугогасительными. В выключателях с номинальным током свыше 630 А главные и дугогасительные контакты разделены.

Автоматические выключатели снабжают ручным и электромеханическими приводами для дистанционного управления

Устройство автоматического выключателя переменного тока типа Л-3700 с номинальным напряжением 660 В и номинальным током 160 А показано на рис. 15.1. Корпус выключателя изготовлен из прочной пластмассы. Между полюсами предусмотрены изолирующий перегородки. Основные части выключателя обозначены цифрами: 1 - неподвижный и 2 — подвижный контакты с напаянными мегаллокерамическими накладками; 3 стальные пластины с вырезами; 4 — пламегаситель; 5 — рукоятка для ручного управления; 6 — трансформаторы тока; 7 - якорь расцепителя мгновенного действия; S — сердечник;

9 — отключающая рейка; 10 – катушка независимого расцепителя; II – ручка для регулирования уставок; 12 — независимый расщепитель; 13 - боек.

Назначения выключателей неавтоматических переменного и постоянного токатока до 1 кВ: 1) изолировать отдельные части установки, участки сети от напряжения для безопасного ремонта; включать и отключать электрические цепи в нормальных режимах при рабочих токах, не превышающих 0,2-1,0 номинального тока выключателя (в зависимости от конструкции.

Операции включения и отключения выполняются только вручную с помощью простейших рычажных приводов. Неавтоматические выключатели не участвуют в защите цепей при перегрузках и КЗ. Дугогасительные устройства, как правило, отсутствуют.

Выключатели рубящего типа, получившие название рубильников, выполняют для напряжений до 660 В переменного тока (двухполюсными и трехполюсными) и до 440 В постоянного тока (двухполюсными и однополюсными). Номинальные продолжительные токи находятся в пределах от 100 до 5000 А. в некоторых случаях и выше. Номинальный ток отключения обычно меньше номинального. Исключение составляют рубильники, снабженные простейшими дугогасительными устройствами. Отключающая способность таких рубильников равна номинальному току. Электродинамическая и термическая стойкость рубильников зависит от номинальною тока. С увеличением последнего стойкость при КЗ увеличивается.

Рубильники обычно снабжают линейными контактами с пружинами, обеспечивающими продолжительную работу без чрезмерного повышения температуры. Токоведущая система рубильника не защищена от случайного прикосновения. Поэтому их устанавливают так. чтобы металлическая панель распределительного щита защищала оператора от прикосновения к токоведущим частям и ожогов дугой, образующейся на контактах при отключении. Рукоятку управления выносят на лицевую сторону панели.

Пакетные выключатели и переключатели. Выключатели этого типа состоят из ряда пакетов, связанных общим валом (рис. 15.7). Неподвижные клиновидные контакты расположены парами по окружности пакета. Они могут быть установлены в любом из четырех положений. Подвижные контакты каждого пакета в виде ножей укреплены на валу. Последний приводится во вращение с помощью рукоятки, вынесенной на лицевую сторону щита. При повороте рукоятки сначала натягиваются пружины, затем освобождается фиксирующая шайба и подвижные контакты поворачиваются на 90°. Происходит включение. Благодаря заводной пружине скорость движения контактов не зависит от оператора.

Выключатели могут быть собраны из нескольких (от двух до семи) пакетов с различным числом полюсов, коммутационных положений и с подвижными контактами различной конфигурации. Б результате можно получить разнообразные схемы выключателя. Пакетные выключатели получили широкое применение вследствие компактности и простоты. Их изготовляют для напряжений до 380 В переменного тока и 220 В постоянного тока с номинальным током от 10 до 400 А.

Разновидностью пакетных выключателей являются пакетно-кулачковые выключатели и переключатели типа ПКП. Они имеют более надежную контактную систему и простейшие дугогасительные устройства. Их изготовляют для напряжений до 660 В, с номинальным током от 10 до 160 А и номинальным током отключения от 90 до 570 А.

17. Распределение постоянного оперативного тока.

Оперативный, постоянный ток на электростанциях распределяется между отдельными присоединениями централизованно. Вблизи от аккумуляторного помещения устанавливается щит постоянного тока, состоящий из нескольких панелей, по одной для каждой батареи, каждого зарядного и подзарядного агрегата. На панелях размещают приборы и аппараты контроля и управления источниками постоянного тока, а также сборные шинки, к которым присоединены эти источники и кабели, питающие отдельные участки сети оперативного тока. Для повышения надежности сложной разветвленной распределительной сети оперативного тока ее делят на несколько независимых сетей, имеющих самостоятельную защиту плавкими предохранителями или автоматами. Деление сети производится по функциональным признакам: объединяются по цепям питания приборы и аппараты, имеющие одинаковое назначение (аппараты управления, защиты, автоматики, сигнализации, катушки включения выключателей, двигатели постоянного тока и т. д.).

Рис. 9-7. Схема распределения постоянного тока в ЗРУ ШБ — шины аккумуляторной батареи; 1, 2, 3 — первая, вторая и третья секции

Другими мерами повышения надежности питания вторичного оборудования являются секционирование шинок оперативного тока на щитах управления, двустороннее питание каждого отдельного участка оперативной сети, дублирование питающих кабелей, выделение питания катушек включения на отдельную батарею и секционирование питающей их сети в пределах каждого отдельного участка. В закрытых РУ питание включающих электромагнитов осуществляется от шинок из изолированных проводов, проложенных по стенкам коридора управления вдоль ячеек. Число секций таких шинок обычно выбирается равным числу секций сборных шин высокого напряжения. Каждая секция шинок оперативного тока питается по отдельному кабелю и, кроме того, может получить резервное питание с соседней секцией через секционный рубильник (рис. 9-7).

В открытых РУ используют кольцевую схему питания шкафов управления выключателей. Как видно из рис. 9-8, к крайним шкафам управления подводят питающие кабели от центрального щита управления, а все остальные получают питание от соседних шкафов по кабельным перемычкам.

Рис. 9-8. Схема распределения постоянного тока в ОРУВ — кабель от аккумуляторной батареи; Шк — шкафы управления

Панели центрального щита управления разделены на отдельные участки, число которых соответствует числу РУ. Таким образом, панели управления оборудованием РУ 220 кВ, например, относятся к одному участку, РУ 110 кВ — ко второму участку и т. д. Каждый из участков при этом питается по отдельному кабелю, при повреждении которого он может получить питание от соседнего включением секционного рубильника (рис.. 9-9).

Большое значение для надежности работы оперативной сети постоянного тока имеет своевременное обнаружение дефектов изоляции и локализация поврежденных участков. Схемы контроля изоляции приведены в § 8-18. Во многих случаях аппараты и приборы, служащие для контроля изоляции оперативной сети, устанавливаются на отдельных панелях.

18. Воздушные выключатели.

В воздушных выключателях гашение дуги происходит сжатым воздухом, а изоляция токоведущих частей и дугогасительного устройства осуществляется фарфором или другими твердыми изолирующими материалами. Конструктивные схемы воздушных выключателей различны и зависят от их номинального напряжения, способа создания изоляционного промежутка между контактами в отключенном положении, способа подачи сжатого воздуха в дугогасительные устройства. Основная часть тока во включенном положении выключателя проходит по главным контактам 4, расположенным открыто. При отключении выключателя главные контакты размыкаются первыми, после чего весь ток проходит по дугогасительным контактам, заключенным в камере 2. К моменту размыкания этих контактов в камеру подается сжатый воздух из резервуара 1, создается мощное дутье, гасящее дугу. Дутье может быть продольным или поперечным. Необходимый изоляционный промежуток между контактами в отключенном положении создается в дугогасительной камере путем разведения контактов на достаточное расстояние или специальным отделителем 5, расположенным открыто. После отключения отделителя прекращается подача сжатого воздуха в камеры и дугогасительные контакты замыкаются. Выключатели, выполненные по такой конструктивной схеме, изготовляются для внутренней установки на напряжение 15 и 20 кВ и ток до 20000 А (серия ВВГ), а также на 35 кВ (ВВЭ-35-20/1600УЗ).

В выключателях для открытой установки дугогасительная камера расположена внутри фарфорового изолятора, причем на напряжение 35 кВ достаточно иметь один разрыв на фазу (рис. в), на 110 кВ - два разрыва на фазу (рис. г). Различие между этими конструкциями состоит в том, что в выключателе на 35 кВ изоляционный промежуток создается в дугогасительной камере 2, а в выключателях напряжением 110 кВ и выше после гашения дуги размыкаются контакты отделителя 5 и камера отделителя остается заполненной сжатым воздухом на все время отключенного положения. При этом в дугогасительную камеру сжатый воздух не подается и контакты в ней замыкаются. По конструктивной схеме рис.,г созданы выключатели серии ВВ на напряжение до 500 кВ. Чем выше номинальное напряжение и чем больше отключаемая мощность, тем больше разрывов необходимо иметь в дугогасительной камере и в отделителе (на 330 кВ - восемь; на 500 кВ - десять).

В рассмотренных конструкциях воздух подается в дугогасительные камеры из резервуара, расположенного около основания выключателя. Если контактную систему поместить в резервуар сжатого воздуха, изолированный от земли, то скорость гашения дуги значительно увеличится. Такой принцип заложен в основу серии выключателей ВВБ (рис. д). В этих выключателях нет отделителя. При отключении выключателя дугогасительная камера 2, являющаяся одновременно резервуаром сжатого воздуха, сообщается с атмосферой через дутьевые клапаны, благодаря чему создается дутье, гасящее дугу. В отключенном положении контакты находятся в среде сжатого воздуха. По такой конструктивной схеме созданы выключатели до 750 кВ. Количество дугогасительных камер (модулей) зависит от напряжения:

1. при напряжении 110 кВ - одна;

2. при напряжении 220, 330 кВ - две;

3. при напряжении 500 кВ - четыре;

4. при напряжении 750 кВ - шесть (в серии ВВБК).

Для равномерного распределения напряжения по разрывам используют омические 3 и емкостные 6 делители напряжения.

Воздушные выключатели имеют следующие достоинства: взрыво- и пожаробезопасность, быстродействие и возможность осуществления быстродействующего АПВ, высокую отключающую способность, надежное отключение емкостных токов линий, малый износ дугогасительных контактов, легкий доступ к дугогасительным камерам, возможность создания серий из крупных узлов, пригодность для наружной и внутренней установки.

Недостатками воздушных выключателей являются: необходимость компрессорной установки, сложная конструкция ряда деталей и узлов, относительно высокая стоимость, трудность установки встроенных трансформаторов тока.

19. Главные схемы станций. Виды главных схем станций. Особенности главных схем теплоэлектроцентралей.

Главная схема электрических соединений электростанции (подстанции) — это совокупность основного электрооборудования (генераторы, трансформаторы, линии), сборных шин, коммутационной и другой первичной аппаратуры со всеми выполненными между ними в натуре соединениями. Выбор главной схемы является определяющим при проектировании электрической части электростанции (подстанции), так как он определяет полный состав элементов и связей между ними. Выбранная главная схема является исходной при составлении принципиальных схем электрических соединений, схем собственных нужд, схем вторичных соединений, монтажных схем и т. д. На чертеже главные схемы изображаются в однолинейном исполнении при отключенном положении всех элементов установки. В некоторых случаях допускается изображать отдельные элементы схемы в рабочем положении.

Все элементы схемы и связи между ними изображаются в соответствии со стандартами единой системы конструкторской документации (ЕСКД). Условные графические обозначения основных элементов схем приведены в табл. П1.1.

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

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

На чертежах этих схем функциональные части изображаются в виде прямоугольников или условных графических изображений (рис.5.1,а). Никакой аппаратуры (выключателей, разъединителей, трансформаторов тока и т. д.) на схеме не показывают.

На рис. 5.1,0 показана главная схема этой же подстанции без некоторых аппаратов - трансформаторов тока, напряжения, разрядников. Такая схема является упрощенной принципиальной схемой электрических соединений. На полной принципиальной схеме (рис. 5.1, в) указывают все аппараты первичной цепи, заземляющие ножи разъединителей и отделителей, указывают также типы применяемых аппаратов. В оперативной схеме (рис. 5.1,г) условно показаны разъединители и заземляющие ножи. Действительное положение этих аппаратов (включено, отключено) показывается на схеме дежурным персоналом каждой смены.

Согласно ГОСТ 2.710—81 буквенно-цифровое обозначение в электрических схемах состоит из трех частей: 1-я указывает вид элемента, 2-я — его порядковый номер, 3-я — сю функцию. Вид и номер являются обязательной частью условною буквенно-цифровою обозначения и должны присваиваться всем элементам и устройствам объекта. Указание функции элемента (3-я часть обозначения) необязательно.

В 1-й части записывают одну или несколько букв латинского алфавита (буквенные колы для элементов электрических схем приведены в табл. П1.1), во 2-й части — одну или несколько арабских цифр, характеризующих порядковый номер элемента. Например. QS1 – разъединитель № 1; Q2 - выключатель № 2; QB — секционный выключатель.

В ведущих проектных организациях используются более сложные обозначения проектных функциональных групп. По разработке проектною института «Атомтсплоэлсктропроект» [5.12] монтажным единицам присваивается марка, состоящая из арабских цифр и заглавных букв латинского алфавита

20. Компоновка ЭС и ПС.

В основе общей компоновки и компоновки отдельных узлов лежит последовательность технологического процесса; для ГРЭС, например, по схеме: склад топлива — топливоподача—котел— турбина—генератор—распределительное устройство генераторного напряжения—трансформаторы—распределительное устройство повышенного напряжения — ЛЭП к потребителям.

Площадка станции должна быть по возможности горизонтальной, ровной, прямоугольной формы. Разность уровней отдельных участков площадки не должна превышать 4—6 м. Вдоль длинней оси площадки проектируются основные транспортные связи, намечаются удобные и экономичные трассы водоснабжения. Площадку и корпуса ориентируют относительно стран света, учитывая благоприятное или нежелательное воздействие солнечного света на технологические и служебные помещения.

Площадку и сооружения на ней ориентируют с учетом преимущественного направления ветров, имея в виду защиту открытых распределительных устройств и прочих сооружений станции, жилых домов станционного поселка, а также других населенных пунктов и окружающей природы от дымовых уносов: летучей золы, сернистых и других отравляющих газов.

Нежелателен и опасен нанос ветром паров и мелких капель воды от градирен и брызгальных бассейнов на коммутацию и конструкции распределительных устройств и на прочие сооружения станции, так как он может привести к ухудшению изоляции обледенению, усложнению эксплуатации и авариям на станции. Все внешние связи станции располагаются с одной (меньшей) стороны площади и с торца главного корпуса станции; противоположные торцы зданий и сооружений оставляются свободными для будущего расширения.

Местоположение взрывоопасного оборудования, а также взрывоопасных резервуаров, емкостей, штабелей твердого топлива, контейнеров и взаимное размещение их на территории проектируются в соответствии с действующими противопожарными нормами и требованиями гражданской обороны. При строительстве АЭС в первую очередь решается задача обеспечения радиационной безопасности эксплуатационного персонала и населения при нормальной работе станции, а также при землетрясениях, когда не должно прерываться надежное функционирование всех систем АЭС, ответственных за аварийное расхолаживание реактора.

Для обеспечения радиационной безопасности при нормальной работе станции все корпуса и помещения строгого режима АЭС снабжаются биологической защитой и предусматриваются нормированные расстояния до прочих зданий и сооружений станции, а также до ближайших поселений. По действующим в нашей стране нормам АЭС должна быть выполнена таким образом, чтобы радиационная безопасность обеспечивалась и при сейсмических воздействиях с повторяемостью один раз в 10 000 лет и чаще. Землетрясение с такой малой повторяемостью получило название максимального расчетного землетрясения (MP3).

В соответствии с этими задачами строительные конструкции, технологическое и электротехническое оборудование, трубопроводы, насосы, приборы на АЭС разделяются на три категории сейсмостойкости в зависимости от степени их ответственности и требований к сохранности и работоспособности во время и после землетрясения.

К первой категории относят здания, сооружения, конструкции, оборудование и элементы, обеспечивающие радиационную безопасность при сейсмических воздействиях вплоть до MP3, в частности реакторное оборудование, системы отвода теплоты от реактора, локализующие системы и т. п.

Ко второй категории относят здания, сооружения и оборудование, которые обеспечивают длительную работу АЭС, но выход которых из строя не приводит к превышению предельно допустимых доз внешнего и внутреннего облучения эксплуатационного персонала и населения.

К третьей категории относят вспомогательное оборудование, т. е. станционные мастерские, вспомогательную котельную, склад жидкого топлива и т. п.

Несмотря на то, что при строительстве АЭС принимаются необходимые меры по обеспечению ее безопасности при сейсмических воздействиях, в Советском Союзе не допускается размещение АЭС в районах с возможными землетрясениями силой в 9 баллов (по 12-балльной шкале).

В нашей стране созданы и действуют сейсмостойкие АЭС с энергоблоками 440 и 1000 МВт, полностью отвечающие требованиям национальных и международных норм по радиационной безопасности. К концу строительства ТЭС и АЭС территория станции должна быть озеленена и благоустроена.

Площадка, станционного узла сооружений каждой ГЭС привязана к водотоку. В зависимости от принятой схемы использования водной энергии, напора, расхода и типа турбин намечаются либо русловые, либо деривационные ГЭС.

У русловых ГЭС могут быть плотинные установки, когда здание станции занимает часть напорного фронта и наравне с плотиной воспринимает давление воды верхнего бьефа, и приплотинные, когда здание станции располагается за глухой плотиной и не воспринимает напора воды.

На территории станционного узла сооружений русловой ГЭС обычно размещаются: плотина, дамбы, здание станции, трансформаторы, закрытые и открытые распределительные устройства, корпус управления, здания или помещения вспомогательных, ремонтных и хозяйственных служб.

При необходимости в составе гидротехнических сооружений предусматривают: судоходный шлюз или судоподъемник; водозаборные сооружения для ГЭС, для подачи воды промышленным предприятиям, для обводнения прилежащих населенных пунктов и орошения сельскохозяйственных угодий; водосбросные, лесосплавные и рыбопропускные сооружения.

На деривационных ГЭС станционный узел сооружений содержит напорный бассейн или уравнительный резервуар, турбинные напорные трубопроводы, здание ГЭС, отводящий водовод и электрическую часть, вспомогательные и ремонтные службы, как на русловых ГЭС.

На компоновку станционного узла любой ГЭС большое влияние оказывают рельеф и геологическое строение поймы реки, зона затопления, организация производства работ по сооружению станции с целесообразным размещением гравийно-сортировочного склада, бетонного и арматурного заводов, завода железобетонных изделий, ремонтно-механических мастерских, дока, автобазы, пожарного депо, склада материально-технического снабжения и т. п.; влияют также расположение подъездных путей, карьеров, железнодорожных магистралей к станциям, населенных пунктов, пристанционного поселка и т. п. Всегда рекомендуется учитывать опыт строительства и эксплуатации гидростанций, сооруженных ранее в аналогичных или близких природных условиях. Компоновка узла сооружений, машинного зала и вспомогательных служб должна обеспечивать пуск первых агрегатов со своим вспомогательным оборудованием на пониженном напоре по постоянной, а не временной схеме электрических соединений без ограничения условий строительства и монтажа последующих агрегатов.

21. Структура типовых электростанций. Тепловые конденсационные электростанции. Теплоэлектроцентрали. Атомные электрические станции. Гидравлические электростанции.

Структурная электрическая схема зависит от состава оборудования (числа генераторов, трансформаторов), распределения генераторов и нагрузки между распределительными устройствами (РУ) разного напряжения и связи между этими РУ. На рис. 2 показаны структурные схемы ТЭЦ. Если ТЭЦ сооружается вблизи потребителей электроэнергии U = 6 — 10 кВ, то необходимо иметь распределительное устройство генераторного напряжения (ГРУ). Количество генераторов, присоединяемых к ГРУ, зависит от нагрузки 6—10 кВ. На рис. (2, а) два генератора присоединены к ГРУ, а один, как правило, более мощный,—к распределительному устройству высокого напряжения (РУ ВН). Линии 110—220 кВ, присоединенные к этому РУ, осуществляют связь с энергосистемой. Если вблизи ТЭЦ предусматривается сооружение энергоемких производств, то питание их может осуществляться по ВЛ 35—110 кВ. В этом случае на ТЭЦ предусматривается распределительное устройство среднего напряжения (РУ СН) (рис. 2, б). Связь между РУ разного напряжения осуществляется с помощью трехобмоточных трансформаторов или автотрансформаторов. При незначительной нагрузке (6 —10 кВ) целесообразно блочное соединение генераторов с повышающими трансформаторами без поперечной связи на генераторном напряжении, что уменьшает токи КЗ и позволяет вместо дорогостоящего ГРУ применить комплектное РУ для присоединения потребителей 6—10 кВ (рис. 2, б). Мощные энергоблоки 100—250 МВт присоединяются к РУ ВН без отпайки для питания потребителей. Современные мощные ТЭЦ обычно имеют блочную схему. На рис. 3 показаны структурные схемы электростанций с преимущественным распределением электроэнергии на повышенном напряжении (КЭС, ГЭС, АЭС). Отсутствие потребителей вблизи таких электростанций позволяет отказаться от ГРУ. Все генераторы соединяются в блоки с повышающими трансформаторами. Параллельная работа блоков осуществляется на высоком напряжении, где предусматривается распределительное устройство (рис. 3, а).

Сх ТЭЦ

Сх АЭС, ГЭС, КЭС

22. Основные требования, предъявляемые к главным схемам электроустановок.

 При выборе схем электроустановок должны учитываться следующие  факторы: 1) значение и роль электростанции или подстанции для энергосистемы. Электростанции, работающие параллельно в энергосистеме, существенно различаются по своему назначению. Одни из них, базисные, несут основную нагрузку, другие, пиковые, работают неполные сутки во время  максимальных нагрузок, третьи несут электрическую нагрузку, определяемую их тепловыми потребителями (ТЭЦ). Разное назначение электростанций определяет целесообразность применения разных схем электрических соединений даже в том случае, когда количество присоединений одно и то же. Подстанции могут предназначаться для питания отдельных потребителей или крупного района, для связи частей энергосистемы или различных энергосистем. Роль подстанций определяет ее схему; 2) положение электростанции или подстанции в энергосистеме, схемы  и напряжения прилегающих сетей. Шины высшего напряжения электростанций и подстанций могут быть узловыми точками энергосистемы, осуществляя объединение на параллельную работу нескольких электростанций. В этом случае через шины происходит переток мощности из одной части энергосистемы в другую - транзит мощности. При выборе схем таких электроустановок в первую очередь учитывается необходимость сохранения транзита мощности. Подстанции могут быть тупиковыми, проходными, отпаечными; схемы таких подстанций будут различными даже при одном и том же числе трансформаторов одинаковой мощности. Схемы распредустройств 6—10 кВ зависят от схем электроснабжения потребителей: питание по одиночным или параллельным линиям, наличие резервных вводов у потребителей и т. п.; 3) категория потребителей по степени надежности электроснабжения. Все потребители с точки зрения надежности электроснабжения разделяю на три категории. Электроприемники I категории - электроприемники, перерыв электроснабжения которых может повлечь за собой опасность для жизни людей, значительный ущерб народному хозяйству, повреждение дорогостоящего основного оборудования, массовый брак продукции, расстройство сложного технологического процесса, нарушение функционирования особо важных элементов коммунального хозяйства. Из состава электроприемников I категории выделяется особая группа электроприемников, бесперебойная работа которых необходима для безаварийного останова производства с целью предотвращения угрозы жизни людей, взрывов, пожаров и повреждения дорогостоящего оборудования. Электроприемники I категории должны обеспечиваться питанием от двух независимых источников питания, перерыв допускается лишь на время автоматического восстановления питания. Для электроснабжения особой группы электроприемников I категории предусматривается дополнительное питание от третьего независимого источника питания. Независимыми источниками питания могут быть местные электростанции, электростанции энергосистем, специальные агрегаты бесперебойного питания, аккумуляторные батареи и т. п. Электроприемники  II категории - электроприемники, перерыв электроснабжения которых приводит к массовому недоотпуску продукции, массовым простоям рабочих, механизмов и промышленного транспорта, нарушению нормальной деятельности значительного количества городских и сельских жителей. Эти электроприемники рекомендуется обеспечивать питанием от двух независимых источников, взаимно резервирующих друг друга, для них допустимы перерывы на время, необходимое для включения резервного питания действиями дежурного персонала или выездной оперативной бригады. Допускается питание электроприемников II категории по одной воздушной линии, если обеспечена возможность проведения аварийного ремонта этой линии за время не более 1 суток. Допускается питание по одной кабельной линии, состоящей не менее чем из двух кабелей, присоединенных к одному общему аппарату. При наличии централизованного резерва трансформаторов и возможности замены повредившегося трансформатора за время не более 1 суток допускается питание от одного трансформатора. Электроприемники III категории - все остальные электроприемники, не подходящие под определения I и II категорий. Для этих электроприемников электроснабжение может выполняться от одного источника питания при условии, что перерывы электроснабжения, необходимые для ремонта и замены поврежденного элемента системы электроснабжения, не превышают 1 суток. 4) перспектива расширения и промежуточные этапы развития электростанции, подстанции и прилегающего участка сети. Схема и компоновка распределительного устройства должны выбираться с учетом возможного увеличения количества присоединений при развитии энергосистемы. Поскольку строительство крупных электростанций ведется очередями, то при выборе схемы электроустановки учитывается количество агрегатов и линий вводимых в первую, вторую, третью очереди и при окончательном развитии ее. Для выбора схемы подстанции важно учесть количество линий высшего и среднего напряжения, степень их ответственности, а поэтому на различных этапах развития энергосистемы схема подстанции может быть разной. Поэтапное развитие схемы распределительного устройства электростанции или подстанции не должно сопровождаться коренными переделками. Это возможно лишь в том случае, когда при выборе схемы учитываются перспективы ее развития. При выборе схем электроустановок учитывается допустимый уровень токов КЗ. При необходимости решаются вопросы секционирования сетей, деления электроустановки на независимо работающие части, установки специальных токоограничивающих устройств.  Из сложного комплекса предъявляемых условий, влияющих на выбор главной схемы электроустановки, можно выделить основные требования к схемам: 1) надежность электроснабжения потребителей; 2) приспособленность к проведению ремонтных работ; 3) оперативная гибкость электрической схемы; 4) экономическая целесообразность. Надежность — свойство электроустановки, участка электрической сети или энергосистемы в целом обеспечить бесперебойное электроснабжение потребителей электроэнергией нормированного качества. Повреждение электрооборудования в любой части схемы по возможности не должно нарушать электроснабжение, выдачу электроэнергии в энергосистему, транзит мощности через шины. Надежность схемы должна соответствовать характеру (категории) потребителей, получающих питание от данной электроустановки. Надежность можно оценить частотой и продолжительностью нарушения электроснабжения потребителей и относительным аварийным резервом, который необходим для обеспечения заданного уровня безаварийной работы энергосистемы и ее отдельных узлов. Приспособленность электроустановки к проведению ремонтов определяется возможностью проведения ремонтов без нарушения или ограничения электроснабжения потребителей. Есть схемы, в которых для ремонта выключателя надо отключать данное присоединение на все время ремонта, в других схемах требуется лишь временное отключение отдельных присоединений для создания специальной ремонтной схемы; в-третьих, ремонт выключателя производится без нарушения электроснабжения даже на короткий срок. Таким образом, приспособленность для проведения ремонтов рассматриваемой схемы можно оценить количественно частотой и средней продолжительностью отключений потребителей и источников питания для ремонтов оборудования. Оперативная гибкость электрической схемы определяется ее приспособленностью для создания необходимых эксплуатационных режимов и проведения оперативных переключений. Наибольшая оперативная гибкость схемы обеспечивается, если оперативные переключения в ней производятся выключателями или другими коммутационными аппаратами с дистанционным приводом. Если все операции осуществляются дистанционно, а еще лучше средствами автоматики, то ликвидация аварийного состояния значительно ускоряется. Оперативная гибкость оценивается количеством, сложностью и продолжительностью оперативных переключений. Экономическая целесообразность схемы оценивается приведенными затратами, включающими в себя затраты на сооружение установки ~ капиталовложения, ее эксплуатацию и возможный ущерб от нарушения электроснабжения. Подробно методика подсчета приведенных затрат изложена ниже.

23. Сигнализация положения коммутационных аппаратов. Сигнализация аварийного отключения выключателей.

24. Измерительные трансформаторы тока. Измерительные трансформаторы напряжения.

25. Источники питания собственных нужд.

Для электроснабжения потребителей с.н. электростанций производится отбор мощности на генераторном напряжении. Питание РУ с.н. осуществляется от трансформаторов (токоограничивающих реакторов), которые работают раздельно. Раздельная работа трансформаторов позволяет ограничить уровни токов короткого замыкания и уменьшить их влияние на сети, подключаемые к другим секциям.

Распределительное устройство с.н. выполняется с одной секционированной системой сборных шин с одним выключателем на присоединение и, как правило, является комплектным, т.е. состоящим из набора шкафов (ячеек) КРУ различного наполнения.

Для питания потребителей с.н. используются два уровня напряжения: 6 кВ — для питания мощных электродвигателей (более 200 кВт) и 0,4 кВ — для остальных потребителей меньшей мощности. Такое разделение связано с тем, что выполнение электродвигателей мощностью менее 200 кВт на напряжение 6 кВ экономически нецелесообразно (они в 1,5—2,3 раза дороже аналогичных, выполненных на напряжение 0,4 кВ), а выполнение электродвигателей мощностью более 200 кВт на напряжение 0,4 кВ влечет за собой увеличение сечения питающих кабелей. На электрических станциях малой мощности питание с.н. возможно только на напряжении 0,4 кВ.

Резервное питание с.н. осуществляется также путем отбора мощности от генераторов электростанции, но места подключения присоединений резервного питания с.н. не должны быть связаны с местами присоединения их рабочего питания. Для особо ответственных потребителей с.н. предусматриваются дополнительные независимые источники электроэнергии (аккумуляторные батареи, дизель-генераторы, агрегаты бесперебойного питания).

На ТЭС примерно 2/3 всей мощности с.н. идет на обслуживание основного теплосилового оборудования и только оставшаяся 1/3 часть — на обслуживание потребителей общестанционного назначения. Наиболее мощными рабочими механизмами с.н. на ТЭС являются: питательные, циркуляционные и сетевые насосы; воздуходувки; механизмы тягодутьевой группы. Питательные насосы и воздуходувки энергоблоков мощностью 300 МВт и более, как правило, имеют турбопривод, а остальные механизмы — электрический (в основном асинхронный) привод ввиду его превосходства над другими видами приводов.

Схема с.н. блочных ТЭС (рис. 7.16), как и их главная электрическая схема, строится по блочному принципу — точка присоединения рабочих трансформаторов с.н. находится между генератором и блочным трансформатором. Распределительное устройство 6 кВ с.н. выполняется по схеме с одной секционированной системой сборных шин. Механизмы с.н. каждого блока питаются от двух и более секций. Это сделано для того, чтобы при аварии (ремонте) одной из секций блок оставался в работе. Как уже было сказано выше, к секциям РУ 6 кВ подключаются электродвигатели мощностью 200 кВт и выше и трансформаторы второй ступени трансформации (с 6 на 0,4 кВ).

Резервное питание секций РУ с.н. 6 кВ осуществляется по резервным магистралям, которые присоединяются к резервным трансформаторам с.н. Число резервных трансформаторов с.н. определяется числом установленных на электростанции энергоблоков (энергоблоки выполняются с генераторным выключателем). Один трансформатор с.н. устанавливается при двух энергоблоках на электростанции; один подключенный и один готовый к замене — при трех и более энергоблоках.

На КЭС, схема которой приведена на рис. 7.16, потребители с.н. напряжением 0,4 кВ первого энергоблока и часть обще станционной нагрузки получают питание от полусекций 1СА, 1СВ, 1СС и 1CD. Наиболее ответственные потребители подключены к полусекциям 1СА и 1СВ, которые отделены от остальных частей этих секций автоматическими выключателями. Резервный трансформатор с.н. данного энергоблока подключен к секции ЗВА третьего энергоблока. Применение трансформаторов с.н. с регулированием напряжения под нагрузкой (с устройством РПН) позволяет поддерживать на шинах РУ с.н. необходимый уровень напряжения.

Расщепление обмотки низшего напряжения трансформаторов с.н. и раздельная работа секций РУ 6 кВ с.н. позволяют ограничить уровень тока КЗ и тем самым дают возможность применить КРУ. При необходимости, для снижения уровней тока КЗ на шинах 0,4 кВ на вводах некоторых сборок устанавливаются токоограничивающие реакторы.

На рис. 7.17 представлена схема электроснабжения с.н. ТЭЦ смешанного типа с четырьмя генераторами (два генератора подключены к ГРУ, а два других работают в составе энергоблоков, подключенных к РУ 110 кВ).

Технологический процесс производства электроэнергии на ГЭС значительно проще, чем на ТЭС и АЭС, поэтому и число механизмов с.н. на них значительно меньше. Все потребители с.н. ГЭС делятся на агрегатные — маслонасосы маслонапорной установки, насосы откачки воды с крышки турбины, охлаждение трансформаторов и др. — и общестанционные — подъемные механизмы, насосы технического водоснабжения, насосы откачки воды из отсасывающих труб, дренажные и пожарные насосы, освещение, вентиляция, отопление и др.

Электроснабжение агрегатных с.н. осуществляется на напряжении 0,4 кВ. Сборки 0,4 кВ получают питание от индивидуальных трансформаторов, с помощью отпайки подключенных к генератору энергоблока. Резервное питание этих сборок осуществляется от двух резервных трансформаторов, подключенных к РУ 6—10 кВ, и каждая секция работает в нормальном режиме раздельно. Секционный выключатель включается по схеме автоматического ввода резерва (АВР) при потере питания на каждой из секций. Резервные секции получают питание от дополнительных понижающих трансформаторов, подключенных каждый к отдельному автотрансформатору связи.

От РУ 6—10 кВ осуществляется электроснабжение местной нагрузки и общестанционных с.н. (ОСН). Для питания агрегатных и общестанционных с.н., как правило, используются сухие трансформаторы мощностью не более 1000 кВ · А, что дает возможность устанавливать их в непосредственной близости от сборок 0,4 кВ.

На малогабаритных маломощных ГЭС, а также ГЭС средней мощности осуществляется объединенное централизованное питание агрегатных и общестанционных с.н. на одном (рис. 7.19) или двух (рис. 7.20) уровнях напряжения соответственно. В этом случае шины 0,4 кВ (380/220 В) с.н. каждого из гидроагрегатов с помощью автоматического выключателя разделяются на две части (секционируются), причем обе секции подключаются к одному рабочему трансформатору с.н. Последний получает питание либо от РУ укрупненного блока, либо от централизованного РУ 6—10 кВ электростанции.

На с.н. ГЭС в целом ложится меньшая ответственность, чем на с.н. ТЭС и АЭС, так как на ГЭС нет особо ответственных потребителей, которые бы не допускали кратковременного (на время действия автоматического ввода резерва — АВР) перерыва питания. Непрерывность смазки и регулирования гидроагрегата обеспечивается в течение нескольких минут маслонапорной установкой. Поэтому для с.н. ГЭС нет необходимости предусматривать особые автономные источники питания. Каждое из РУ с.н. должно подключаться к главной электрической схеме ГЭС двумя не зависящими друг от друга присоединениями.

АЭС представляет собой надежный источник энергии, поэтому рабочее и резервное электроснабжение их с.н. осуществляется от главной электрической схемы через понижающие трансформаторы. Для особо ответственных потребителей с.н. предусматриваются дополнительные независимые источники энергии — аккумуляторные батареи с обратимым агрегатом или инвертором, автономные дизель-генераторы, вспомогательные генераторы, устанавливаемые на валу основного генератора. Все потребители с.н. АЭС по степени надежности электроснабжения и допустимому времени перерыва питания (отсутствия напряжения) разделяются на три основные группы.

Первая группа — потребители, предъявляющие повышенные требования к надежности электроснабжения. Потребители этой группы допускают по условиям безопасности перерывы питания на доли секунды во всех режимах (включая режим полного исчезновения напряжения переменного тока от рабочих и резервных трансформаторов с.н.) после срабатывания аварийной защиты реактора. Первую группу потребителей с.н. составляют: системы контрольно-измерительных приборов и устройств автоматики реактора; часть потребителей системы управления и защиты реактора (СУЗ); аварийное освещение; электропривод быстродействующих клапанов, обеспечивающих вступление в работу систем расхолаживания; системы технологического контроля реактора; системы дозиметрического контроля; потребители постоянного тока; аварийные масляные насосы турбогенерато­ров. Электрические сети таких нагрузок называют сетями первой категории надежности. Источниками их питания в аварийных режимах служат аккумуляторные батареи и агрегаты бесперебойного питания.

Вторая группа — потребители, перерыв питания которых по условиям безопасности допустим на время от десятков секунд до десятков минут. Эти потребители требуют надежного питания после срабатывания аварийной защиты реактора. Вторую группу потребителей с.н. составляют механизмы по обеспечению расхолаживания реактора и локализации аварии (аварийные питательные насосы, насосы технической воды, системы аварийного охлаждения зон аварийной и послеаварийной половин реактора и промежуточного контура); насосы вентиляционных систем охлаждения помещений первого контура; спринклерные насосы; масляные насосы турбогенераторов; валоповоротные устройства; перегрузочные машины; системы биологической и технологической дозиметрии. Сети электроснабжения таких нагрузок называются сетями второй категории надежности. Источниками их питания в аварийных режимах являются дизель-генераторы с автоматическим запуском.

Третья группа — потребители, не предъявляющие повышенных требований к надежности электроснабжения. К ним относятся: главные циркуляционные насосы (ГЦН) с большими маховыми массами; конденсатные, циркуляционные, питательные насосы. Потребители третьей группы не требуют включения при обесточивании системы с.н. и не участвуют в процессе аварийного расхолаживания реактора. При нормальном режиме работы их питание осуществляется от рабочих трансформаторов с.н., а при аварийном — от резервных трансформаторов с.н.

Для питания потребителей с.н. АЭС используются следующие сети:

• сеть 6 кВ переменного тока — предназначена для питания электродвигателей мощностью более 200 кВт и понижающих трансформаторов 6/0,4 и 6/0,23 кВ;

• сеть 380/220 В переменного тока — предназначена для питания электродвигателей мощностью до 200 кВт, систем освещения и других нагрузок;

• сети 380/220 и 55 В переменного тока с изолированной нейтралью — предназначены для питания устройств электрообогрева оборудования и трубопроводов первого и второго контуров;

• сети надежного питания 380 и 220 В переменного и 220 В постоянного тока — предназначены для питания потребителей первой категории надежности;

• сети надежного питания 6 кВ и 380/220 В переменного тока — предназначены для питания потребителей второй категории надежности.

РУ всех напряжений выполняются с одной секционированной системой сборных шин. Число секций на напряжение 6 кВ выбирается в зависимости от количества ГЦН первого контура и допустимого количества одновременно отключаемых ГЦН (без срабатывания аварийной защиты реактора), а также числа устанавливаемых рабочих трансформаторов с.н. и их мощности. Не допускается подключение более двух ГЦН (при шести ГЦН на блок) и более одного ГЦН (при четырех ГЦН и менее на блок) к одной секции 6 кВ. На одном энергетическом реакторе должно быть не менее двух секций 6 кВ, каждая из которых должна присоединяться к рабочему трансформатору с.н. через свой выключатель, а также автоматически подключаться к шинам резервного трансформатора с.н. через отдельные выключатели. К этим секциям подключаются потребители 6 кВ третьей группы. Общестанционная нагрузка должна равномерно распределяться между секциями 6 кВ всех блоков.

Для электроснабжения потребителей второй группы число секций на 6 кВ должно соответствовать числу систем безопасности АЭС. Секции должны подключаться к источнику (секциям) нормального питания через последовательно включенные выключатели СВ1 и СВ2 (рис. 7.21). К секциям HI по схеме автоматического ввода резерва подключаются дизель-генераторы ДГ. При наличии трех систем безопасности состав механизмов с.н., подключенных к каждой секции надежного питания, и мощность каждого ДГ должны обеспечивать аварийное расхолаживание реактора при любом виде аварии, следовательно, мощность каждого ДГ должна быть рассчитана на покрытие 100 % нагрузки одной системы безопасности. Взаимное резервирование ДГ не предусматривается.

Число секций 0,4 кВ для потребителей второй группы Н2 также должно соответствовать числу систем безопасности АЭС, каждая из которых (секция) подключается через отдельный понижающий трансформатор 6/0,4 кВ к определенной секции надежного питания 6 кВ. Резервирование секций 0,4 кВ не предусматривается.

Потребители первой группы надежности питаются от сборок щитов постоянного тока Н4, которые, в свою очередь, получают питание от сети 0,4 кВ через статические преобразователи постоянного тока в переменный. Для резервирования потребителей СУЗ используют дополнительную аккумуляторную батарею АБ.

Выпрямители ВУ выполняют роль подзарядного и зарядного устройств для АБ. Автоматические инверторы АИ, ВУ и АБ представляют собой агрегат бесперебойного питания.

Для питания потребителей машинного зала АЭС и деаэраторной предусматриваются четыре блочные секции 0,4 кВ. Резервное питание последних осуществляется от отдельного трансформатора соседнего блока, который обеспечивает запуск ответственных за сохранность оборудования и работу средств пожаротушения электродвигателей. При аварии надежное питание ответственных потребителей машинного зала и деаэраторной осуществляется от отдельного (четвертого) ДГ. Три масляных насоса системы уплотнения вала генератора питаются от трех систем надежного питания.

Потребители третьей группы питаются от рабочего трансформатора с.н., подключенного к выводам генератора, и секций А и Б на 6 кВ, двигатели мощностью 200 кВт и выше — непосредственно от шин 6 кВ, а меньшей мощности — от понижающих трансформаторов 6/0,4 кВ. Резервное питание секций А и Б осуществляется от резервного трансформатора с.н.

Потребители второй группы питаются при последовательно включен­ных выключателях СВ1 и СВ2 от секции HI и понижающего трансформатора 0,4 кВ секции Н2. При аварии секция HI отделяется от секции Б выключателями СВ1 и СВ2. Надежность отделения обеспечивается при отказе даже одного из выключателей. В этом случае устройство АВР подключает к секции HI автономный источник ДГ, который в течение 2 мин принимает нагрузку потребителей на себя. Подключение потребителей к ДГ осуществляется автоматически ступенчато, так как суммарная пусковая мощность двигателей этой группы потребителей значительно превышает мощность ДГ.

Ступенчатый пуск осуществляется таким образом, чтобы активная и реактивная мощности запускаемых электродвигателей не превышали мощности ДГ. При этом наблюдаются колебания напряжения, тока и частоты в системе надежного питания. Поэтому предполагается частотный пуск, при котором напряжение ДГ регулируется автоматически, пропорционально средней частоте вращения группы двигателей, и процесс пуска стабилизируется и становится более устойчивым. Во время эксплуатации один из ДГ может быть выведен в ремонт, тогда запускают два других ДГ и подключают их к шинам надежного питания второй группы потребителей других секций. При выходе из строя на одном блоке двух ДГ блок останавливают.

Потребители первой группы подключаются к секциям надежного питания НЗ и Н4 напряжением 0,4 кВ переменного тока и 220 В постоянного тока. Автономным источником для этих потребителей является постоянно включенная АБ.

В нормальном режиме потребители первой группы получают электроснабжение от шин надежного питания Н2 через ВУ и АИ. Связь между секциями надежного питания переменного и постоянного напряжений может быть осуществлена обратимым агрегатом ОА (рис. 7.21, б), который состоит из машин постоянного тока и синхронной, находящихся на одном валу.

Обратимый агрегат работает в режиме «синхронный двигатель — генератор постоянного тока» и является подзарядным агрегатом АБ так же, как и ВУ в схеме, показанной на рис.

7.21, а. При исчезновении напряжения переменного тока на секции Н2 синхронный двигатель — генератор постоянного тока автоматически отделяется от секции НЗ, и обратимый агрегат переходит в режим «двигатель постоянного тока — синхронный генератор», обеспечивая питание потребителей первой группы на переменном напряжении от АБ.

Питающий трансформатор, выпрямитель и автоматический инвертор в комплекте с аккумуляторной батареей составляют агрегат бесперебойного питания. На реакторном блоке устанавливают пять комплектов агрегатов бесперебойного питания: три — для трех систем безопасности и по одному — для питания общеблочной нагрузки и нагрузки информационно-вычислительного комплекса. Все агрегаты бесперебойного питания работают раздельно и не имеют взаимного резервирования, а относящиеся к системе безопасности имеют различные шины двигательной нагрузки и нагрузки управления с целью исключения влияния двигателей на систему управления.

Электроснабжение электродвигателей ГЦН с большими маховыми массами осуществляется от секций А и Б (6 кВ), как и потребителей третьей группы.

При аварийном расхолаживании энергия маховых масс ГЦН используется для циркуляции теплоносителя в необходимом объеме. ГЦН с малыми маховыми массами при потере питания выбегают быстро и не могут обеспечить аварийного расхолаживания реактора. В этом случае применяется схема электроснабжения ГЦН, приведенная на рис. 7.22.

В нормальном режиме работают все четыре двигателя ГЦН1—ГЦН4, причем ГЦН1 и ГЦН2 получают питание от дополнительной секции В (6 кВ) и обеспечивают в аварийном режиме расхолаживание реактора. Для этого к секции В подключается вспомогательный генератор ВГ, находящийся на одном валу с основным генератором. Энергия выбега турбогенератора через ВГ используется для работы двигателей ГЦН1 и ГЦН2. Для более длительного поддержания напряжения на двигателях ГЦН1 и ГЦН2 при выбегающем турбогенераторе ВГ имеет многоступенчатую форсировку возбуждения.

Если на одном реакторе устанавливают два турбогенератора, то в цепи присоединения к повышающему блочному трансформатору используют два выключателя, между которыми подключают рабочие трансформаторы с.н. (рис. 7.23). При повреждениях в РУ высшего напряжения генераторы блоков отключаются от повышающих трансформаторов соответствующими выключателями, а энергия их выбега идет на питание ГЦН, обеспечивающих аварийное расхолаживание реактора.

На подстанциях потребителями с.н. являются: электродвигатели систем охлаждения трансформаторов и синхронных компенсаторов; приводы компрессоров, снабжающих воздухом воздушные выключатели и пневматические приводы; устройства обогрева выключателей и шкафов с установленными в них аппаратами и приборами; электрическое отопление и освещение; системы пожаротушения, связи, телемеханики, релейной защиты и автоматики.

Электроснабжение наиболее ответственных потребителей с.н. ПС (цепей управления, защиты, телемеханики, связи, пожаротушения) осуществляется от сети переменного тока через стабилизаторы напряжения и выпрямители или от независимого источника — аккумуляторной батареи. В последнем случае предусматриваются преобразователи для ее заряда. Аккумуляторная батарея работает всегда в режиме постоянного подзаряда для обеспечения непрерывной готовности отдавать запасенную энергию, а также увеличения ее срока службы и упрощения эксплуатации. Подзарядное выпрямительное устройство включается между шинами АБ и шинами 0,4 кВ системы с.н. В этом случае в нормальных условиях питание потребителей оперативного тока происходит от сети через выпрямительное устройство, а АБ воспринимает «толчковую» нагрузку (например, при включении выключателей). При исчезновении напряжения переменного тока и отключении подзарядного устройства АБ принимает на себя всю нагрузку.

На рис. 7.24 представлена схема питания с.н. ПС. На ПС с оперативным переменным током (ПС на напряжения 35—220 кВ без выключателей на высшем напряжении) трансформаторы с.н. с помощью отпайки присоединяются к выводам главных трансформаторов, что обеспечивает питание цепей управления при потере напряжения на шинах 6—10 кВ. Шины 0,4 кВ секционируются, оперативные цепи переменного тока питаются через стабилизаторы напряжения СТ.

На ПС с оперативным постоянным током трансформаторы с.н. присоединяются к шинам 6—10 кВ РУ НН, от которого осуществляется электроснабжение местной нагрузки. Постоянный оперативный ток применяется на всех ПС с высшим напряжением 330—750, 110—220 кВ с числом масляных выключателей три и более, 35—220 кВ с воздушными выключателями.

26. Типы проводников, применяемых в основных электрических цепях.

27. Электродинамическое взаимодействие между токоведущими частями.

Электродинамическое взаимодействие, возникающее между контактными поверхностями, нередко приводит к их свариванию, что объясняется следующими причинами.

28. Масляные выключатели с дугогасительными камерами. Малообъемные масляные выключатели