Примечание. Указанные в скобках напряжения для вновь проектируемых установок не рекомендуются.

Номинальные напряжения для генераторов, синхронных компенсаторов, вторичных обмоток силовых трансформаторов приняты на 5-10% выше номинальных напряжений соответствующих сетей.

Номинальные напряжения для генераторов и синхронных компенсаторов большой мощности, включаемых по схеме блок генератор - трансформатор, определяются из ряда 13,8; 15,75; (18); 20; 24 кВ.

При проектировании, сооружении и эксплуатации электроустановок используют схемы-чертежи, на которых в условных обозначениях показывают элементы установки в той последовательности и взаимосвязи, которая существует на практике или которая будет осуществлена при ее сооружении.

Наиболее употребительные условные и позиционные обозначения, при­меняемые для выполнения схем электроустановок, показаны в табл. П1.1 и относятся в основном к оборудованию силовых или, как их еще назы­вают, первичных цепей.

На рис. 1.1 изображена принципиальная электрическая схема части мощной энергосистемы с использованием обозначений табл. П1.1. Основу ее составляют крупные электростанции (КЭС, ТЭЦ, ГЭС). Межсистемные связи выполнены на напряжении 500 кВ, распределение электроэнергии в энергосистеме производится на напряжении 35-^€20 кВ. Местные распределительные сети выполнены на напряжении 6—10 кВ.

На схеме показаны подстанция А, через шины которой осуществляется связь с соседней энергосистемой, и ряд районных подстанций, от которых получают питание отдельные районы электрических нагрузок потребителей. Системные подстанции А и Б с автотрансформаторами являются мощными коммутационными узлами энергосистемы. По этому признаку их относят также к узловым подстанциям. На подстанции Б установлены два синхронных компенсатора GC.

Объединение электростанций на параллельную работу и создание энергосистем имеет большое народнохозяйственное значение и дает ряд технических и экономических преимуществ:

позволяет увеличивать темпы развития энергетики и осуществлять это развитие наиболее экономично для современных условий, т. е. за счет преобладающего ввода крупных ТЭС и АЭС с блочными агрегатами большой мощности;

повышает надежность электроснабжения потребителей;

обеспечивает повышение экономичности производства и распределения электроэнергии в целом по энергосистеме за счет наиболее рационального распределения нагрузки между электростанциями при наилучшем исполь­зовании энергоресурсов (топлива, водной энергии и т. д.);

улучшает качество электроэнергии, т. е. обеспечивает поддержание напряжения и частоты в пределах, нормированных ГОСТ, так как колебания нагрузки воспринимаются большим числом агрегатов;

позволяет снизить суммарный резерв мощности по энергосистеме, который должен составлять 12 — 20% общей мощности агрегатов энергосистемы.

При параллельной работе нескольких энергосистем в составе объединенной энергосистемы указанные преимущества проявляются в еще большей степени.

Принципы создания энергосистем в Советской России были заложены планом ГОЭЛРО. Особенно быстрыми темпами создание и развитие энергосистем происходило после окончания Великой Отечественной войны. В конце 50-х и в 60-е годы крупные объединенные энергосистемы (ОЭС) Центра, Юга, Урала и Средней Волги были связаны линиями электропере­дачи переменного тока 220 — 500 кВ и опытно-промышленной передачей по­стоянного тока 800 кВ. Было завершено создание Единой энергосистемы европейской части СССР, которая охватила также объединенные энерго­системы Северо-Запада, Северного Кавказа и Закавказья.

Важнейшим направлением развития энергетики страны является формирование Единой энергосистемы (ЕЭС) СССР, в которую наряду с упо­мянутыми выше энергообъединениями с 1972 г. входит также ОЭС Казах­стана, а с 1978 г. — ОЭС Сибири. ЕЭС СССР является одним из крупнейших энергообъединений мира.

В восточных районах страны созданы ОЭС Средней Азии и Востока.

Параллельно с ЕЭС СССР работают энергосистемы социалистических стран Европы, а также МНР. Через Выборгскую вставку постоянного тока параллельно, но несинхронно с ЕЭС СССР работает энергосистема Финляндии и энергообъединение Северных стран Европы. От сетей ЕЭС СССР осуществляется поставка электроэнергии также в Норвегию, Турцию и ряд других стран.

Для усиления межсистемных и внутрисистемных связей используются линии электропередачи до 750 кВ включительно. Начаты работы по созданию электропередачи переменного тока напряжением 1150 кВ и постоянного тока напряжением 1500 кВ.

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

Для оперативного руководства работой энергосистем в Советском Союзе создана единая система диспетчерского управления, основными за­дачами которой являются:

оперативное планирование и регулирование режима работы энергоси­стем в целях полного удовлетворения потребности народного хозяйства в электрической энергии и тепле;

обеспечение бесперебойного питания потребителей и надежной работы энергосистем; предупреждение и ликвидация аварийных режимов;

обеспечение необходимого качества энергии и тепла (напряжение, частота, параметры пара и воды в теплосети);

обеспечение максимальной экономичности работы энергосистемы в це­лом и рационального расходования энергоресурсов.

В настоящее время действует следующая структура диспетчерского управления: Центральное диспетчерское управление (ЦДУ) ЮС СССР, на­ходящееся в Москве; объединенные диспетчерские управления (ОДУ Центра, Юга, Урала и т. д); центральные диспетчерские службы районных энергетических систем (Мосэнерго, Ленэнерго и др.); пункты управления электростанциями, диспетчерские пункты предприятий электрических и тепловых сетей.

Диспетчерские пункты оборудуются новейшими средствами управле­ния: диспетчерскими щитами, устройствами телеуправления, телесигнали­зации, телеизмерений, средствами связи, вычислительной техники, автома­тики и т. п.