Две секции шин с секционным выключателем

ДЗШ 110-220 кВ — Сборные шины РУ

Содержание материала

• ДЗШ 110-220 кВ
• Сборные шины РУ
• ДЗШ с РНТ
• Схема оперативных цепей ДЗШ
• Выбор уставок ДЗШ
• Наладка ДЗШ
• Опыт эксплуатации ДЗШ
• ДЗШ с торможением
• АПВ шин
• Устройство контроля исправности токовых цепей ДЗШ
• Обозначения элементов схем
• Сведения о типовых панелях ДЗШ с РНТ-560

1. СБОРНЫЕ ШИНЫ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ
Распределительные устройства (РУ) высокого напряжения, выполняемые в схемах электрических соединений электростанций и подстанций, являются одним из наиболее важных и ответственных элементов энергосистемы. Через сборные шины РУ электростанций происходит выдача мощности в энергосистему. По транзитным линиям связи, объединяющим шины крупных подстанций, обеспечиваются перетоки мощности между отдельными узлами энергосистемы. От сборных шин отходят линии к центрам потребления нагрузки.
Различают следующие основные схемы систем шин (СШ).
Одиночная система (секция) шин (рис. 1,о). Каждое присоединение подключается через свой отдельный выключатель и шинный разъединитель. В некоторых случаях отдельные присоединения (обычно трансформаторы) могут подключаться через разъединитель или отделитель. Такое исполнение предъявляет к схемам защиты шин и трансформатора дополнительные требования.
К (недостаткам схемы относится необходимость отключения всех присоединений секции при выводе ее в ремонт или при ее повреждении, вынужденное обесточение всех подключенных к данной секции линий и трансформаторов, работающих в режимах тупикового питания, размыкание объединявшихся через шины подстанции транзитов.
Одиночная секционированная система шин (рис. 1,6). Каждое присоединение, как и в предыдущей схеме, подключается к шинам через один выключатель и один шинный разъединитель. Допускается в отдельных случаях подключение одного трансформатора на секцию без выключателя. Связь секций через секционный выключатель (СВ) Q7 обеспечивает разделение схемы при повреждении одной из секций и не требует полного обесточивания подстанции при ремонте секции. Схема обеспечивает более надежную связь между отдельными узлами энергосистемы в нормальных, ремонтных и аварийных режимах.
К недостаткам схемы следует отнести необходимость отключения всех присоединений данной секции при выводе ее в ремонт или при ее повреждении, а также возможность полного погашения подстанции при повреждении Q7, являющегося общим элементом для обеих секций.

Рис. 1. Одиночная система шин: а — несекционированная; б — секционированная

Схема с двумя системами (секциями) шин и двумя выключателями на присоединение (рис. 2,о). В нормальном режиме все выключатели и разъединители, указанные на схеме, включены. К достоинствам схемы относится сохранение в работе всех присоединений при повреждении или ремонте системы шин. Очевидно, что схема с двумя выключателями на присоединение значительно дороже других вариантов исполнения, поэтому она применяется в наиболее ответственных точках энергосистемы, требующих повышенной надежности, на напряжении 220 кВ и выше. На подстанциях такого типа трансформаторы или автотрансформаторы (не более одного на секцию) могут подключаться на секцию без выключателя, что обеспечивает определенное удешевление объекта (рис. 2,6). При двух транзитных линиях и двух автотрансформаторах такая схема получила наименование «четырехугольника» или «квадрата» (рис. 2, в).

Рис. 2. Двойная система шин с двумя выключателями на присоединение:
а — с выключателями в цепи каждого присоединения; б — без выключателей в цепи автотрансформаторов; в — четырехугольник; А1. А2 — первая и вторая системы шин

Рис. 3. Двойная система шин с тремя выключателями на два присоединения («полуторная» схема)

Рис. 4. Двойная система шин с фиксированным распределением элементов с одним выключателем на присоединение
Схема с двумя системами шин и тремя выключателями на два присоединения («полуторная»). На рис. 3
приведена такая схема с тремя полями, девятью выключателями и шестью присоединениями. В нормальном режиме все выключатели и разъединители, указанные на схеме, включены. Схема относительно дорогая, но обладает повышенной надежностью и применяется на крупных электростанциях. Как и в предыдущей схеме, при погашении одной из систем шин ни одно из присоединений не обесточивается, не нарушается связь данной подстанции с энергосистемой.
Во всех рассмотренных схемах каждое присоединение, а при числе выключателей на присоединение более одного — каждый выключатель, жестко зафиксированы за данной системой шин. Перевод его на другую секцию без изменения монтажа первичной схемы невозможен.

Подробная информация

Аппаратура

В качестве выключателей вводов и секционного применены стационарные и выдвижные автоматические выключатели серии ВА55 и ВА56 с электромагнитным приводом и независимым расцепителем. Для обеспече- ния видимого разрыва при обслуживании НКУ применены разъединители серии РЕ. Сигнальная, указательная аппаратура и переключатели расположены на дверях шкафа.

Конструкция

По конструкции НКУ ввода разработаны с учетом их использования в т.ч. в щитах модульной конструкции, которые построены на базе унифицированных каркасов, применяемых в щитах открытого и защищенного исполнений. Это обстоятельство позволяет НКУ ввода с АВР встраивать в открытые щиты с сохранением дверей, на которых устанавливаются измерительные приборы и светосигнальная аппаратура.

Высота шкафов зависит от способа установки сборных шин щита. Сборные шины могут устанавливаться как внутри – в верхней части щита, так и снаружи – над шкафами. В первом случае высота шкафа составляет 2200 мм, во втором случае 2000 или 2200 мм. Однако при первом варианте крепления сборных шин величина ударного тока короткого замыкания не должна превышать 30 кА. При токах короткого замыкания свыше 30 кА, сборные шины устанавливаются только над щитом.

Ширина и глубина НКУ ввода зависят от вида обслуживания, типа автоматических выключателей по виду присоединения и способа подвода питания. При одностороннем обслуживании и подводе питания кабелем снизу, шинами сбоку или сзади, глубина НКУ составляет 600 мм. При подводе питания кабелем сверху глубина щитов равна 800 мм.

При двухстороннем обслуживании НКУ имеют глубину 800 мм и могут изготавливаться со стационарными и выдвижными выключателями. Так как стационарный выключатель предполагает наличие рубильника м/у выключателем и сборными шинами, то ширина таких НКУ значительно возрастает по сравнению с вариантом применения выдвижного выключателя. Значительно увеличивает ширину НКУ ввода так же подвод питания сбоку.

Щит с двумя рабочими вводами комплектуется двумя НКУ ввода и одним НКУ секционирования. Щит с двумя рабочими вводами и одним резервным вводом дополнительно имеет в своем составе НКУ резервного вода от ДЭС.

Исполнения по виду обслуживания:

• односторонние глубиной 600 мм;
• односторонние глубиной 800 мм;
• двухсторонние глубиной 800 мм, предназначенные для встройки в двухрядные щиты.

Степень защиты щита – IP41, IP54 — для встройки в щиты защищенные, IP00 –для встройки в щиты открытые.

Структура типового обозначения серий Ш8330

Исполнения шкафов в серии НКУ Ш8330

Опросный лист

Производственный комплекс проводит полный цикл работ от проектирования и конструирования до производства, сборки, поставки и монтажа электрощитового оборудования самого высокого качества с последующим сервисным обслуживанием на объектах энергосистем.

ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ МАЛОЙ ЭНЕРГЕТИКИ
Особенности выполнения АВР в узлах нагрузки

Анатолий Беляев,
к.т.н., зам. начальника ИТУ РЗА и АСУ Э
Валерий Широков,
главный специалист отдела РЗА Специализированного управления «Леноргэнергогаз» – филиала ОАО «Оргэнергогаз»,
г. Санкт-Петербург

Обычно с целью обеспечения надежности всю систему электроснабжения объекта делят на две независимые части (подсистемы), каждая из которых питается от своего независимого источника. Подсистемы взаимно резервируются на разных ступенях напряжения с помощью устройств автоматического включения резерва (АВР).

Ответственных потребителей одного назначения также разделяют на две независимые группы, которые подключают к разным подсистемам и снабжают устройствами АВР. Надежность электроснабжения обеспечивается за счет того, что в случае погашения одной из подсистем и отказа или неуспешной работы АВР между подсистемами (КЗ на шинах) напряжение в другой подсистеме сохраняется и технологический процесс не нарушается, так как сработает АВР ответственных электроприемников.

Согласно ПУЭ [1] две секции электростанции можно рассматривать как независимые источники питания двух независимых подсистем электроснабжения объекта, которые могут работать в двух режимах – параллельной или раздельной работы.

РЕЖИМ ПАРАЛЛЕЛЬНОЙ РАБОТЫ ПОДСИСТЕМ

Секционный выключатель на электростанции включен. Каждая секция электростанции получает питание от своих генераторов, а при параллельной работе с энергосистемой – также от одного из вводов от энергосистемы.

Преимущества режима: токи КЗ в сети больше, чем при раздельной работе подсистем, соответственно больше и зона действия, и чувствительность быстродействующих защит. Напряжения в обеих подсистемах синхронны, поэтому оперативные переключения в сети можно выполнять без перерыва в питании.

Недостаток режима: КЗ в одной из подсистем вызывают посадки напряжения и в другой подсистеме.

Устройство АВР на секционном выключателе в этих режимах не требуется, за исключением ремонтного режима, когда генераторы электростанции отключены, а подсистемы получают питание от своих вводов от энергосистемы.

Если на электростанции имеется ввод от энергосистемы, то в ряде случаев целесообразно держать его в резерве и выполнить АВР на выключателе этого ввода. Такая необходимость может возникать при низкой надежности внешнего электроснабжения, например из-за неблагоприятных климатических условий. Известны случаи, когда в северных районах линии 110 кВ отключались несколько десятков раз в месяц: в зимнее время при сильных ветрах из-за схлестывания и обрыва проводов и шлейфов проводов, а в летнее – из-за ударов молнии.

РЕЖИМ РАЗДЕЛЬНОЙ РАБОТЫ ПОДСИСТЕМ

Секционный выключатель на электростанции отключен. Каждая секция электростанции получает питание от своих генераторов, а при параллельной работе с энергосистемой – также от одного или двух вводов от энергосистемы. Возможны решения, когда одна из секций получает питание от энергосистемы, а другая – от генераторов электростанции.

Преимущество режима: КЗ в одной из подсистем не вызывают посадок напряжения в другой подсистеме.

Недостатки режима: меньшие по сравнению с режимом параллельной работы токи КЗ в сети, меньшая чувствительность и зона действия быстродействующих защит. При малой мощности генераторов они могут оказаться нечувствительными, из-за чего затягивается время отключения КЗ (вместо основных быстродействующих защит будут работать максимальные токовые) и увеличивается вероятность выхода генераторов из синхронизма. В сетях с маломощными генераторами могут возникать проблемы с обеспечением селективности действия защит. Из-за несинхронных напряжений в обеих подсистемах оперативные переключения в сети приходится выполнять с перерывом в питании.

В этом режиме устройство АВР на секционном выключателе должно быть введено в работу.

Однако исполнение АВР на электростанции, а также на прилегающей подстанции энергосистемы существенно отличается от обычных АВР на распределительных подстанциях.

АВР НА ПРИЛЕГАЮЩЕЙ ПОДСТАНЦИИ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ

Главное отличие АВР в этих электроустановках от АВР на подстанциях распределительных сетей заключается в необходимости контроля встречного напряжения на потерявших питание шинах. Например, на прилегающей подстанции энергосистемы (рис. 1) отключается выключатель Q5 действием дифзащиты трансформатора. Типовая схема АВР немедленно включает секционный выключатель Q7. Если при этом были включены выключатели Q1 и Q4, то возникает опасность несинхронного включения генераторов из-за возможного расхождения угла между векторами напряжений энергосистемы и электростанции за время перерыва в питании секции.

Рис. 1. Схема электростанции и прилегающей подстанции энергосистемы

Структурная схема АВР для прилегающей подстанции энергосистемы приведена на рис. 2.

Рис. 2. Схема электростанции и прилегающей подстанции энергосистемы

Для предотвращения несинхронного включения, в схему АВР перед включением секционного выключателя вводится контроль встречного напряжения на секции (со стороны подключенных генераторов), осуществляемый после некоторой выдержки времени (0,3–0,5 с). Эта выдержка необходима для того, чтобы напряжение, которое в момент трехфазного КЗ снизилось до нуля, успело вырасти до значения, при котором реле контроля встречного напряжения запретит АВР (учитывается инерционность действия регуляторов возбуждения генераторов).

При наличии контроля встречного напряжения (ожидания снижения напряжения) приходится применять специальный орган однократности действия АВР, поскольку типовая схема однократности может вывести АВР из действия раньше, чем реле контроля встречного напряжения разрешит включение выключателя резервного питания.

АВР НА ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ

Ситуация, аналогичная описанной выше, возникает и на самой электростанции, когда выключатель Q1 отключился от защит при КЗ на линии связи с энергосистемой и АВР включает секционный выключатель.

Структурная схема АВР для применения на электростанции приведена на рис. 3.

Рис. 3. Структурная схема АВР на электростанции: а) поясняющая схема, б) блок-схема АВР.

Устройство АВР выполнено универсальным, оно может быть введено в работу при остановленных генераторах (питание только от энергосистемы), при работающих генераторах на обеих секциях, или в случае, когда одна из секций получает питание от энергосистемы, а другая – от генераторов, или когда генераторы одной или двух секций работают параллельно с энергосистемой.

В схеме АВР использованы, кроме вспомогательных контактов выключателей Q1 и Q2, вспомогательные контакты выключателей генераторов G1(3) и G2(4). Контроль отсутствия встречного напряжения в этой схеме позволяет предотвратить несинхронное включение в случае отказов разветвленных вторичных цепей или при ошибочных действиях обслуживающего персонала.

Для предотвращения неполнофазного режима работы при обрыве одной из фаз питающей линии электропередачи введен пуск АВР по напряжению обратной последовательности U ₂. Для предотвращения ложного пуска АВР при перегорании предохранителя со стороны ВН одной из фаз ТН, пуск осуществляется от двух органов напряжения обратной последовательности, один из которых контролирует наличие U ₂ на шинах секции, а другой – до вводного выключателя секции (рис. 3). При этом контролируется также наличие нормального напряжения и отсутствие напряжения U ₂ на смежной секции (резервном источнике питания).

МНОГОСТОРОННЕЕ АВР

В настоящее время получает распространение многосторонний АВР, который обеспечивает резервирование при любых режимах работы подсистем и внешних вводов от энергосистемы. Решение о том, в каких режимах работать, принимает оперативный персонал, исходя из текущих местных условий, которые могут существенно изменяться в зависимости от состояния и надежности оборудования, погодных условий, времени года, при выводе в ремонт оборудования и т.д.

Переключатель АВР имеет 5 положений: «Отключено», АВР СВ; АВР В1; АВР В2; АВР В1, 2.

«Отключено»: АВР отключен. Этот режим используется при параллельной работе подсистем, когда секционный выключатель включен и секции получают питание от генераторов или от энергосистемы и генераторов, работающих параллельно.

АВР СВ : АВР действует на включение секционного выключателя (рис. 4 а–г). Этот режим используется при раздельной работе подсистем, когда секционный выключатель отключен и каждая из секций получает питание от генераторов или от энергосистемы, или от того и другого параллельно.
Положения В1, В2, В1,2 используются при автономной работе электростанции, когда один или два ввода от энергосистемы находятся в резерве.

Рис. 4. Поясняющие схемы к многостороннему АВР

АВР В1: АВР действует на включение ввода 1. Если секционный выключатель был включен, то АВР восстанавливает питание всего распредустройства, а если отключен – то только первой секции (рис. 4д).

АВР В2: АВР действует на включение ввода 2. Если секционный выключатель был включен, то АВР восстанавливает питание всего распредустройства, а если отключен – то только второй секции (рис. 4е).

АВР В1, 2: оба ввода от энергосистемы отключены и находятся в состоянии дежурства. Если шины потеряли питание, а секционный выключатель был включен, то АВР действует на включение того ввода, на котором имеется напряжение (при наличии напряжения на двух вводах они включаются с отключением секционного выключателя). Если секционный выключатель был отключен, то АВР действует на включение вводного выключателя потерявшей питание секции (рис. 4ж, з).

Логика такого АВР отработана на физических моделях защиты и автоматики подстанций и электростанций (фото 1), реализована в терминалах серий SEPAM 80 и БМРЗ ввода, трансформатора напряжения, секционного выключателя, генераторов и внедрена на ряде действующих объектов. Эти терминалы адаптированы для применения на электростанциях малой энергетики. Разумеется, в них учтены и другие особенности, характерные для подобных объектов [2]. Например, предусмотрена автоматика быстрой разгрузки генераторов, дифференциальная защита шин, делительная автоматика, АЛАР, АЧР и др. Намечено проведение аналогичных работ и для терминалов серий ТОР и «Сириус».

Фото 1. Фрагмент испытательного стенда по отработке алгоритмического обеспечения и файлов конфигурации терминалов РЗА

Напряжение срабатывания реле минимального напряжения пускового органа АВР принимают из условия:

где U Н – номинальное напряжение шин, В;
n Н – коэффициент трансформации трансформатора напряжения.

Напряжение срабатывания реле контроля напряжения на смежной секции принимают из условия:

Время срабатывания пускового органа АВР по напряжению принимается, во-первых, на ступень селективности больше времени действия тех защит, КЗ в зоне действия которых вызывает срабатывание пусковых реле напряжения АВР, и во-вторых, на ступень больше времени АПВ питающих линий и АВР источников питания.

Заметим, что иногда пусковой орган АВР по напряжению ошибочно называют защитой минимального напряжения. Но, как видно из изложенного выше, эти два устройства существенно отличаются друг от друга по назначению, схеме выполнения и уставкам срабатывания. Поэтому называть пусковой орган АВР по напряжению защитой минимального напряжения нельзя.

Уставка срабатывания пускового органа АВР по напряжению обратной последовательности U ₂ и контроля отсутствия U ₂ на резервном источнике принимается 8–12 В (фазных вторичных) из условия несрабатывания из-за гармонических составляющих в кривой напряжения, особенно второй и пятой. При применении цифровых терминалов необходимо проверить, в каких единицах вводится эта уставка. В ряде случаев она вводится в линейных первичных величинах, тогда ее следует умножить на коэффициент трансформации ТН и . Время срабатывания пускового органа АВР по U ₂ принимается по условию отстройки от аварийных режимов, ликвидируемых устройствами РЗА, особенно в питающей сети 110–220 кВ. Обычно оно находится в диапазоне от 5 до 9 с.

Для разгрузки потерявшей питание секции перед АВР и предотвращения опасного наброса нагрузки на работающие генераторы «здоровой» секции должны применяться устройства защиты минимального напряжения первой ступени и автоматика быстрой разгрузки с действием на отключение неответственных (а иногда и части ответственных) электроприемников как на стороне 10 кВ, так и на стороне 0,4 кВ [3].

ВЫВОДЫ

1. Выполнение устройств АВР на электростанциях малой энергетики и прилегающих подстанциях энергосистем существенно отличается от типовых решений, принятых на подстанциях электрических сетей.
2. Предложены, проверены на физических моделях и реализованы на объектах специализированные алгоритмы АВР, учитывающие особенности режимов, возникающих при применении малых электростанций.

ЛИТЕРАТУРА

© ЗАО «Новости Электротехники»
Использование материалов сайта возможно только с письменного разрешения редакции
При цитировании материалов гиперссылка на сайт с указанием автора обязательна

Комплектация базового блока АВР

Базовый блок АВР оснащен световыми индикаторами режимов работы. Опционально блок можно оснастить:

• сенсорной панелью оператора для возможности проведения настройки системы непосредственно обслуживающим персоналом заказчика, смены режимов работы и т.п.

• модулями связи для интеграции блока в диспетчеризацию инженерных систем по стандартным промышленным протоколам.

Система АВР может поставляться совместно с силовыми распределительными шкафами, выполненными по схемам заказчика.

Описание микропроцессорного устройства защиты и автоматики секционного (шиносоединительного) выключателя 110 — 220 кВ Сириус-3-СВ:

Устройство микропроцессорной защиты Сириус-3-СВ предназначено для защиты, автоматики и управления секционным (шиносоединительным) выключателем 110-220 кВ в сетях эффективнозаземленной нейтралью. Содержит ступенчатые токовые защиты и функции автоматики – АВР, АПВ, УРОВ и др.

Устройство предназначено для использования на секционных (СВ) и шиносоединительных (ШСВ) выключателях различных схем распределительных устройств подстанций и станций 110-220 кВ, за исключением выключателей, которые могут выполнять функции обходного.

Функции автоматики, предусмотренные в данном устройстве, позволяют использовать его на подстанциях, расположенных на ответвлениях от линий, и транзитных подстанциях распределительных сетей 110 кВ с организацией АПВ, АВР и делительной автоматики минимального напряжения.

Также устройство может использоваться на линейном выключателе. В этом случае контроль напряжения на линии производится с помощью шкафа отбора напряжения (ШОН).

Устройство имеет специальное исполнение «И4», обеспечивающее наиболее полный функционал при построении «цифровых подстанций» и развертывании «Smart Grid».

Критерии необходимости применения устройств АВР

Целесообразность применения устройства АВР обусловлена категорией надежности электроснабжения электроприёмника. Рекомендации по критериям определения категории электроприёмников указаны в ПУЭ п.1.2.18-1.2.21

Электроприёмники разделяются на три категории обеспечения надежности:

Электроприёмники первой категории – в нормальном режиме обеспечиваются электроэнергией от двух независимых взаимно резервирующих источников питания. Перерыв электропитания данных электроприёмников допущен лишь на время переключения АВР. В качестве второго источника питания допускается применение местной генерирующей электростанции.

Электроприёмники второй категории – в нормальном режиме также обеспечиваются электроэнергией от двух независимых взаимно резервирующих источников питания. Перерыв электропитания допущен лишь на время действий обслуживающего персонала.

Электроприёмники третьей категории – в нормальном режиме обеспечиваются электроэнергией от одного источника питания. Время восстановления для данной категории не более 1 суток.

Кроме трех основных категорий для электроприёмников первой категории дополнительно выделяют особую группу и особо сложную группу, для которой кроме двух независимых источников питания предусматривается дополнительные источники питания.

В соответствии с рекомендациями, указанными в ПУЭ, применения АВР целесообразно для потребителей:

• первой категории электроприёмников;
• первой особо категории электроприёмников;
• первой особо сложной категории электроприёмников.

• Астрономия
• Биология
• Биотехнологии
• География
• Государство
• Демография
• Журналистика и СМИ
• История
• Лингвистика
• Литература
• Маркетинг
• Менеджмент
• Механика
• Науковедение
• Образование
• Охрана труда
• Педагогика
• Политика
• Право
• Психология
• Социология
• Физика
• Химия
• Экология
• Электроника
• Электротехника
• Энергетика
• Юриспруденция
• Этика и деловое общение

Строительство Две системы сборных шин с обходной

Секционированная система сборных шин с обходной

Обходная система шин позволяет на время ремонта выключателя какого-либо присоединœения заменить его обходным выключателœем.

Применяется на напряжениях 110 – 500 кВ. ОВ позволяет без перерыва питания вывести в ремонт выключатель любого присоединœения. ШСВ (шиносоединительный выключатель) – без перерыва питания переводить присоединœения с одной системы шин на другую и выводить в ремонт одну из СШ.

1. При КЗ на одной системе шин теряется только половина присоединœений.

2. При выводе в ремонт одной системы шин питание присоединœений переводится на вторую без перерыва питания.

3. В случае если требуется вывод в ремонт выключателя одного из присоединœений, его заменяют обходным без перерыва питания.

1. При КЗ на линии и отказе ее выключателя должно сработать УРОВ (устройство резервирования отказа выключателя) и отключить всœе выключатели той системы шин, к которой подключено поврежденное присоединœение.

2. При КЗ на одной из СШ теряется половина присоединœений, а если при этом произошел отказ ШСВ, то теряются всœе присоединœения.

Полуторная схема сборных шин

Схема еще носит название “3/2” – 3 выключателя на 2 присоединœения.

а) полуторная схема сборных шин без чередования присоединœений

1. При КЗ на одной из СШ отключаются выключатели 1-го или 3-го ряда, а всœе присоединœения остаются в работе.

2. При выводе в ремонт I или II СШ не требуется сложных переключений. Необходимо отключить выключатели 1-го или 3-го ряда.

3. При КЗ на линии отключаются 2 её выключателя и в случае отказа одного из них либо гасится система шин без потери присоединœений, либо теряется одна линия или один генератор.

4. При ремонте одной из СШ и КЗ на другой потери питания присоединœений не происходит. При этом блоки выделяются каждый на свою линию.

1. Дороже, чем всœе предыдущие схемы, т.к. содержит в полтора раза больше выключателœей.

2. Большие эксплуатационные расходы за счет большого объема ремонтных работ, так как при каждом отключении присоединœения отключаются 2 выключателя – большой износ выключателœей.

3. В случае если в ремонте находится один из выключателœей 1-го или 3-го ряда и возникло КЗ на одном из присоединœений, то теряем второе присоединœение этого поля.

4. Большая сложность релœейной защиты.

б) полуторная схема с чередованием присоединœений

Преимущество данной схемы перед предыдущей состоит в том, что при ремонтах выключателœей 2-го ряда и при отказе выключателœей 1-го или 3-го ряда при КЗ на линии количество потерь блока будет в 2 раза меньше. При отказе выключателя произойдет погашение системы шин и потеря присоединœения, выключатель которого ремонтируется. При этом, поврежденная линия может быть отключена разъединителœем и питание системы шин вместе с потерянным присоединœением восстановлено.

В случае если в схеме количество цепочек выключателœей будет больше 5, то шины рекомендуется секционировать выключателœем.

Благодаря высокой надежности и гибкости схема находит широкое применение в распредустройствах (РУ) 330 – 750 кВ на мощных электростанциях.

На узловых подстанциях такая схема применяется при числе присоединœений восœемь и более. При меньшем числе присоединœений линии включаются в цепочки из трех выключателœей, а трансформаторы присоединяются к шинам без выключателœей, образую блок трансформатор – шины.

Схема с двумя системами шин и четырьмя выключателями на три присоединœения (схема 4/3)

Схема наиболее эффективна, если число линий в 2 раза меньше или больше числа источников.

Имеет всœе достоинства полуторной схемы, а кроме того:

1. Более экономична (1,33 выключателя на присоединœение вместо 1,5);

2. Секционирование сборных шин требуется при числе присоединœений 15 и более;

3. Надежность схемы практически не снижается, если в цепочке будут присоединœены две линии и один трансформатор вместо одной линии и дух трансформаторов.

1. Все недостатки, которые присущи схеме 3/2;

2. По причине того, что в этой схеме выключателœей среднего ряда в 2 раза больше, чем в схеме 3/2, то при отказах этих выключателœей вероятность потери второго присоединœения будет выше.

Схема может выполняться с 1, 2, 3 или 4-х рядным расположением выключателœей. Наиболее удачным является двухрядное расположение выключателœей:

LR ставятся для компенсации емкостного тока, генерируемого ЛЭП на 500 кВ и выше.