Основное оборудования ГЭС

Содержание

Введение……………………………………………………………………………......3

Введение

1. Классификация  гидроэлектростанций

Гидроэлектростанция (ГЭС) — комплекс сооружений и оборудования, посредством которых энергия потока воды преобразуется в электрическую энергию. ГЭС состоит из последовательной цепи гидротехнических сооружений, обеспечивающих необходимую концентрацию потока воды и создание напора, и энергетического оборудования, преобразующего энергию движущейся под напором воды в механическую энергию вращения, которая, в свою очередь, преобразуется в электрическую энергию.

Напор ГЭС создается  концентрацией падения реки на используемом участке плотиной (рис. 1), либо деривацией (рис. 2), либо плотиной и деривацией совместно (рис. 3).

Рисунок 1. Схема концентрации падения реки плотиной: ВБ – верхний  Бьеф; НБ – нижний бьеф; Н_б – напор брутто.

Рисунок 2. Схема концентрации падения реки деривацией (подводящей): ВБ – верхний бьеф; НБ – нижний бьеф; Н_б – напор брутто.

Рисунок 3. Смешанная схема  концентрации падения реки плотиной и деривацией: ВБ – верхний бьеф; НБ – нижний бьеф; Н_б – напор брутто.

Основное энергетическое оборудование ГЭС размещается в здании ГЭС: в машинном зале электростанции — гидроагрегаты, вспомогательное оборудование, устройства автоматического управления и контроля; в центральном посту управления — пульт оператора-диспетчера или автооператор гидроэлектростанции. Повышающая трансформаторная подстанция размещается как внутри здания ГЭС, так и в отдельных зданиях или на открытых площадках. Распределительные устройства зачастую располагаются на открытой площадке. Здание ГЭС может быть разделено на секции с одним или несколькими агрегатами и вспомогательным оборудованием, отделённые от смежных частей здания. При здании ГЭС или внутри него создаётся монтажная площадка для сборки и ремонта различного оборудования и для вспомогательных операций по обслуживанию ГЭС.

В состав сооружений русловой ГЭС, кроме  плотины, входят здание ГЭС и водосбросные сооружения (рис. 4). Состав гидротехнических сооружений зависит от высоты напора и установленной мощности. У русловой ГЭС здание с размещенными в нём гидроагрегатами служит продолжением плотины и вместе с ней создаёт напорный фронт. При этом с одной стороны к зданию ГЭС примыкает верхний бьеф, а с другой — нижний бьеф. Подводящие спиральные камеры гидротурбин своими входными сечениями закладываются под уровнем верхнего бьефа, выходные же сечения отсасывающих труб погружены под уровнем нижнего бьефа.

В соответствии с назначением гидроузла  в его состав могут входить  судоходные шлюзы или судоподъёмник, рыбопропускные сооружения, водозаборные сооружения для ирригации и водоснабжения. В русловых ГЭС иногда единственным сооружением, пропускающим воду, является здание ГЭС.

Рисунок 4. Разрез здания Волжской ГЭС имени 22-го съезда КПСС: 1 - водопри-ёмник; 2 - камера турбины; 3 - гидро-турбина; 4 - гидрогенератор; 5 - отсасы-вающая труба; 6 - распределительные устройства (электрические); 7 - транс-форматор; 8 - портальные краны; 9 - кран машинного зала; 10  - донный во-досброс; НПУ – нормальный подпорный уровень, м; УНБ - уровень нижнего бьефа, м.

В этих случаях полезно используемая вода последовательно проходит входное сечение с мусорозадерживающими решётками, спиральную камеру, гидротурбину, отсасывающую трубу, а по специальным водоводам между соседними турбинными камерами производится сброс паводковых расходов реки. Для русловых ГЭС характерны напоры до 30—40 м к простейшим русловым ГЭС относятся также ранее строившиеся сельские ГЭС небольшой мощности. На крупных равнинных реках основное русло перекрывается земляной плотиной, к которой примыкает бетонная водосливная плотина и сооружается здание ГЭС. При более высоких напорах оказывается нецелесообразным передавать на здание ГЭС гидростатичное давление воды. В этом случае применяется тип плотиной ГЭС, у которой напорный фронт на всём протяжении перекрывается плотиной, а здание ГЭС располагается за плотиной, примыкает к нижнему бьефу (рис. 5).

Рисунок 5. План Саянского  гидроузла.

В состав гидравлической трассы между верхним и нижним бьефом ГЭС такого типа входят глубинный водоприёмник с мусорозадерживающей решёткой, турбинный водовод, спиральная камера, гидротурбина, отсасывающая труба. В качестве дополнительных сооружений в состав узла могут входить судоходные сооружения и рыбоходы, а также дополнительные водосбросы.

Другой вид компоновки приплотинных ГЭС, соответствующий  горным условиям, при сравнительно малых расходах реки, характерен для Нурекской ГЭС на реке Вахш (Средняя Азия), проектной мощностью 2700 МВт. Здание ГЭС открытого типа располагается ниже плотины, вода подводится к турбинам по одному или нескольким напорным туннелям. Иногда здание ГЭС размещают ближе к верхнему бьефу в подземной (подземная ГЭС) выемке. Такая компоновка целесообразна при наличии скальных оснований, особенно при земляных или набросных плотинах, имеющих значительную ширину. Сброс паводковых расходов производится через водосбросные туннели или через открытые береговые водосбросы.

В деривационных ГЭС  концентрация падения реки создаётся посредством деривации; вода в начале используемого участка реки отводится из речного русла водоводом, с уклоном, значительно меньшим, чем средний уклон реки на этом участке и со спрямлением изгибов и поворотов русла. Конец деривации подводят к месту расположения здания ГЭС. Отработанная вода либо возвращается в реку, либо подводится к следующей деривационной ГЭС. Деривация выгодна тогда, когда уклон реки велик. Деривационная схема концентрации напора в чистом виде (бесплотинный водозабор или с низкой водозаборной плотиной) на практике приводит к тому, что из реки забирается лишь небольшая часть её стока. В других случаях в начале деривации на реке сооружается более высокая плотина и создаётся водохранилище; такая схема концентрации падения называется смешанной, т. к. используются оба принципа создания напора. Иногда, в зависимости от местных условий, здание ГЭС выгоднее располагать на некотором расстоянии от конца используемого участка реки вверх по течению; деривация разделяется по отношению к зданию ГЭС на подводящую и отводящую. В ряде случаев с помощью деривации производится переброска стока реки в соседнюю реку, имеющую более низкие отметки русла.

На ГЭС с напорной деривацией водовод (туннель, металлическая, деревянная или железобетонная труба) прокладывается с несколько большим продольным уклоном, чем при безнапорной деривации. Применение напорной подводящей деривации обусловливается изменяемостью горизонта воды в верхнем бьефе, из-за чего в процессе эксплуатации изменяется и внутренний напор деривации. В состав сооружений ГЭС этого типа входят: плотина, водозаборный узел, деривация с напорным водоводом, станционный узел ГЭС с уравнительным резервуаром и турбинными водоводами, отводящая деривация в виде канала или туннеля (при подземной ГЭС).

ГЭС с напорной отводящей  деривацией применяется в условиях значительных изменений уровня воды в реке в месте выхода отводящей деривации или по экономическим соображениям. В этом случае необходимо сооружение уравнительного резервуара (в начале отводящей деривации) для выравнивания неустановившегося потока воды в реке.

Особое место среди  ГЭС занимают гидроаккумулирующие  электростанции (ГАЭС) и приливные электростанции (ПЭС). Сооружение ГАЭС обусловлено ростом потребности в пиковой мощности в крупных энергетических системах, что и определяет генераторную мощность, требующуюся для покрытия пиковых нагрузок. Способность ГАЭС аккумулировать энергию основана на том, что свободная в энергосистеме в некоторый период времени (провала графика потребности) электрическая энергия используется агрегатами ГАЭС, которые, работая в режиме насоса, нагнетают воду из водохранилища в верхний аккумулирующий бассейн. В период пиков нагрузки аккумулированная таким образом энергия возвращается в энергосистему (вода из верхнего бассейна поступает в напорный трубопровод и вращает гидроагрегаты, работающие в режиме генератора тока). Мощность отдельных ГАЭС с такими обратимыми гидроагрегатами достигает 1620 МВт (Корнуолл, США).

ПЭС преобразуют энергию  морских приливов в электрическую. Электроэнергия приливных ГЭС в силу некоторых особенностей, связанных с периодичным характером приливов и отливов, может быть использована в энергосистемах лишь совместно с энергией регулирующих электростанций, которые восполняют провалы мощности приливных электростанций в течение суток или месяцев. В 1967 во Франции было завершено строительство крупной ПЭС на реке Ране (24 агрегата общей мощностью 240 МВт). В СССР в 1968 в Кислой Губе (Кольский п-ов) вступила в строй первая опытная ПЭС мощностью 0,4 МВт, на которой ныне проводятся экспериментальные работы для будущего строительства ПЭС.

По характеру использования воды и условиям работы различают ГЭС на бытовом стоке без регулирования, с суточным, недельным, сезонным (годовым) и многолетним регулированием. Отдельные ГЭС или каскады ГЭС, как правило, работают в системе совместно с конденсационными электростанциями (КЭС), теплоэлектроцентралями (ТЭЦ), атомными электростанциями (АЭС), газотурбинными установками (ГТУ), причём в зависимости от характера участия в покрытии графика нагрузки энергосистемы ГЭС могут быть базисными, полупиковыми и пиковыми.

Важнейшая особенность гидроэнергетических ресурсов по сравнению с топливно-энергетическими ресурсами — их непрерывная возобновляемость. Отсутствие потребности в топливе для ГЭС определяет низкую себестоимость вырабатываемой на ГЭС электроэнергии. Поэтому сооружению ГЭС, несмотря на значительные, удельные капиталовложения на 1 кВт установленной мощности и продолжительные сроки строительства, придавалось и придаётся большое значение, особенно когда это связано с размещением электроёмких производств [1].

2. Классификация гидроэлектростанций

Гидроэлектрические станции  разделяются в зависимости от вырабатываемой мощности:

• мощные — вырабатывают от 25 МВТ и выше;
• средние — до 25 МВт;
• малые гидроэлектростанции — до 5 МВт.

Мощность ГЭС зависит  от напора и расхода воды, а также от КПД используемых турбин и генераторов. Из-за того, что по природным законам уровень воды постоянно меняется, в зависимости от сезона, а также еще по ряду причин, в качестве выражения мощности гидроэлектрической станции принято брать цикличную мощность. К примеру, различают годичный, месячный, недельный или суточный циклы работы гидроэлектростанции.

Гидроэлектростанции также  делятся в зависимости от максимального  использования напора воды:

• высоконапорные — более 60 м;
• средненапорные — от 25 м;
• низконапорные — от 3 до 25 м.

В зависимости от напора воды, в гидроэлектростанциях применяются  различные виды турбин. Для высоконапорных — ковшовые и радиально-осевые турбины  с металлическими спиральными камерами. На средненапорных ГЭС устанавливаются  поворотнолопастные и радиально-осевые турбины, на низконапорных — поворотнолопастные турбины в железобетонных камерах. Принцип работы всех видов турбин схож — вода, находящаяся под давлением (напор воды) поступает на лопасти турбины, которые начинают вращаться. Механическая энергия, таким образом, передается на гидрогенератор, который и вырабатывает электроэнергию. Турбины отличаются некоторыми техническими характеристиками, а также камерами — стальными или железобетонными, и рассчитаны на различный напор воды.

Гидроэлектростанции также разделяются в зависимости от принципа использования природных ресурсов, и, соответственно, образующейся концентрации воды. Здесь можно выделить следующие ГЭС:

• русловые и приплотинные ГЭС. Это наиболее распространенные виды гидроэлектрических станций. Напор воды в них создается посредством установки плотины, полностью перегораживающей реку, или поднимающей уровень воды в ней на необходимую отметку. Такие гидроэлектростанции строят на многоводных равнинных реках, а также на горных реках, в местах, где русло реки более узкое, сжатое.
• плотинные ГЭС. Строятся при более высоких напорах воды. В этом случае река полностью перегораживается плотиной, а само здание ГЭС располагается за плотиной, в нижней её части. Вода, в этом случае, подводится к турбинам через специальные напорные тоннели, а не непосредственно, как в русловых ГЭС.
• деривационные гидроэлектростанции. Такие электростанции строят в тех местах, где велик уклон реки. Необходимая концентрация воды в ГЭС такого типа создается посредством деривации. Вода отводится из речного русла через специальные водоотводы. Последние — спрямлены, и их уклон значительно меньший, нежели средний уклон реки. В итоге вода подводится непосредственно к зданию ГЭС. Деривационные ГЭС могут быть разного вида — безнапорные или с напорной деривацией. В случае с напорной деривацией, водовод прокладывается с большим продольным уклоном. В другом случае в начале деривации на реке создается более высокая плотина, и создается водохранилище — такая схема еще называется смешанной деривацией, так как используются оба метода создания необходимой концентрации воды.
• гидроаккумулирующие электростанции. Такие ГАЭС способны аккумулировать вырабатываемую электроэнергию, и пускать её в ход в моменты пиковых нагрузок. Принцип работы таких электростанций следующий: в определенные периоды (не пиковой нагрузки), агрегаты ГАЭС работают как насосы от внешних источников энергии и закачивают воду в специально оборудованные верхние бассейны. Когда возникает потребность, вода из них поступает в напорный трубопровод и приводит в действие турбины.

3. Основное оборудование ГЭС

Оборудование гидроэлектростаций по функциональному назначению делится на несколько групп.

Гидросиловое оборудование – это гидротурбины и гидрогенераторы (на ГАЭС – обратимые гидромашины и двигатель-генераторы).

Вспомогательное оборудование необходимо для обеспечения работы гидросилового оборудования. К нему относятся системы технического водоснабжения, пневматического хозяйства, масляного хозяйства, осушения и т.п.

Механическое оборудование включает в себя затворы, сороудерживающие решетки, грузоподъемные механизмы, краны для обслуживания гидротурбин и гидрогенераторов.

Электротехническое оборудование – электрическая часть генераторов, повышающие трансформаторы, коммутационная аппаратура: шинные, воздушные и кабельные токопроводы, система релейной защиты, автоматики, телеуправления, связи.

Кроме этих главных видов оборудования для нормального функционирования ГЭС необходимо санитарно-техническое оборудование, обеспечивающее отопление, вентиляцию, пожаротушение, водоснабжение и канализацию.

Гидравлическая турбина (гидротурбина) – это двигатель, преобразующий энергию движущейся воды в механическую энергию вращения. Турбина служит приводом для электрического генератора (гидрогенератора). Роторы гидротурбины и гидрогенератора, как правило, посажены на единый вал, имеющий общую систему опор вращающихся частей. Такое объединение образует сложную машину, называемую гидроагрегатом.

В гидроэнергетике используется энергия воды, сконцентрированная при напорах от нескольких метров до 1500 – 2000 м. для работы в таком широком диапазоне напоров применяются различные системы турбин, отличающиеся формой рабочих органов. Эти системы входят в два класса, различающихся по использованию тех или иных компонентов гидравлической энергии: реактивные турбины используют энергию давления и скоростную энергию; активные – только скоростную энергию.

Названия системам реактивных турбин даны в соответствии с направлением потока по отношению к оси вращения рабочего колеса. Каждая турбина – это гидравлическое устройство с проточной частью, которая у реактивных турбин включает в себя подводящие органы (турбинную камеру, колонны статора, лопатки направляющего аппарата), рабочие органы (лопастную систему рабочего колеса) и отводящие органы (отсасывающую трубу). Турбина имеет невращающиеся и вращающиеся части. К невращающимся относятся закладные части (статор, облицовка камер) и часть рабочих механизмов (направляющий аппарат, крышка турбины, подшипник). Вращающиеся части – это рабочее колесо с валом (основной орган турбины).

Гидрогенератор – это электрическая машина, преобразующая механическую энергию вращения в электрическую.

На ГЭС применяются  в качестве генераторов синхронные машины трехфазного переменного  тока.

Вращающаяся часть простейшего генератора – ротор – представляет собой двухполюсный электромагнит, магнитное поле которого создается при протекании по обмотке возбуждения постоянного тока от независимого источника. Этот ток подается на ротор через неподвижные щетки, прижатые к вращающимся вместе с ротором контактным кольцам. На статоре размещена силовая обмотка, которая в простейшем случае состоит из одного витка.

Ротор, жестко связанный  с валом турбины, вращается с  постоянной частотой. За счет магнитного потока ротора в витке обмотки наводится переменная электродвижущая сила. Если к выводам обмотки статора подключить нагрузки, то по обмотке потечет ток, на выводах появится напряжение, которое также будет переменным, изменяющимся по синусоиде.

Основные конструктивные части гидрогенератора – ротор и статор. Обод ротора выполняется в виде металлического кольца с прикрепленными к нему полюсами. В гидрогенераторах полюсы расположены вплотную друг к другу и образуют сплошную наружную цилиндрическую поверхность.

Статор гидрогенератора состоит из сердечника и корпуса. Сердечник является магнитопроводом и представляет собой массивное стальное кольцо, собранное из тонких (до 0,5 мм) листов электротехнической стали. На внутренней поверхности кольца устроены пазы, в которых размещаются стержни силовой обмотки. Сердечник заключен в сварной металлический корпус, крепящийся к строительным конструкциям здания ГЭС. Для возможности перевозки статор крупных гидрогенераторов разделен на несколько (обычно шесть) сегментов, которые соединяются при монтаже.

Ротор – это самый крупный и тяжелый узел генератора, его диаметр может достигать 15 м, масса 1000 т и более. Ротор состоит из обода, полюсов, спиц и втулки. Обод представляет собой массивное кольцо, собранное из большого количества стальных сегментов толщиной 3 – 5 мм. На внешней поверхности обода устраиваются пазы, в которые вставляются и расклиниваются хвостовики металлических сердечников полюсов с надетыми на них катушками обмотки возбуждения. Внутренняя сторона обода соединяется сварными спицами с втулкой, представляющей собой крупную деталь, соединяющую ротор с валом.

Подпятник – наиболее сложный и ответственный узел механической части генератора. Он воспринимает и передает на конструкции здания ГЭС огромные усилия (достигающие нескольких тысяч тонн) от веса вращающихся частей гидроагрегата и давления воды на рабочее колесо турбины; при этом подпятник должен обеспечивать беспрепятственное вращение. Подпятник состоит из вращающегося стального диска (пяты), закрепленного на втулке ротора или вала и опирающегося на неподвижные сегменты. Между диском и сегментами происходит трение в условиях удельных нагрузок, достигающих 5 МПа. Сегменты шарнирно опираются на установочные винты, расположенные на дне масляной ванны, заполненной турбинным маслом. В процессе работы масло охлаждается холодной водой, протекающей через трубки маслоохладителей.

Подшипники передают на фундамент радиальные нагрузки от вала. Подшипник состоит из полированной стальной втулки и прижатых к ней сегментов, которые так же, как в подпятнике, залиты баббитом и помещены в охлаждаемую масляную ванну.

Тормоза необходимы для быстрой остановки гидроагрегата, вращающегося по инерции после отключения генератора и закрытия направляющего аппарата турбины. Система тормозов состоит из диска, укрепленного на роторе, и неподвижных тормозных цилиндров, работающих от сжатого до давления 0,8 МПа воздуха. При подаче воздуха в систему цилиндры прижимают к диску тормозные колодки.

При работе генератора происходит его нагревание, ограничивающее развитие мощности, поэтому для генератора предусматривается искусственное  охлаждение. Существует два вида охлаждения: воздушное (вентиляция) и непосредственное водяное. При воздушном охлаждении на роторе устанавливаются лопатки вентилятора, которые при вращении создают воздушный поток, циркулирующий вокруг активных частей генератора.

На особо мощных генераторах  применяется непосредственное водяное  охлаждение, при котором стержни обмоток статора, а иногда и ротора делаются полыми и через них пропускается охлаждаемая в теплообменниках дистиллированная вода.

В зданиях ГЭС и  водоприемниках затворы применяются  для перекрытия водопропускных отверстий  и регулирования пропускания расхода воды.

По функциональному  назначению можно выделить несколько  видов затворов.

Основные (рабочие) затворы предназначены для регулирования расходов. Они должны открываться и закрываться под напором, в потоке воды. Такие затворы устанавливаются на водосбросах зданий ГЭС совмещенного типа и водоприемниках головных узлов некоторых деривационных ГЭС.

Аварийные затворы применяются в случае аварии с основным затвором, при потере регулирования или повреждении турбины, разрыве водовода. Такие затворы закрываются в потоке под напором, открываются без напора, с предварительным выравниванием уровней перед затвором и за ним после устранения последствий аварии.

Ремонтные затворы устанавливают при выравненных уровнях воды перед затвором и за ним для перекрытия отверстий с последующим осушением водоводов при плановых ремонтах.

Для перекрытия высоких  отверстий используют секционные затворы, состоящие из отдельных секций, соединяемых сцепами при опускании затвора.

Различают стационарные затворы, постоянно находящиеся на отверстии, и инвентарные, хранящиеся в затворохранилище. Каждый инвентарный затвор обслуживает несколько отверстий и устанавливается при необходимости в любое из них передвижным краном.

4. Электрическое оборудование ГЭС

На состав и размещение электрического оборудования большое влияние оказывает главная схема электрических соединений, которая выбирается в зависимости от числа и мощности гидроагрегатов и должна обеспечивать надежность энергоснабжения, а также возможность вывода в ремонт части оборудования ГЭС.

На крупных многоагрегатных  ГЭС применяют блочные схемы, при которых генератор работает на отдельный повышающий трансформатор. На ГЭС с гидроагрегатами небольшой мощности применяют групповые схемы, при которых два или несколько генераторов выдают мощность на один трансформатор, образуя вместе с ним укрупненный электрический блок. От трансформатора ток повышенного напряжения подается на открытое распределительное устройство (ОРУ), от которого отходят линии электропередачи. К системе генераторного напряжения подключаются понижающие трансформаторы собственных нужд, от которого питаются потребители вспомогательных систем самой ГЭС.

Таким образом, электрооборудование  можно условно разделить на три  группы по рабочему напряжению: оборудование генераторного напряжения (6,3 – 15,7 кВ), повышенного напряжения (35 – 750 кВ) и пониженного напряжения (0,38 – 6,3 кВ).

Для выполнения переключений, а также отключения части схемы  в случае аварии применяется коммутационная аппаратура – выключатели и разъединители. Выключатели способны разрывать цепи при протекании по ним не только рабочего тока, но и во много раз превосходящего его тока короткого замыкания, возникающего при аварии. При разрыве мощной электрической цепи образуется сильная дуга, которую необходимо гасить принудительно. Это делается или в среде трансформаторного масла (масляные выключатели), или мощной струей сжатого воздуха (воздушные выключатели). Разъединители отключают цепи под напряжением, но лишь после снятия с них токовой нагрузки. Выключатели и разъединители генераторного напряжения объединяются в комплектные распределительные устройства (КРУ), размещаемые в помещениях ГЭС.

Генераторы, трансформаторы и коммутационные аппараты соединяются  токопроводами. На генераторном напряжении применяют алюминиевые или медные шины, прокладываемые на изоляторах в шинных коридорах. Такой способ прокладки в последнее время почти полностью вытеснен в связи с появлением экранированных шинопроводов, в которых шины размещаются на изоляторах внутри защитного корпуса из дюралюминиевых труб диаметром 700 – 800 мм (для каждой фазы отдельная труба). Трубы заземляются, и поэтому шинопроводы не представляют опасности для людей, что позволяет располагать их без ограждений в помещениях ГЭС.

Высоковольтные выводы от повышающих трансформаторов на ОРУ могут быть воздушными. Они выполняются из сталеалюминиевых проводов, натянутых между металлическими опорами, расположенными на ГЭС и на берегу. Провода подвешиваются к опорам с помощью гирлянд изоляторов. На напряжение 500 кВ и выше каждая фаза во избежание больших потерь на коронный разряд выполняется из трех проводов. Пролеты воздушных переходов достигают 1000 м, натяжения в проводах измеряются десятками тонн. Безопасные расстояния от токоведущих частей выводов до заземленных конструкций зданий составляет 0,9 м при напряжении 110 кВ, 1,8 м при напряжении 220 кВ и 3,75 м при напряжении 500 кВ; до габаритов кранов – соответственно 1,65; 2,5; 4,5; до крыш и до земли 3,6; 4,5; 6,45 м.

В тех случаях, когда  по условиям компоновки затруднено устройство воздушных выводов, применяют кабельные высоковольтные выводы. Высоковольтный кабель 500 кВ состоит из стальной трубы диаметром 273 мм, заполненной специальным кабельным маслом под давлением до 1,4 МПа. В трубе проложены в специальной изоляции токоведущие жилы трех фаз. Кабельные выводы дороже воздушных и сложнее в эксплуатации. Применяются также газонаполненные (элегазовые) высоковольтные линии, в которых в качестве изоляционного материала, заполняющего трубу каждой фазы, применен специальный газ – шестифтористая сера.

Открытое распределительное  устройство представляет собой площадку, разделенную на ячейки по числу присоединений (выводы от трансформаторов, высоковольтные линии, измерительная аппаратура). Для  крепления шин и проводов присоединений устанавливаются металлические или железобетонные порталы, между которыми размещается оборудование. Ориентировочные размеры ячеек в зависимости от напряжения представлены в таблице 1.

Таблица 1.

Габаритные размеры  ячеек ОРУ

В условиях сурового климата  или малых площадей применяются  закрытые распределительные устройства (ЗРУ) с применением элегазовой защиты, что обеспечивает их компактность.

Трансформаторы, повышающие генераторное напряжение для передачи мощности на ОРУ и далее по высоковольтным линиям потребителям, являются самыми крупными электрическими аппаратами, существенно влияющими на компоновочные решения. Номинальной мощностью трансформатора является полная или кажущаяся мощность S_тр, кВ·А, которая определяется по формуле: