Некоммерческое акционерное общество

Некоммерческое акционерное общество   

АЛМАТИНСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ ЭНЕРГЕТИКИ И СВЯЗИ

Электрические станций, сети и системы

 

 

ЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ ТЭС

Конспект лекций

для специальности 6М071700  – «Теплоэнергетика»

(профильная магистратура)

 

Алматы 2013

 

СОСТАВИТЕЛИ: С.Е. Соколов, Е.Г. Михалкова. Электрическая часть ТЭС. Конспект лекций (для магистрантов специальности 6М071700 – «Теплоэнергетика»). - Алматы: НАО АУЭС, 2013.-50с.

 

Данный конспект лекций содержит краткие сведения по основным вопросам электрической части тепловых электрических станций.

Ил. , тбл.4, библиогр.- 9 назв.

 

Рецензент: доцент Башкиров М.В..

 

Печатается по плану издания НАО Алматинского университета энергетики и связи на 2012 г.

 

©НАО Алматинский университет  энергетики и связи, 2013 г.

 

1 Лекция №1. Общие сведения о работе электроэнергетической системы

 

Содержание лекции: общие понятия об электроэнергетической системе.

Цель лекции: изучение общих понятий об электроэнергетической системе.

 

Совокупность электростанций, подстанций, электрических и тепловых сетей, объединенных общностью процесса выработки, преобразования, распределения и потребления тепловой и электрической энергии, называют энергетической системой. Электрическая часть энергетической системы составляет электроэнергетическую систему. В электроэнергетическую систему входят генераторы, линии электропередачи, преобразовательные установки для изменения рода тока, электрические подстанции, предназначенные для преобразования и распределения электроэнергии. Нагрузка электроэнергетической системы представляет собой совокупность приемников электроэнергии (электродвигатели, электропечи, транспорт, коммунально-бытовые приемники т.п.).

Электрические станции, объединенные между собой  и с потребителем линиями электропередачи, располагаются на обширной территории и вместе с тем связаны непрерывным процессом выработки электроэнергии, которая в тот же момент должна быть использована. Это определяет необходимость управления работой ее элементов с учетом единства процесса выработки, распределения и потребления электроэнергии.

В Казахстане, как и во многих других странах, для производства и распределения  электроэнергии принят трехфазный переменный ток частотой 50Гц.

Одним из параметров электоустановок  является номинальное напряжение. Номинальным напряжением генераторов, трансформаторов, сетей и приемников электроэнергии называется то напряжение, при котором они предназначены для нормальной работы.

Правила устройства электроустановок (ПУЭ) разделяют все электроустановки на две категории: электроустановки напряжением до 1 кВ и электроустановки выше 1 кВ. Это разделение вызвано различием в типах и конструкциях аппаратов, а так же  различием в условиях безопасности, в требованиях, предъявляемых  при сооружении и эксплуатации электроустановок разных напряжений.

Стандартные междуфазные напряжения приведены в таблице 1.1.

На рисунке 1.1 изображена принципиальная электрическая схема части мощной энергосистемы. Основу ее составляют крупные электростанции (КЭС, ТЭЦ, ГЭС). Межсистемные связи выполнены на напряжении 500 кВ, распределение электроэнергии в энергосистеме производится на напряжении 35-220 кВ. Местные распределительные сети выполнены на напряжение 6-10кВ.

 

Таблица 1.1 –Стандартные напряжения трехфазного переменного тока

Установки до 1 кВ

Сети и приемники  эл. энергии, В

220

380

660

Установки выше 1 кВ

Сети и приемники эл. энергии, кВ

(3)

(6)

10

20

35

110

150

220

330

500

750

1150

П р и м е ч а н и е – Указанные в скобках напряжения для вновь проектируемых установок не рекомендуются

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рисунок 1.1 – Принципиальная схема энергосистемы

 

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 так же к узловым подстанциям. На подстанции Б установлены  два синхронных компенсатора GС.

Объединение электростанций на параллельную работу и создание энергосистем дает ряд технических преимуществ:

- позволяет увеличивать темпы развития энергетики и осуществлять это развитие наиболее экономично для современных условий;

- повышает надежность электроснабжения потребителей;

- обеспечивает повышение экономичности производства и распределения электроэнергии в целом по энергосистем за счет наиболее рационального распределения нагрузки  между электростанциями при наилучшем использовании энергоресурсов (топлива, водяной 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.

Единая Энергетическая Система (ЕЭС) Республики Казахстан связана с ЕЭС России и  Центральной Азией, через Кыргызстан и Узбекистан.

Она  делится на три зоны — Северную, Южную и Западную. Северная зона связана с ОЭС Урала и ОЭС Сибири трехцепными транзитами 500 кВ.  Северная и Южная зона связаны между собой протяженным (1500 км) двухцепным транзитом 500 кВ. Западная зона делится на две части (Актюбинскую и Уральско Атырауско-Мангышлакскую).

Поскольку Республика богата  практически всеми топливными ресурсами, то покрытие возрастающих  нагрузок в дальнейшем будет осуществляться за счет строительства новых тепловых электрических станций, увеличения располагаемой мощности существующих станций за счет техперевооружения, ликвидации, разрывов и продления паркового ресурса, увеличением мощности действующих ТЭЦ по условиям покрытия тепловых нагрузок, а также путем строительства  новых ГЭС, газотурбинных станций  и использованием нетрадиционных источников электроэнергии (солнце, ветер).

Управляется ЕЭС Казахстана централизованным диспетчерским управлением во главе с филиалом АО «КЕGОС» и девятью РДЦ, которым оперативно подчинены - электростанции, РЭК и оптовые потребители.

Задачами централизованного диспетчерского управления являются:

- оперативное планирование и регулирование режима работы энергосистемы в целях полного удовлетворения потребности 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.

2 Лекция № 2. Технологический процесс получения электроэнергии на электрических станциях

 

Содержание лекции: классификация электрических станций и технологический процесс производства электроэнергии.

 

Цель лекции: изучение технологических процессов на электрических станциях.

 

2.1 Общие сведения и классификация электрических станций

 

Электрические станции представляют собой энергетические предприятия, на которых происходит преобразование энергии природных источников в электрическую энергию или одновременно в тепловую и электрическую энергию. Электроэнергия, вырабатываемая на электрических станциях, выдается потребителям с помощью линий электропередачи и электрических подстанций, которые образуют электрические сети, связывающие генераторы станций и потребителей в единое целое - электрическую систему.

Совокупность процессов электрической системы и определяющих ее состояние в любой момент времени, называется режимом системы, который характеризуется параметрами режима, к которым относятся полная, активная и реактивная мощности, напряжение, токи, частота, углы сдвига и другие. Параметры режима связаны между параметрами системы, к которым относятся сопротивления, проводимости, постоянные времени элементов и ряд других.

В зависимости от вида используемых природных источников энергии в общей выработке электроэнергии участвуют следующие типы электростанций:

1) Тепловые        станции (ТЭС): паротурбинные конденсационные - КЭС; паротурбинные теплофикационные - ТЭЦ; газотурбинные (ГТ) и парогазовые установки (ПГУ); дизельные; атомные - АЭС; геотермальные;.

2) Гидравлические электростанции (ГЭС),

3) Электростанции с использованием способов прямого получения электроэнергии, ветроэлектростанции и солнечные электростанции.

 

2.2 Тепловые конденсационные электростанции (КЭС)

 

Принципиальная технологическая схема КЭС, работающая на угольной пыли, приведена на рисунке 2.1. Со склада топлива 1 при помощи ленточного транспортера кусковой уголь У поступает в угледробильное устройство 2, где проходит через дробилки, разбивающие его на мелкие куски.

Дробленый уголь УД транспортером подается в угольный бункер 3 пы- леприготовительного устройства, размещенного в котельной. Из бункера 3 уголь попадает в угольную мельницу 4, размалывающую его до пылевидного состояния. Из мельницы угольная пыль П поступает в расположенный у котла бункер угольной пыли 5. Из последнего угольная пыль подается питателями пыли 6 и по пылепроводу направляется к горелкам 7 (их несколько в топке) и через горелки вдувается в топку котла горячим воздухом ВГ, который подается дутьевым вентилятором 12.

 

 

Рисунок 2.1 - Технологическая схема конденсационной паротурбинной электрической  станции

 

Горячий воздух ВГ, необходимый для горения угольной пыли, предварительно проходит через воздухоподогреватель 10, где он подогревается отходящими газами Г, которые отсасываются из газоходов котла дымососом 11 и через дымовую трубу (на схеме не показана) выбрасываются в атмосферу. Холодный воздух В забирается снаружи. Вход в топку котла горячего воздуха улучшает сгорание топлива и повышает температуру в топке. Угольная пыль сгорает во взвешенном состоянии, образуя пламя в виде факела с очень высокой температурой.

Отходящие газы используются также для подогрева в экономайзере 9 питательной воды ПВ, поступающей в котел. Использование тепла отходящих газов для подогрева питательной воды и воздуха, поступающего в топку, уменьшает потери тепла с уходящими газами и повышает к.п.д. котлоагрегата.

Из котла 8 по паропроводу перегретый пар ПП поступает в паровую турбину 13, в которой он проходит ряд ступеней, совершая механическую работу. При этом давление и теплосодержание его постепенно уменьшаются.

Некоторое количество частично отработавшего в турбине пара ПО (пар отбора) отводится от промежуточных ступеней турбины для подогрева питательной валы, остальной пар проходит через последующие ступени турбины. Полностью отработавший в турбине пар ОП поступает в конденсатор 15, где он конденсируется.

Конечное давление отработавшего пара в паровых турбинах обычно составляет 0,03—0,04 ат. Столь глубокий вакуум создается и поддерживается в конденсаторе, прежде всего путем интенсивного охлаждения и быстрой конденсации отработавшего пара путем пропуска через трубы конденсатора холодной циркуляционной воды ЦВ, в которую подает циркуляционный насос 17 из какого- либо водоема - реки, пруда, озера.

Если вблизи станции водоема нет, то используют один и тот же объем циркуляционной воды, искусственно охлаждая ее в специальном сооружении, например башне-охладителе (градирне).

Воздух, проникающий в конденсатор вместе с отработавшим паром через неплотности, удаляется паровым эжектором 16. Поступающий в конденсатор отработавший пар даже при конечном давлении 0,04—0,03 ат содержит еще значительное количество неиспользованного тепла, большая часть которого поглощается циркуляционной водой и уносится ею в водоем, т. е. теряется непроизводительно.

Из конденсатора турбины конденсат К перекачивается конденсатным насосом 18 в деаэратор 19. Деаэратор служит для удаления из питательной воды растворенных в ней газов и особенно кислорода воздуха. В деаэраторе питательная вода подогревается паром ПО из промежуточного отбора турбины до температуры, при которой происходит интенсивное выделение растворенных в ней газов.

Из деаэратора питательная вода ПВ откачивался питательным насосом 20. На пути в котел питательная вода проходит несколько водоподогревателей (на схеме показан один, 21), в которых вода подогревается па­ром из промежуточных отборов турбины. Поступающий в водоподогреватели пар конденсируется. Конденсат КП отводится в деаэратор.

Для восполнения потерь пара в систему питания котла через деаэратор 19 поступает добавочная вода ДВ, химически очищенная в специальной установке 22, питающейся сырой водой СВ.

Кроме потерь тепловой энергии с охлаждающей имеют место потери энергии в котлоагрегатах, паропроводах, турбинах и генераторах. С учетом всех потерь КПД паротурбинных конденсационных станций обычно не превышает 40 %

На станциях типа КЭС применяется блочная схема соединения генератора 14 с трансформатором 23. Вырабатываемая электроэнергия ЭЭ поступает в повышающий трансформатор и затем на сборные шины напряжением 35 кВ и выше, от которых отходят линии электропередач. При блочной схеме на каждый турбоагрегат устанавливают один котел, причем, как по питательной воде, так и по пару котлы разных турбоагрегатов не связывают (отсутствуют поперечные связи между блоками).

При построении КЭС по блочному принципу упрощается технологическая схема электростанции, уменьшается или отсутствует резервное оборудование, сокращается объем строительных и монтажных работ, - обеспечивается удобное расширение электростанции,

По рассмотренной схеме сооружаются, главным образом, крупные районные электростанции на местном топливе, значительно удаленные от потребителей электроэнергии.

Механизмы и установки, обеспечивающие нормальное функционирование всех этих элементов, входят в так называемую систему собственных нужд.

 

2.3 Теплофикационные электрические станции (ТЭЦ)

 

Принципиальная тепловая схема ТЭЦ отличается от схемы КЭС только наличием цикла горячей воды для горячего водоснабжения и пара для нужд промышленных предприятий.

Пар из теплофикационных отборов поступает непосредственно на производство или в водоподогреватель (бойлер), через который сетевым насосом прогоняется вода, используемая для отопления и других нужд городского хозяйства и промышленности. Конденсат из водоподогревателя перекачивается насосом в деаэратор. На теплоэлектроцентралях устанавливают теплофикационные турбоагрегаты мощностью 100 - 250 МВт.

Использование для теплофикации частично отработавшего пара из про- межуточных ступеней турбины уменьшает количество пара, поступающего конденсатор, и потери тепла с циркуляционной водой. Поэтому К.П.Д. тепло электроцентралей достигает 60—70% даже более. Передача тепловой энергии на большие расстояния связана со значительными потерями тепла, поэтому теплоэлектроцентрали обычно сооружаются в непосредственной близости к потребителям.

 

2.4 Газотурбинные электростанции

 

По принципу действия газовые турбины ГТ аналогичны авиационным турбовинтовым и турбореактивным двигателям. Топливо подается с помощью топливного насоса ТН или газового компрессора ГК в камеру сгорания КС, как это показано на рисунке 1.2. Туда же подается воздух, предварительно подогретый в регенеративном подогревателе Р за счет тепла отработавших продуктов сгорания. Образовавшиеся при горении топлива газы (продукты сгорания) поступают из камеры сгорания КС в ГТ. Продукты сгорания, имеющие температуру свыше 1000°С поступают в сопла турбины, выполненные из металла, установленные в не подвижном статоре турбины. Далее принцип действия аналогичен паровой турбине. Современные ГТ выпускаются на мощности 25 - 200 МВт. Запуск установки осуществляется при помощи разгонного двигателя и длится 1-2 мин. Основная часть теплоты ГТ выбрасывается в атмосферу, поэтому их общий КПД составляет 25-30%.

Поскольку на выходе ГТ температура отработанных газов еще достаточно высока, то их можно использовать в парогазовых установках ПГУ для производства пара и работы паровой турбины, как это показано на рисунке 2.3. Топливо 2 поступает в камеру сгорания КС, куда также с помощью компрессора К подается воздух. Компрессор размещен на одном валу с газовой турбиной Т и электрическим генератором; компрессор К и генератор приводятся в действие газовой турбиной Т.

Горячие газы 3, поступают из газовой турбины Г в котел-утилизатор КУ. В котле-утилизаторе КУ за счет тепла продуктов сгорания 3 вода 6 превращается в пар 5, поступающий в паровую турбину ПТ, на одном валу с которой находится второй электрический генератор. Охладившиеся в котле-утилизаторе

 

 

Р - регенератор; ВК - воздушный компрессор; КС - камера сгорания; ГТ - газовая турбина; ПД - пусковой двигатель; ТН - топливный насос; ГК - газовый компрессор.

 

Рисунок 2.2 - Принципиальная схема газотурбинной установки с регенерацией тепла

 

1 - воздух из атмосферы; 2-топливо; 3- отработанные в турбине газы;4-уходящие газы; 5-свежий пар; 6-питательная вода.

 

 

Рисунок 2.3. - Принципиальная схема ПГУ с парогенератором утилизационного типа

 

продукты сгорания 4 выбрасываются наружу. Отработавший в паровой турбине ПТ пар поступает, как обычно, в конденсатор, и затем с помощью питательного насоса 6 снова поступает в котел-утилизатор.

 

3 Лекция №3. Технологический процесс получения электроэнергии на электрических станциях

 

Содержание лекции: технологический процесс производства электроэнергии на электрических станциях.

 

Цель лекции: изучение технологических процессов на электрических станциях.

 

3.1 Атомные электростанции

 

Работа атомных электрических станций основана на делении тяжелых ядер в результате попадания в ядро нейтрона, благодаря чему развивается цепная реакция с выделением огромного количества энергии.

В качестве ядерного топлива используются обогащенный природный уран и искусственно полученный плутоний 239Рu. Плутоний 239Рu обладает способностью самопроизвольного деления. Причем, именно его выгоднее использовать в качестве исходного ядерного топлива, поскольку при делении его ядра выделяется больше нейтронов, чем при делении ядра 235U.

В атомной энергетике имеют дело с двумя «сортами» нейтронов: быстрыми, возникающими в результате ядерной реакции, и обладающими большей энергией и замедленными (тепловыми) нейтронами, энергия которых приблизительно в 100 раз меньше энергии быстрых нейтронов.

В настоящее время в атомной энергетике используются как реакторы на тепловых, заторможенных нейтронах, так и реакторы на быстрых нейтронах.

В реакторах на тепловых нейтронах в качестве замедлителей применяют обычную воду, тяжелую воду и графит, чаще всего - обычную воду. В процессе деления ядра 235U один из образовавшихся нейтронов расходуется по прямому назначению - попадает в ядро 235U и делает реакцию цепной.

Для предотвращения взрыва в ядерном реакторе имеются компенсирующие стержни, сделанные из материала, активно поглощающего нейтроны, например из карбида бора. Для усиления ядерной реакции компенсирующие (управляющие) стержни извлекаются из зоны, в которой протекает ядерная реакция, а для ослабления погружаются в нее. С помощью компенсирующих стержней можно достигнуть установившегося режима работы реактора, т. е. работы реактора с постоянной мощностью.

Реакторы на замедленных, тепловых нейтронах получили широкое распространение и являются основой атомной энергетики всех стран мира.

Объем, в котором находятся ядерное топливо и замедлитель, именуется активной зоной реактора. Здесь происходит замедление быстрых нейтронов и «превращение» их в тепловые нейтроны, а также передача тепла теплоносителю.

Находящееся в активной зоне реактора ядерное топливо размещается в тепловыделяющих элементах (ТВЭЛах). ТВЭЛы собирают в специальные пакеты, кассеты и блоки. Главный источник излучения - активная зона реактора и конструкционные материалы,

Биологическая защита делается из бетона высокого качества и обычно содержит около 10% воды, являющейся хорошим поглотителем нейтронов. В бетон часто добавляется карбид бора.

Реактор - всегда источник радиоактивного излучения. При правильной эксплуатации реактора оно весьма мало. Тем не менее, безопасность - один из важнейших вопросов атомной энергетики.

Наибольшее распространение в настоящее время имеют водо-водяные реакторы (ВВЭР - водо-водяной энергетический реактор), в которых обычная вода служит и замедлителем нейтронов, и теплоносителем и уран- графитовые реакторы (РБМК реактор большой мощности канальный), где в качестве замедлителя используется графит, а теплоносителем служит обычная вода.

В двухконтурной схеме, в соответствии с рисунком 3.1.б вода первого контура передает тепло воде второго контура, которая не протекает через активную зону и не представляет опасности с точки зрения радиоактивности. Кроме ядерного реактора 1, парогенератора 5 и циркуляционного насоса 6, остальное оборудование - турбина 2, конденсатор 3, и питатель­ный насос 4 аналогичны обычным тепловым станциям. Парообразование происходит за счет разности давлений в контурах.

 

 

а) одноконтурная на базе реакторов ВВЭР; б) двухконтурная на базе реакторов ВВЭР; в) трехконтурная на базе реакторов на быстрых нейтронах.

 

Рисунок 3.1 - Технологические схемы АЭС

 

На рисунке 3.1, в представлена схема трехконтурной АЭС с реактором на быстрых нейтронах типа БН. В первом и втором контурах теплоносителем служит слабо поглощающий нейтроны радиоактивный жидкий натрий, а в третьем контуре уже нерадиоактивная вода (водяной пар).

АЭС не имеют выбросов дымовых газов и отходов в виде золы и шлаков. Однако удельные тепловыделения в окружающую воду у АЭС больше, чем у ТЭС. Важной особенностью возможного воздействия АЭС на окружающую среду является необходимость захоронения радиоактивных отходов.

На территории Республики Казахстан сосредоточено около 29 % мировых запасов урана и находятся в эксплуатации не имеющие аналогов в мире три исследовательских реактора, предназначенные для испытаний ядерных ракетных двигателей и исследований в области реакторного материаловедения и безопасности эксплуатации.

С 1972 года действует атомная электростанция в составе Мангышлак- ского энергокомбината на базе реактора на быстрых нейтронах БН-350. Эта ядерная энергетическая установка производит 125 МВт электроэнергии и 10000 тонн в сутки пресной воды.

Обладая значительными запасами уранового сырья, развитой инфраструктурой по его разведке, добыче и переработке, а также возможности организации производства ТВЭЛов Казахстан имеет все объективные условия для развития атомной энергетики.

 

3.2 Дизельные и геотермальные электростанции

 

Дизельные электростанции представляют собой двигатель внутреннего сгорания ДВС, с валом которого соединен синхронный генератор. Дизельные электростанции мобильны, автономны, выпускаются на мощности до сотен кВт и могут использоваться как резервные источники питания, для электроснабжения труднодоступных районов и потребителей сельского хозяйства. Широко используются в качестве резервных, аварийных источников питания систем собственных нужд атомных электростанций.

Геотермальные электростанции используют дешевую энергию подземных термальных источников. Принцип действия аналогичен тепловым электростанциям. Отличительной особенностью является конструкция испарителя-парогенератора. Геотермальные электростанции работают в Новой Зеландии, Новой Гвинее, США и Италии, причем в Италии дают около 6% всей вырабатываемой электроэнергии. В России на Камчатке сооружена и работает Паужетская геотермальная станция.

 

3.3 Гидроэлектрические станции

 

На гидроэлектрических станциях для производства электроэнергии используется энергия падающей воды. Полезная мощность на валу гидротурбины определяется количеством проходящей через нее воды Q и величиной напора H.

При небольших напорах строятся русловые гидроэлектростанции. При напорах более 30—35 м сооружают гидростанции приплотинного типа. В теле бетонной плотине проходят напорные трубопроводы, по которым вода поступает к гидротурбинам.

На горных реках напор может быть создан путем использования значительных естественных уклонов этих рек, как это показано на рисунке 2.2. Такие станции называются деривационными.

В начале участка реки расположен водоприемник 1, через который вода поступает в деривационный канал 2, и далее в напорный бассейн 3. Плотина 7 обеспечивает заход воды в деривационный канал, который проложен с небольшим уклоном, существенно меньшим естественного уклона реки. Из напорного бассейна 3 вода по напорным трубам 4 поступает в гидротурбины, находящиеся в машинном зале 5, а из них по отводному каналу 6 возвращается в реку, но уже в створе Б.

К достоинствам гидростанций относятся: освобождение транспорта от перевозок топлива, относительная простота автоматизации, меньший объем эксплуатационных и ремонтных работ, меньшая численность персонала. Себестоимость электроэнергии на гидростанциях в 3-5 раз меньше, чем на тепловых электростанциях. Основными недостатками гидростанций являются значительно большие капитальные затраты и сроки сооружения, а также проблемы связанные с затоплением земель, особенно на равнинных реках

 

 

а — план гидроузла; б — схема создания напора; в - общий вид.

 

Рисунок 3.2- Схема деривационной гидроэлектростанции

 

Особую роль в современных энергосистемах выполняют гидроаккуму- лирующие станции (ГАЭС), на которых устанавливаются обратимые гидроагрегаты. В часы минимума нагрузки генераторы ГАЭС переводят в двигательный режим, а турбины в насосный. Потребляя мощность из сети, такие гидроагрегаты перекачают воду по трубопроводу из нижнего бассейна в верхний. В период максимальных нагрузок, когда в энергосистеме образуется дефицит генераторной мощности, ГАЭС вырабатывает электроэнергию.

Возможно использование энергии морских приливов и отливов. Максимальная величина разности уровней моря во время прилива и отлива в некоторых местах земного шара достигает 10 - 15 м.

Технико-экономические показатели приливных электростанций невысокие. В 1966 г. во Франции на реке Роне, построена приливная электростанция, на которой установлено 24 генератора по 10 МВт каждый. В России, вблизи г. Мурманска, в 1968 году построена первая очередь Кисло- губской ПЭС с двумя генераторами по 0,4 МВт.

 

3.4 Использование солнечной энергии

 

Солнце самый мощный источник энергии по сравнению со всеми дру-гими, доступными человеку. Даже вблизи Земли, на расстоянии около 150 млн. км от Солнца, на каждый квадратный метр поверхности, расположенной перпендикулярно солнечным лучам, приходится 1,4 кВт лучистой энергии. Солнечную энергию можно использовать двумя способами: созданием солнечных электростанций на основе фокусирования солнечных лучей на поверхности резервуара с водой и использованием фотоэффекта. Стоимость установленного киловатта на солнечных станциях очень велика.

В настоящее время строятся солнечные электростанции в основном двух типов: солнечные электростанции  башенного типа и солнечные электростанции  распределенного (модульного) типа.

 

Солнечные параболические концентраторы, солнечные электростанции

солнечная башня, солнечные электростанции

 

Рисунок 3.4 - Солнечные параболические концентраторы

 

Рисунок 3.5 - Солнечные электростанции башенного типа с центральным приемником

 

Главным недостатком башенных солнечных электростанций  являются их высокая стоимость и большая занимаемая площадь. Так, для размещения солнечной электростанции  мощностью 100 МВт требуется площадь в 200 га, а для АЭС мощностью 1000 МВт — всего 50 га. Башенные солнечные электростанции  мощностью до 10 МВт нерентабельны, их оптимальная мощность равна 100 МВт , а высота башни 250 м.В солнечных электростанциях  распределительного (модульного) типа используется большое число модулей, каждый из которых включает параболо-цилиндрический концентратор солнечного излучения и приемник, расположенный в фокусе концентратора и используемый для нагрева рабочей жидкости, подаваемой в тепловой двигатель, который соединен с электрогенератором. При небольшой мощности солнечные электростанции  модульного типа более экономичны чем башенные. В солнечныч электростанциях  модульного типа обычно используются линейные концентраторы солнечной энергии с максимальной степенью концентрации

  

4 Лекция №4. Режимы работы электроустановок

 

Содержание лекции: графики нагрузок и технико-экономические показатели работы электроустановок.

 

Цель лекции: изучение методов построения графиков нагрузки и определение основных характеристик.

 

4.1 Основные сведения о графиках нагрузки и их классификация

 

Режим потребления электроэнергии представляется графиком нагрузки, то есть диаграммой изменения мощности электроустановки во времени. Графики строят в прямоугольных осях координат, откладывая по оси абсцисс часы суток от 0 до 24 ч, а по оси ординат нагрузку в киловаттах или мегаваттах.

Различают графики активной Р, реактивной Q, полной S мощностей или тока I электроустановки, суточные графики для разных дней недели и разных периодов года (зимний, летний), а также годовые графики, потреби­тельские, подстанционные и станционные.

Эксплуатационные графики могут быть получены с помощью самописцев или по показаниям регистрирующих приборов, как это показано на рисунке 4.1. Площадь графика нагрузок, представляет количество электроэнергии за сутки (кВт ч). Пользоваться такими графиками неудобно и им придают ступенчатую форму, как это показано на рисунке 4.2.

 

5

Рисунок 4.1 - Суточный график нагрузки, построенный по точкам    

 

Рисунок 4.2 - Ступенчатый график

нагрузки

Типовые графики используются при проектировании и получены в результате обработки статистических данных.

При построении графика в именованных единицах определяется Рmax, для чего нужны сведения об установленной мощности электроприемников:

 

Руст=ΣРном.

 

Присоединенная мощность на шинах подстанции потребителей равна

 

 

где ηср,п и ηср,с - соответственно средние КПД потребителей и местной сети при номинальной нагрузке.

Действительная нагрузка потребителей обычно меньше суммарной установленной мощности. Это учитывается коэффициентами одновременности kо и нагрузки kз. Тогда для максимальной нагрузки получим

 

 

где kспр - коэффициент спроса для рассматриваемой группы потребителей, определяемый по справочникам.

Суточные графики нагрузок подстанции и станции отличаются от потребительских дополнительным учетом потерь мощности в линиях электропередачи и трансформаторах. Суммируя графики нагрузки потребителей и потери в электрических сетях, получают результирующий график нагрузки генераторов электростанции. Учитывают расход электроэнергии на собственные нужды, который зависит от вида топлива, и дается в процентах от установленной мощности генераторов. Тогда график нагрузки электростанции можно представить в виде, показанном на рисунке 4.3.

 

5 001

 

Рисунок 4.3 – Построение графика нагрузки станции

 

При проектировании электрической части электростанции необходимо знать график нагрузки трансформаторов и автотрансформаторов связи с энергосистемой. Способ построения такого графика показан на рисунке 4.4.

Электрические станции работают в системе на общую сеть, распределяя нагрузку между собой, так, чтобы обеспечить наибольший экономический эффект. В базовой части графика нагрузки энергосистемы, должны работать станции имеющие вынужденные графики нагрузок. Это гидростанции и теплоэлектроцентрали, график электрической нагрузки которых определяется их графиком тепловой нагрузки. В базовой части графика работают и крупные электрические станции с мощными агрегатами, на которые возлагается ведение частоты в системе. Выработка мощности в период пиков поручается гидроэлектростанциям. Средняя часть графика распределяется между агрегатами конденсационных станций небольшой и средней мощности.

 

5 002

 

Рисунок 4.4 - Построение суточного графика нагрузки

трансформаторов

 

Годовые графики нагрузки строятся в виде графиков суточных максимальных нагрузок и по продолжительности. Годовые графики суточных максимальных нагрузок показывают изменение суточных максимумов в течение всего года. Годовой график по продолжительности представляет диаграмму нагрузок за весь год, расположенных в порядке постепенного убывания. Порядок построения графика ясен из рисунка 4.5.

 

5 003

 

Рисунок 4.5 - Построение годового графика активной нагрузки

по продолжительности.

 

Площадь годового графика по продолжительности представляет собой в определенном масштабе энергию Агод в кВт ч, потребляемую или вырабатываемую в течение года, так же, как площадь суточного графика представляет энергию в течение суток. Средняя годовая нагрузка установки

 

где 8760 - число часов в году.

Площадь, ограниченная кривой графика активной нагрузки равна энергии, произведенной или потребленной электроустановкой за рассматриваемый период

 

 

где Pi - мощность i-й ступени графика;

Tj - продолжительность ступени.

Средняя нагрузка установки за период (сутки, год) равна:

 

 

где Т- длительность рассматриваемого периода;

Wn - электроэнергия за рассматриваемый период.

Степень неравномерности графика работы установки оценивают коэффициентом заполнения:

 

 

Для характеристики графика нагрузки установки можно воспользоваться также условной продолжительностью использования максимальной нагрузки.

Эта величина показывает, сколько часов за рассматриваемый период Т (обычно год) установка должна работать с неизменной максимальной нагрузкой, чтобы выработать (потребить) действительное количество электроэнергии Wn за этот период времени. В практике применяют также коэффициент использования установленной мощности:

 

 

продолжительность использования установленной мощности:

 

 

Коэффициент использования kи характеризует степень использования установленной мощности агрегатов. Очевидно, что kи < 1, а Туст.<T. С учетом соотношения Руст > Рmax, имеем kиkэп.

 

5 Лекция 5. Синхронные генераторы

 

Содержание лекции: конструкция и системы охлаждения синхронных генераторов.

 

Цель лекции: изучение особенностей конструкции синхронных генераторов в зави­симости от системы охлаждения.

 

5.1 Элементы конструкции

 

Для синхронных электрических машин имеется строгое соответствие между частотой вращения агрегата n, об/мин, и частотой сети f, Гц

 

n = 60f/p,

 

где р - число пар полюсов обмотки статора генератора.

Конструкция генераторов зависит от скорости вращения турбин. На тепловых электростанциях (ТЭС), сжигающих обычное топливо, n=3000 об/мин, а р=2. На АЭС применяют агрегаты с частотой вращения 1500 и 3000 об/мин.

Быстроходные турбогенераторы представляют собой цилиндрический статор, в пазах которого расположены секции обмотки переменного тока Внутри статора вращается цилиндрический ротор с горизонтальным валом.

Ротор, работающий при больших механических и тепловых нагрузках, изготавливается из цельной поковки специальной стали, обладающей высокими магнитными и механическими свойствами. Ротор выполняется неявно- полюсным. Диаметр ротора ограничивается по соображениям механической прочности 1,1-1,2 м при скорости 3000 об/мин. Длина бочки ротора имеет предельное значение, равное 6-6,5 м, которое определяется из условий допустимого статического прогиба вала и получения приемлемых вибрационных характеристик.

В активной части ротора фрезеруются пазы, заполняемые катушками обмотки возбуждения, которые закрепляются немагнитными клиньями из дюралюминия. Лобовая часть обмотки предохраняется от смещения под действием центробежных сил с помощью бандажа из немагнитной высокопрочной стали.

Статор турбогенератора состоит из корпуса и сердечника. Корпус изготовляется сварным, с торцов он закрывается щитом с уплотнениями в местах стыка с другими частями. Сердечник статора набирается из изолированных листов электротехнической стали толщиной 0,5 мм. Листы набирают пакетами, между которыми оставляют вентиляционные каналы.

В пазы, имеющиеся во внутренней расточке сердечника, укладывается трехфазная двухслойная обмотка.

Гидравлические турбины имеют относительно малую частоту вращения (60-600 об/мин), поэтому гидрогенераторы являются тихоходными машинами и имеют большие размеры и массы, а также большое число полюсов. Гидрогенераторы выполняют с явнополюсными роторами и преимущественно с вертикальным расположением вала, а диаметры статоров - 20-22 м.

Статор гидрогенератора имеет принципиально такую же конструкцию, как и статор турбогенератора, но в отличие от последнего выполняется разъемным. Он делится по окружности на несколько равных частей.

Завод - изготовитель предназначает генераторы для определенного длительно допустимого режима работы, К ним относятся номинальное напряжение генератора, номинальный ток статора, номинальная полная мощность, номинальная активная мощность генератора, номинальный ток ротора, номинальный коэффициент мощности и номинальный коэффициент полезного действия, который колеблется в пределах 96,3-98,8%.

 

5.2 Охлаждение синхронных генераторов

 

Во время работы синхронного генератора его обмотки и активная сталь нагреваются и стареют. Допустимые температуры нагрева обмоток статора и ротора зависят от применяемых изоляционных материалов. Главной причиной старения изоляции является ее нагрев. Нельзя допускать нагрев обмоток свыше допустимых температур. Для этого генераторы выполняют с искусственным охлаждением.

Мощность генератора

 

 

где k коэффициент пропорциональности;

AS - линейная нагрузка;

Bδ - индукция в зазоре;

D2- диаметр ротора; /i - длина ротора;

n - число оборотов.

По способу отвода тепла от обмоток статора и ротора различают косвенное и непосредственное охлаждение.

При косвенном охлаждении охлаждающий газ (воздух или водород) с помощью вентиляторов, подается внутрь генератора и прогоняется через зазор и вентиляционные каналы. При этом охлаждающий газ не соприкасается с проводниками обмоток статора и ротора и тепло, выделяемое ими, передается газу через изоляцию обмоток.

При непосредственном охлаждении охлаждающее вещество (газ или жидкость) соприкасается с проводниками обмоток генератора, минуя изоляцию и сталь зубцов, т.е. непосредственно.

В современных турбогенераторах мощностью более 100 МВт применяется непосредственное водородное охлаждение путем подачи водорода внутрь полых проводников обмотки. В генераторах серии ТВФ применяется косвенное охлаждение обмоток статора водородом и непосредственное (форсирование) охлаждение ротора. Генераторы серии ТГВ мощностью 200 и 300 МВт имеют несколько иную систему охлаждения ротора. Водород циркулирует или в аксиальных прямоугольных каналах, которые образуются корытообразными проводниками обмоток статора или подается в тонкостенные трубки из немагнитной стали, как показано на рисунке 5.2.

 

5 003

 

1 — пазовый клин; 2 - корпусная изоляция;

3— массивный элементарный проводник; 4— газовые трубки; 5 — бочка ротора; б —дюралюминиевый клин; 7 — подклиновая изоляция; 8 — полувитки обмотки; 9 — горизонтальный вентиляционный канал.

 

Рисунок 5.2- Разрез паза статора (а) и ротора (б) генератора типа ТГВ

 

При выполнении непосредственного жидкостного охлаждения генераторов в качестве охлаждающей жидкости применяют дистиллированную воду или масло, которые обладают более высокой теплоотводящей способностью. Серия турбогенераторов ТВМ, имеет комбинированную систему охлаждения: ротор охлаждается водой, а статор (обмотка, активная сталь и конструктивные элементы) - кабельным маслом.

Дальнейшим шагом в направлении развития систем охлаждения является разработка криогенных генераторов с охлаждением жидким гелием.

 

6 Лекция №6.  Возбуждение синхронных генераторов

 

Содержание лекции: системы возбуждения синхронных генераторов.

 

Цель лекции: изучение систем возбуждения современных синхронных генераторов и их особенностей.

 

Системами возбуждения называют устройства, обеспечивающие питание обмоток возбуждения постоянным или выпрямленным током. Системы возбуждения имеют устройства ручного управления и автоматического регу­лирования возбуждения (АРВ).

В настоящее время наибольшее распространение нашли следующие системы возбуждения (см. рисунок 6.1):

1) Электромашинная система возбуждения с возбудителем постоянного тока, которая может иметь независимый от напряжения генератора привод (возбудитель на общем валу с генератором) и привод, зависящий от напряжения на выводах генератора (системы).

2) Электромашинная система возбуждения с возбу­дителями переменного тока на общем валу с генератором. Эта система возбуждения может иметь следующие модификации:

с возбудителем промышленной частоты и неподвиж­ным выпрямительным устройством;

с возбудителем повышенной частоты и неподвижным выпрямительным устройством;

с возбудителем переменного тока и вращающимся полупроводниковым выпрямительным устройством (бес- щеточная система возбуждения).

3) Безмашинная система возбуждения с зависимым питанием.

Электромашинная система возбуждения с возбудителем постоянного тока (см. рисунок 6.1, а) имеет якорь возбудителя, который непосредственно сочленен с валом генератора и вращается с одинаковой с ним частотой враще­ния. Ручное регулирование тока возбуждения генератора If осуществляется изменением напряжения на коллекторе возбудителя, последнее регулируется током возбуждения возбудителя с помощью шунтового реостата ШР.

Такие системы возбуждения успешно используются на турбогенераторах средней мощности. При увеличении мощности турбогенератора выше 150 МВт коллекторная машина на 3000 об/мин не может обеспечить требуемое увеличение мощности возбудителя по условиям коммутации тока якоря.

Снижение частоты вращения возбудителя выполня­ется либо с помощью редуктора (см. рисунок 6.1,б), либо привода от специального электродвигателя с пониженной частотой вращения (см. рисунок 6.1,в). В последнем случае система возбуждения становится зависимой от напряже­ния на выводах генератора, так как приводной двигатель Д питается от шин с. н. через трансформатор соб­ственных нужд ТСН. Зависимые машинные системы возбуждения  применяются главным образом в качестве резервных.

 

а - машинная независимая система возбуждения с возбудителем постоянного тока, возбудитель на общем валу с генератором; б — машинная независимая система возбуждения с возбудителем постоянного тока, вал возбудителя приводятся от вала генератора через редуктор; в - зависимая машинная система возбуждения с возбудителем постоянного тока; г — машинная система возбуждения с возбудителем переменного тока высокой частоты; в - высокочастотный генератор индукторного типа; 1 - последовательная обмотка возбуждения; 2 - параллельная обмотка возбуждения, питающаяся от под- возбудителя ПВ;  3 -  параллельная обмотка возбуждения, питающаяся от магнитного усилителя МУ регулятора возбуждения; 4 -  ротор индукторного генератора; 5 -  обмотка переменного тока индукторного генератора; 6 -  постоянный магнит ротора подвозбудителя ПВ;  7 - трехфазная обмотка подвозбудителя; д - машинная система возбуждения с возбудителем переменного тока в вращающимся выпрямительным устройством;  е -  безмашинная система возбуждения с зависимым питанием.

 

Рисунок 6.1 -  Примеры систем возбуждения турбогенераторов

 

С увеличением мощности генераторов до 300 МВт получили распространение электромашинные системы возбуждения с возбудителями переменного тока повы­шенной частоты (см. рисунок 6.1 , г) . Возбудитель представля­ет собой трехфазный генератор индукторного типа. Трехфазная обмотка переменного тока 5 и обмотки возбуждения 1—3 заложены в пазах статора. Ротор набран из листов электротехнической стали в пакеты зубчатого профиля (10 зубцов при частоте 500 Гц). При вращении ротора в результате пульсации магнитного потока, вы­званной переменным воздушным зазором между статором и ротором, в обмотке статора наводится переменная э.д.с.

Начальное возбуждение возбудителя В осуществляется от обмотки 2 высокочастотного подвозбудителя ПВ с постоянными магнитами на роторе, который находятся на общем валу с ротором индукторного генератора и основного синхронного генератора, через выпрямительное устройство на полупроводниковых элементах ВУ, В рабочем режиме вступает в действие возбуждение от обмотки 1, включенной последовательно с обмоткой воз­буждения основного генератора. Регулирование и форсировка возбуждения осуществляются с помощью обмотки 3 от магнитного усилителя МУ регулятора возбуждения.

Отсутствие коллектора и обмоток на вращающемся роторе индукторного генератора позволяют значительно увеличить мощность такой машины при 3000 об/мин по сравнению с возбудителем постоянного тока.

Рассмотренная система возбуждения имеет скользящие щеточные контакты в местах подвода постоянного тока к обмотке возбуждения генератора. С ростом мощ­ностей генераторов и ростом токов возбуждения возникает существенная потребность освободиться и от этих скользящих контактов кольца  -  щетки ввиду их ненадежности при больших токах. Принципиальная схема такой системы возбуждения показана на рисунке  6.1, д. Трехфазная обмотка возбудителя и выпрямительное устройство вращаются вместе с ротором синхронного генератора. Обмотка возбуждения возбудителя располага­ется на статоре и питается через выпрямительное устройство от подвозбудителя, устройство которого анало­гично устройству подвозбудителя в системе возбужде­ния на рисунке  6.1, г. В создании и эксплуатации таких си­стем возбуждения возникают трудности при измерении тока возбуждения генератора, замена отдельных выпрямительных элементов в группах выпрямительного устройства требует остановки генератора.

Безмашинная вентильная система возбуждения (см. рисунок 6.1, е) получает зависимое питание от выводов генератора через выпрямительный трансформатор ВТ и последовательно включенные вторичные обмотки последовательно включенного трансформатора СТ, Первичные обмотки последовательно включенного трансформатора включены последовательно в цепи трех фаз статора генератора. Такое комбинированное питание выпрямительного устройства позволяет поддерживать нужный уровень тока возбуждения синхронного генератора при к. з. в сети генератора.

Применение управляемых выпрямительных устройств позволяет сделать такие системы возбуждения практически безынерционными при регулировании возбуждения вплоть до потолочного значения.

В рассмотренной системе возбуждения нет вращающихся машин, но трансформатор, первичная обмотка которого должна быть рассчитана на полный ток статора генератора, при соблюдении линейной зависимости между первичным и вторичным током, столь необходимой для форсировки возбуждения при к. з., является громоздким и дорогостоящим элементом схемы.

7 Лекция №7. Автоматическое гашение поля  и АРВ

 

Содержание лекции: автоматическое гашение поля  синхронных генераторов и АРВ.

 

Цель лекции:  изучение системы гашения поля и АРВ синхронных генераторов и их особенностей.

 

7.1 Автоматическое гашение поля (АГП)

 

Автоматическое гашение поля  - это процесс быстрого уменьшения магнитного потока возбуждения генератора до величины, близкой к нулю.

Короткое замыкание  внутри СГ  происходит через электрическую дугу, что обуславливает значительное повреждение обмоток статора и активной стали. Быстрое гашение поля генератора необходимо для ограничения размера аварии и предотвращения выгорания меди обмотки и стали статора.

Если просто отключить обмотку ротора   от возбудителя, то за счет  большой индуктивности на ее зажимах могут возникнуть большие перенапряжения, способные вызвать пробой изоляции. Нужно с одновременным отключением возбудителя обеспечить поглощение энергии магнитного поля обмотки  ротора.

В настоящее время известны три способа гашения поля: замыкание обмотки ротора на гасительное (активное)  сопротивление;  включение в цепь обмотки ротора дугогасительной решетки и противовключение возбудителя.

В первом случае процесс  затягивается и имеется возможность пробоя, поэтому наиболее распространенным способом является гашение поля  при помощи дугогасительной решетки, как это показано на рисунке  7.1.

При КЗ в генераторе реле защиты KL срабатывает и отключает генератор от внешней сети, воздействуя на электромагнит отключения YAT выключателя, а также подает импульс на отключение АГП. АГП снабжен решеткой из медных пластин 4 при расстоянии между ними 1,5-3 мм.

 

Рисунок 7.1 -  Схема электрических цепей при гашении поля генератора автома­том с дугогасящей решеткой

АГП имеет рабочие 2 и дугогасительные 1 контакты, которые при нормальной работе замкнуты. Контакты 3 АГП вводят добавочное сопротивление Rд в цепь возбуждения возбудителя. При отключении автомата сначала размыкаются рабочие контакты, а затем дугогасительные. Дуга затягивается с помощью магнитного дутья в дугогасительную решетку и разбивается на ряд последовательных коротких дуг, падение напряжения на которых сохраняется постоянным, равным 25-30 В, несмотря на изменение тока в дуге в широких пределах. Время гашения составляет 0,5-1 с, а условия гашения близки к оптимальным.

Для генераторов с тиристорным возбуждением при  отключении автомата гашения поля  главные вентили переводятся в инверторный режим, как это показано на рисунке 7.2.

 

 

1 - АГП; 2 - ввод резервного возбуждения; 3 — главный тиристорный возбудитель; 4 - тиристорный возбудитель вспомогательного генератора; 5 - контакты гашения поля; RГ - сопротивление гашения поля.

 

Рисунок 7.2 - Гашение поля при независимом тиристорном возбуждении генератора

 

Магнитное поле подвозбудителя гасится после гашения поля главного генератора за счет инвертирования выпрямителей, питающих его обмотку возбуждения.

 

7.2 Автоматическое регулирование  возбуждения (АРВ)

 

Одним из основных элементов АРВ является форсировка  возбуждения, принципиальная схема которой приведена на рисунке 7.3.

 

Рисунок 4.3- Схема релейной форсировки

 При значительном снижении напряжения  реле минимального напряжения KV замыкает контакты и приводит в действие контактор форсировки КМ, который, срабатывая, закорачивает сопротивление шунтового реостата в цепи возбудителя RR.

Для автоматического  регулирования напряжения в нормальном режиме при изменениях нагрузки  применяется устройство компаундирования  с корректором напряжения, схема которого приведена на рисунке 7.4. Термин «компаундирование» обозначает автоматическое регулирование тока возбуждения машины в зависимости от тока статора. Вторичные обмотки трансформаторов тока ТА включены на промежуточный трансформатор Т и выпрямитель VD1, который выпрямляет ток компаундирования перед подачей его в обмотку  возбудителя LGE. Одновременно осуществляется регулирование по напряжению статора.

 

 

Рисунок 7.4 - Схема АРВ генератора пропорционального действия

 

Для введения регулирующего импульса по напряжению трансформатор Т (универсальный трансформатор с подмагничиванием) оснащен  обмотками 2 и 4 . Ток в обмотке 2 пропорционален UГ.  При чисто активной нагрузке МДС обмоток 1 и 2 взаимно сдвинуты на 90о, а при чисто реактивной нагрузке генератора они совпадают по фазе. Вследствие этого, ток компаундирования при неизменных величинах IГ и UГ получается больше, чем ниже cosj или выше реактивная нагрузка генератора, - это, так называемое, фазовое компаундирование, которое обеспечивает более точное поддержание напряжения.

Через обмотку 4 подмагничивания Т производится окончательная коррекция тока компаундирования относительно заданного значения UГ при помощи корректора напряжения. В общем случае в состав корректора напряжения входят измерительные элементы И1 и И2, включаемые в цепь трансформатора напряжения TV через установочный автотрансформатор Т1.

 

8 Лекция №8. Силовые трансформаторы и автотрансформаторы

 

Содержание лекции: основные параметры и конструкция силовых трансформаторов.

 

Цель лекции: изучение основных параметров и элементов конструкции

трансформаторов.

 

8.1 Общие сведения, параметры и элементы конструкции

 

Трансформаторы предназначены для преобразования электроэнергии с одного напряжения на другое. Единичная мощность трансформаторов ограничивается массой, размерами, условиями транспортировки.

Если невозможно изготовление трехфазных трансформаторов необходимой мощности, то применяются однофазные трансформаторы, Трансформаторы разделяются на двухобмоточные и трехобмоточные и трансформаторы с расщепленными обмотками. Основные схемы соединения обмоток приведены на рисунке 8.1.

 

а) двухобмоточный; б) трехобмоточный; в) с расщепленной обмоткой.

 

Рисунок 8.1 - Основные схемы соединения силовых трансформаторов

 

Трансформаторы характеризуются номинальной мощностью, номинальным напряжением обмоток, коэффициентом трансформации, номинальными токами, напряжением короткого замыкания, током холостого хода, потерями холостого хода и потерями короткого замыкания.

 

8.2 Элементы конструкции трансформаторов

 

Магнитопровод трансформаторов выполняется из отдельных листов электротехнической стали. Он состоит из стержней и ярем. Стрежни стягиваются стеклобандажами, ярма - стальными бандажами.

Обмотки НН и ВН выполняют в виде цилиндров и располагают на стрежне концентрически одна относительно другой. Материал обмоток медь и алюминий. В качестве изоляции применяется масло в сочетании с твердыми диэлектриками.

Обмотки НН соединяются преимущественно в треугольник, что позволяет уменьшить сечение провода. При этом создается замкнутый контур для токов высших гармоник, кратных трем. Соединение обмоток в звезду с выведенной нулевой точкой применяется в том случае, когда нейтраль обмотки должна быть заземлена.

Активная часть - это магнитопровод с обмотками, который помещается в бак. На крышке бака устанавливаются вводы, выхлопная труба, расширитель, термометры и другие детали. На стенке бака укрепляют охладительные устройства - радиаторы.

 

8.3 Охлаждение трансформаторов

 

Естественное воздушное охлаждение трансформаторов предусматривает естественную конвенцию воздуха. Такие трансформаторы называются «сухими» («С») и изготавливаются мощностью до 1600 кВА.

Естественное масляное охлаждение (система «М») применяется для трансформаторов мощностью до 16000 кВА. Тепло, выделенное в обмотках и магнитопроводе, передается маслу, которое, циркулируя по баку и радиаторным трубам, передает его окружающему воздуху.

Масляное охлаждение с дутьем и естественной циркуляцией масла (система «Д») предусматривается для трансформаторов мощностью до 80000 кВ-А. В навесных охладителях из радиаторных труб помещаются вентиляторы обдувающие нагретую верхнюю часть труб.

Масляное охлаждение с дутьем и принудительной циркуляцией масла через воздушные выносные охладители (система «ДЦ») предусматривается в трансформаторах мощностью до 63000 кВА и более. Охладители из системы тонких ребристых трубок, обдуваемых вентилятором, как это показано на рисунке 8.2.

 

5 001

1- бак трансформатора; 2 - электронасос; 3- адсорбный фильтр; 4 - охладитель;

5-вентиляторы обдува.

 

Рисунок 8.2 - Принципиальная схема охладителя ДЦ

Масляно-водяное охлаждение с принудительной циркуляцией масла через воздушные выносные охладители (система «Ц») предусматривается в трансформаторах мощностью до 160000 кВА и более. Такая же, как ДЦ, но охладители состоят из трубок, по которым циркулирует вода, а между трубками движется масло.

 

5 002

 

1 - бак; 2 - шкаф автоматического управления дутьём; 3 - термосифонный фильтр; 4 - ввод ВН; 5 - ввод НН; 6 - ввод СН; 7- установка трансформаторов тока 110 кВ; 8-установка трансформаторов тока 35 кВ; 9 - ввод 0 ВН; 10 - ввод 0 СН; 11 - расширитель; 12 - масло- указатель стрелочный; 13 - клапан предохранительный; 14 - привод регулятора напряже­ния; 15 - электродвигатель системы охлаждения; 16 - радиатор; 17- каретка с катками.

 

Рисунок 8.3 - Трансформатор трёхфазный трёхобмоточный ТДТН - 16000/110

 

Тип трансформатора обозначается буквами. Первая определяет число фаз (для однофазных - О; для трехфазных - Т). Если это автотрансформатор, то ставится буква А. Вторая обозначает вид охлаждения. Третья буква определяет число обмоток, для трехобмоточного трансформатора - Т; для трансформатора расщепленными обмотками - Р. Буква Н в обозначении указывается при выполнении одной из обмоток с устройством регулирования напряжения под нагрузкой (РПН).

 

8.4 Особенности конструкции и работы автотрансформаторов

 

Однофазный автотрансформатор имеет электрически связанные обмотки высокого ОВ и среднего ОС напряжений. Часть обмотки, между выводами В и С, называется последовательной, а между С и О - общей, как это показано на рисунке 6.4. Полная мощность, передаваемая автотрансформатором из первичной и сети во вторичную, называется проходной

5 003

 

Рисунок 8.4 - Схема однофазного автотрансформатора

 

Преобразуя правую часть выражения, получаем

 

 

где (UB – UC)-IB = ST -трансформаторная мощность, передаваемая магнитным путем;

Uc IB = SЭ - электрическая мощность, передаваемая за счет гальванической связи, без трансформации.

Электрическая мощность не нагружает общей обмотки, потому что ток Iв из последовательной обмотки проходит на вывод С, минуя обмотку ОС.

Размеры магнитопровода, а следовательно, его масса определяются трансформаторной (типовой) мощностью, которая составляет лишь часть номинальной мощности

 

 

где nBC = UB/UC - коэффициент трансформации;

kвыг - коэффициент выгодности или коэффициент типовой мощности.

Применение автотрансформаторов целесообразно при сочетании напряжений 220/110; 330/150; 500/220; 750/330.

Мощность обмотки НН, SH не может быть больше Sтип, так как иначе размеры автотрансформатора будут определяться мощностью этой обмотки.

Преимуществами автотрансформаторов являются: меньший расход меди, стали, изоляционных материалов; меньшая масса, меньшие габариты, что позволяет создавать автотрансформаторы больших номинальных мощностей, чем трансформаторы; меньшие потери и больший КПД; более легкие условия охлаждения.

К недостаткам автотрансформаторов относятся: необходимость глухого заземления нейтрали, что приводит к увеличению токов однофазного КЗ; сложность регулирования напряжения; опасность перехода атмосферных пе­ренапряжений вследствие электрической связи обмоток ВН и СН.

 

9 Лекция №9. Схемы электрич еских станций и подстанций

 

Содержание лекции: схемы соединений электрических станций и подстанций.

 

Цель лекции: изучение методов построения вариантов структурных схем и их технико-экономического сравнения.

 

9.1 Общие сведения о схемах электрических соединений

 

Порядок соединений основного оборудования станции (генераторов и трансформаторов) между собою и с отходящими линиями, который представляет собой совокупность основного электрооборудования, линий электропередачи, сборных шин, коммутационной и другой первичной аппаратуры со всеми соединениями между ними, называют главной схемой электроустановки. Главные схемы электрических соединений разделяют на структурные, трехлинейные, однолинейные и оперативные, как это показано на рисунке 9.1.

Структурные схемы составляются при проектировании, когда необходимо проведение технико-экономических расчетов по выбору оптимального варианта. Пример структурной схемы подстанции показан на рисунке 9.1 а.

Наиболее распространенными являются однолинейные схемы, в которых все соединения показаны только для одной фазы. Однолинейная схема может быть упрошенной без трансформаторов тока, трансформаторов напряжения и разрядников, и полной, как на рисунке 9.1 в.

 

                                            а)                                                                     б)

 

5

 

 

 

 

 

Рисунок 9.1 - Структурная (а), упрощенная (б) и фрагмент полной однолинейной (в) схемы подстанции

 

При выборе схем электрических станций и подстанций должны учитываться значение и роль электростанции или подстанции для энергосистемы, их положение в энергосистеме, категория потребителей по степени надежности электроснабжения и возможности расширения и развития.

При выборе схем электроустановок необходимо учитывать и возможный уровень токов КЗ и, при необходимости, установку токоограничивающих устройств.

Из сложного комплекса требований, влияющих на выбор главной схемы электроустановки, можно выделить категорийность потребителей, надежность электроснабжения потребителей, приспособленность к проведению ремонтов, оперативную, гибкость схемы и ее экономическую целесообразность.

Требование надежности является одним из самых основных. При этом под надежностью понимается свойство системы, аппарата, схемы выполнять свои функции в разнообразных условиях эксплуатации при сохранении заданных параметров процесса.

Приспособленность к проведению ремонтов определяется возможностью проведения ремонтов без нарушения или ограничения электроснабжения потребителей.

Оперативная гибкость схемы определяется ее приспособленностью для создания необходимых эксплуатационных режимов и проведения оперативных переключений. Оперативная гибкость оценивается количеством, сложностью и продолжительностью оперативных переключений.

При оценке экономичности главных схем исходят из принятой методики анализа экономической эффективности технических решений, сравнивая расчетные затраты на выполнение различных вариантов схем, учитывающие и капитальные вложения и ежегодные эксплуатационные расходы.

Под маневренностью главной схемы понимают возможность легкого приспособления схемы к изменяющимся условиям работы.

Существенным является и требование безопасности обслуживания.

 

9.2 Структурные схемы электрических станций и подстанций

 

На рисунке 9.2 показаны некоторые варианты структурных схем ТЭЦ. Если ТЭЦ сооружается вблизи потребителей электроэнергии U = 6÷10 кВ, то необходимо иметь распределительное устройство генераторного напряжения (ГРУ) на напряжение 6-10 кВ. Количество генераторов, присоединяемых к ГРУ, зависит от нагрузки 6-10 кВ. На рисунке 9.2, 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) как на рисунке 9.2, б. Связь между РУ разного напряжения осуществляется с помощью трехобмоточных трансформаторов или автотрансформаторов.

 

5 001

 

Рисунок 9.2 - Варианты структурных схем ТЭЦ

 

При незначительной нагрузке на сборных шинах 6 - 10 кВ целесообразно блочное соединение генераторов с повышающими трансформаторами. Современные мощные ТЭЦ обычно имеют блочную схему.

После определения структурной схемы производится выбор схем распределительных устройств, что и определяет окончательно главную однолинейную схему электрических соединений.

 

9.3 Выбор числа и мощности трансформаторов связи на ТЭЦ

 

На электростанциях, имеющих шины генераторного напряжения, предусматривается установка трансформаторов для связи этих шин с шинами повышенного напряжения. Число трансформаторов связи выбирается обычно не более трех, чаще всего два.

Трансформаторы связи должны обеспечить выдачу в энергосистему всей активной и реактивной мощности генераторов за вычетом нагрузок собственных нужд и нагрузок распределительного устройства генераторного напряжения в период минимума нагрузки. Мощность, передаваемая через трансформаторы, определяется с учетом различных значений cosφ генераторов, нагрузки и потребителей собственных нужд

 

 

где ΣPr, ΣQr - суммарная активная и реактивная мощность генераторов, присоединенных к сборным шинам;

Pн, Qн - активная и реактивная нагрузка ГРУ;

Pс,н, Qс,н - активная и реактивная нагрузка собственных нужд.

При известной максимальной нагрузке определяется мощность трансформаторов связи. При установке двух трансформаторов

 

 

где КП - коэффициент допустимой перегрузки трансформатора.

 

 

9.4 Технико-экономическое сравнение структурных схем

 

Экономическая целесообразность схемы определяется минимальными приведенными затратами

 

3=рнК + И+ У,

 

где К- капиталовложения на сооружение электроустановки;

рн= 0,12, нормативный коэффициент экономической эффективности;

И - годовые эксплуатационные издержки;

У - ущерб от недоотпуска электроэнергии.

Вторая составляющая расчетных затрат - годовые эксплуатационные издержки - определяется по формуле

 

 

где Ра, Ро - отчисления на амортизацию и обслуживание, %;

W- потери электроэнергии, кВт ч;

β - стоимость 1 кВт ч потерь электроэнергии.

Потери электроэнергии в трансформаторах определяют по методике, изложенной в учебной литературе.

Ущерб от недоотпуска электроэнергии определяется только в том случае, если сравниваемые варианты имеют существенные различие по надежности питания.

 

10 Лекция №10. Схемы присоединения и распределительные устройства

 

Содержание лекции: схемы присоединений и принципы построения распределительных устройств.

 

Цель лекции: изучение принципов построения распределительных устройств

 

10.1 Схемы присоединений и классификация РУ

 

Электрооборудование электрических станций и подстанций подразделяются на оборудование первичных цепей и оборудование вторичных цепей. В соответствии с этим разделяют и схемы первичных и вторичных цепей.

Для соединения электрооборудования первичных цепей, по которым электроэнергия передается от генераторов к электроприемникам, служат распределительные устройства (РУ).

Основными элементами РУ являются система сборных шин, на которую физически присоединяются все элементы электроустановки данного напряжения и присоединения, с помощью которых производится приём и распределение электроэнергии, представляющие собой набор коммутационного оборудования и последовательность его соединений между собой. Схемы присоединений различны в зависимости от напряжения и типа оборудования и его мощности и некоторые из них приведены на рисунках 10.1 и 10.2, где показаны рубильники - 1, предохранители - 2, отходящие линии - 3, автоматы- 4, выключатели - В, разъединители - Р, трансформаторов тока - ТТ и сборные шины.

Таким образом, распределительное устройство представляет собой совокупность присоединений и сборных шин, соединяющих проводами и шина­ми основное оборудование в соответствии со структурной схемой установки и соблюдением ряда требований.

 

5

 

а) с предохранителем; б,в,г) с автоматами. Рисунок 10.1 - Схемы присоединения напряжением до 10кВ

Рисунок 10.2,- Схемы присоединений с выключателями на напряжение б кВ и более

РУ классифицируются по методу использования выключателей и их резервирование и по признаку устройства сборных шин. В качестве примера на рисунке 10.3 показаны наиболее простые схемы распределительных устройств.

 

5 001

а) одинарная секционированная система сборных шин;

б) одинарная с обходной; в) двойная система сборных шин;

г) двойная с обходной.

 

Рисунок 10.3 - Варианты схем РУ сборных шин

 

10.2 Типы распределительных устройств и требования к ним

 

По методу сооружения и монтажа все современные конструкции РУ можно разделить на сборные и комплектные, а по виду установки оборудования — на закрытые с оборудованием для внутренней установки (ЗРУ) и на открытые с оборудованием для наружной установки (ОРУ).

Закрытые РУ монтируют из отдельных конструктивных узлов внутри здания зального типа. Эти узлы изготавливают специализированные заводы.

Комплектные РУ составляют (комплектуют) из закрытых шкафов, изготовляемых на заводах и поставляемых в собранном или полностью подготовленном виде сборки. Шкафы могут быть предназначены для установки внутри здания (КРУ) или на открытом воздухе (КРУН).

Начиная, с напряжения 35 кВ и выше используют ОРУ, так как при повышенных напряжениях габариты электрических аппаратов оказываются, весьма велики, и сооружение здания для их размещения обходится дорого.

К разработке конструкции РУ приступают после того, как определилась полностью схема электрических соединений, выбраны электрические аппараты (включая измерительные трансформаторы, разрядники, заземлители и пр.) и проводники связи, принята компоновка основных и вспомогательных сооружений на площадке станции (подстанции).

РУ устройства должны удовлетворять ряду требований, зафиксированных в ПУЭ; основные из них — надежность, экономичность, удобство и безопасность обслуживания, безопасность для людей, находящихся вне РУ, пожаробезопасность, возможность расширения.

11 Лекция №11. Режимы работы нейтрали в электроустановках

 

Содержание лекции: классификация электроустановок по способу заземления нейтрали; сети с изолированной нейтралью; сети  резонансно-заземленными (компенсированными) нейтралями; сети с глухозаземленной нейтралью.

 

Цель лекции:  изучение особенностей режима работы электроустановок с незаземленной нейтралью, особенности режима работы сетей с компенсированной  и глухозаземленной нейтралью.

 

11.1 Общие положения

 

Нейтраль – это общая точка фазных обмоток генераторов и трансформаторов, соединяемых в  звезду. Способ связи нейтрали с землей в значительной степени  определяет  надежность работы электрических сетей. 

В зависимости от режима нейтрали электрические сети разделяют на четыре группы:

1) сети с незаземленными (изолированными) нейтралями;

2) сети с резонансно-заземленными (компенсированными) нейтралями; 3) сети с эффективно-заземленными нейтралями;

4) сети с глухозаземленными нейтралями.

К первой и второй группам относятся сети напряжением 3-35 кВ, нейтрали трансформаторов или генераторов которых изолированы от земли или заземлены через заземляющие реакторы.

Сети с эффективно-заземленными нейтралями применяют на напряжение выше 1 кВ. К этой группе относятся сети  напряжением 110 кВ и выше, нейтрали которых соединены с землей непосредственно или через небольшое активное сопротивление.

К четвертой группе относятся сети напряжением 220, 380 и 660 В.

Сети, в которых ток однофазного замыкания на землю менее 500 А, называют сетями с малыми токами замыкания на землю (в основном, это сети с незаземленными и резонансно-заземленными нейтралями). Токи более 500 А соответствуют сетям с большими токами замыкания на землю (это сети с эффективно-заземленными нейтралями).

 

11.2 Трехфазные сети с изолированной нейтралью

 

В системе с изолированной нейтралью токи однофазных замыканий на землю определяются  в основном емкостной составляющей, обус­ловленной распределенными емкостями проводов по отношению к земле (в некоторых случаях учитывается также ток утечки через несовершен­ную изоляцию линии).

В нормальном режиме работы напряжения фаз сети относительно земли (UА, UВ, UС) симметричны и равны фазному напряжению, а величина  междуфазных емкостей  и емкостей  фаз относительно земли  симметричны и одинаковы. Тогда без учета междуфазных емкостей  емкостные (зарядные) токи фаз относительно земли  IСОА, IСОВ, ICОС   будут также симметричны и равны между собой. 

При этом геометрическая сумма емкостных токов трех фаз равна нулю, а емкостный ток нормального режима в одной фазе не превышает нескольких ампер и  не влияет на загрузку генераторов.

При возникновении металлического замыкания на землю какой-либо из фаз (например, фазы А) симметрия напряжений и токов в системе нарушается: напряжение поврежденной фазы снижается до нуля, а напряжение здоровых фаз повышается в  раз, т. е. становится равным линейному напряжению. Одновременно на нейтрали появляется разность потенциалов , по отношению к земле, по величине равной напряжению поврежденной фазы, но с обратным знаком, как это показано на рисунке 11.1.

Рисунок 11.1 - Однофазное замыкание на землю в  сети с изолированной нейтралью

 

В связи с нарушением симметрии напряжений, нарушается и сим­метрия токов, текущих в землю, т. е.

 

 

 

.

 

Ток замыкания на землю  определится как сумма токов , ,

 

.

 

Как следует из полученных выражений, ток замыкания на землю   является утроенным током нулевой последовательности так как

 

.

 

Величина емкости С относительно земли зависит от конструкции воздушных линий и кабелей и может колебаться в зависимости от расположения проводов относительно земли. Для практических расчетов можно пользоваться усредненными значениями: для воздушных линий мкФ/км; для кабелей  мкФ/км. Тогда для тока в земле получим соответственно

 

  (для воздушных сетей) и  (для кабельных сетей)

 

где   - линейное напряжение сети (кВ);

 - длина линий или сети (км).

Замыкание на землю может сопровождаться  прерывистой дугой, когда какие-либо посторонние предметы, имеющие связь с землей, прерывисто и бессистемно приходят в соприкосновение с токоведущими частями цепи. Примером таких замыканий может служить со­прикосновение ветвей деревьев с проводами линии передачи во время бури при плохо расчищенной трассе.

Однофазное замыкание на землю в системе с изолированной нейтралью может сопровождаться перемежающейся дугой. При таких замыканиях дуга в течение каждого полупериода рабочей частоты систематически зажигается и гас­нет в месте замыкания на землю (при  частоте 50 гц — 100 раз в секунду).

Опасность этого замыкания заключается в появлении в системе перенапряжений до (33,5) . Такие кратковременные  перенапряжения в се­тях с рабочим напряжением до 35 кВ включительно не представляют опасности для нормальной изоляции. Однако длительное их воз­действие может вызвать тепловую форму пробоя изоляции. Наиболее вероятно возникновение перемежающихся дуг при емкостном токе замыкания  более 5-10 А. Исходя из этого,  допустимые значения  емкостного тока нормируются ПУЭ и не должны превышать следующих значений:

 

Напряжение сети, кВ ………………….…..    3-6       10       15-20        35

Емкостный ток замыкания на землю, А …    30        20          15           10

 

Таким образом, в сетях с изолированной  нейтралью замыкание фазы на землю не является коротким замыканием, поскольку  величина тока определяется величиной емкости фаз на землю  и емкостной ток  мал. Поскольку при этом треугольник линейных напряжений не искажается, то потребители, включенные на междуфазные напряжения, продолжают работать нормально.

Вследствие того, что  при замыканиях на землю напряжение неповрежденных фаз увеличивается в  раз, изоляция в сетях с незаземленной нейтралью должна быть рассчитана на междуфазное напряжение. Это ограничивает область использования этого режима работы нейтрали сетями с напряжением 35 кВ, где стоимость изоляции электроустановок не является определяющей, и некоторое ее увеличение компенсируется повышенной надежностью питания потребителей.

Однако становится более вероятным повреждение изоляции другой фазы и возникновение междуфазного короткого замыкания через землю, причем вторая точка замыкания может находиться на другом участке электрически связанной сети через землю и короткое замыкание может затронуть  несколько участков, вызывая их отключение, как это показано на рисунке 1.2.

Поэтому в сетях с незаземленными нейтралями предусматривают специальные сигнальные устройства контроля изоляции, которые подключаются к сети через измерительный трансформатор напряжения.

 

11.3 Трехфазные сети с резонансно-заземленной (компенсированой) нейтралью

 

В сетях 3-35 кВ для уменьшения тока замыкания на землю с целью удовлетворения норм применяется заземление нейтралей через дугогасящие реакторы.

В нормальном режиме работы ток через реактор практически равен нулю. При полном замыкании на землю одной фазы дугогасящий реактор оказывается под фазным напряжением и через место замыкания на землю протекает наряду с емкостным током IС индуктивный ток реактора IL,     как это показано на рисунке 11.2..  Так как индуктивный и емкостный токи отличаются по фазе на угол 180˚, то в месте замыкания на землю они компенсируют друг друга. Если  IC = IL  (резонанс), то через место замыкания на землю ток протекать не будет. Благодаря этому дуга в месте повреждения не возникает и устраняются связанные с нею опасные последствия.

 

 

 

Рисунок 11.2 -Трехфазная сеть с компенсированной  нейтралью

В действительности ток в дуге никогда не  будет равен нулю. В месте замыкания будет протекать остаточный ток , обусловленный активными потерями в катушке, утеч­ками на землю и высшими гармониками. К этому току будет добавляться еще ток расстройки катушки, обусловленный тем, что во время эксплуатации емкость сети не остается постоянной и в зависимости от того, увели­чивается или уменьшается длина сети по сравнению с расчетной длиной, сеть может оказаться недокомпенсированной или перекомпенсированной.

Если ток в месте замыкания на землю превзойдет определенную величину, то гашение дуги может оказаться затруднительным и компенсирующее устройство не выполнит своей задачи. Поэто­му все компенсирующие устройства должны обеспечивать регулирование индуктивного сопротивления в определенных пределах.

В сетях с резонансно-заземленной (компенсированной) нейтралью, так же как и в сетях с незаземленными нейтралями, допускается временная работа с замкнутой на землю фазой, но не более 6 часов.

Наличие дугогасящих реакторов особенно ценно при кратковременных замыканиях на землю, так как при этом дуга в месте замыкания гаснет и линия не отключается. В сетях с нейтралями, заземленными  через дугогасящий реактор, при однофазных замыканиях на землю напряжения двух неповрежденных фаз относительно земли увеличиваются в  раз, т.е. до междуфазного напряжения. Следовательно, по своим основным свойствам эти сети аналогичны  сетям с незаземленными (изолированными) нейтралями.

 

11.4 Трехфазные сети с эффективно-заземленными нейтралями

 

В сетях 110 кВ и выше определяющим в выборе способа заземления нейтралей является фактор стоимости изоляции. Здесь применяется эффективное заземление нейтралей, при котором во время однофазных замыканий напряжение на неповрежденных фазах относительно земли равно примерно 0,8 междуфазного напряжения в нормальном режиме работы. Это основное достоинство такого способа заземления нейтрали.

При замыкании одной фазы на землю образуется короткозамкнутый контур через землю и нейтраль источника с малым сопротивлением, к которому приложена ЭДС фазы (см. рисунок 11.3). Возникает режим КЗ, сопровождающийся протеканием больших токов, и линия подлежит отключению релейной защитой. Однако значительная часть однофазных повреждений в электрических сетях напряжением 110 кВ и выше относится к самоустраняющимся.  В таких случаях эффективны устройства автоматического повторного включения (АПВ), которые, действуя после работы устройств релейной защиты, восстанавливают питание потребителей. При этом имеет место удорожание контура заземления, который должен отвести на землю большие токи КЗ и  представляет собой сложное инженерное сооружение. При большом количестве заземленных нейтралей трансформаторов, а также в сетях с автотрансформаторами  ток однофазного К.З. может превышать ток трехфазного КЗ.

.

 

Рисунок 11.3 - Трехфазная сеть с эффективно-заземленной нейтралью

 

Для уменьшения токов однофазного КЗ применяют частичное  разземление нейтралей и токоограничивающие сопротивления, включаемые в нейтрали трансформаторов.

 

11.5 Сети с глухозаземленной нейтралью

 

Такие сети применяются на напряжение до 1 кВ для одновременного питания трехфазных и однофазных нагрузок, включаемых на фазные напряжения, как это показано на рисунке 8.4. При наличии однофазных нагрузок применяют нулевой проводник. Этот проводник служит для выполнения также и функции зануления, т.е. к нему преднамеренно присоединяют металлические части электроустановок, нормально не находящиеся под напряжением. При отсутствии зануления корпуса (второй двигатель на см. рисунке 11.4) повреждение изоляции вызовет опасный потенциал на корпусе.

 

 

Рисунок 11.4 - Трехфазная сеть с глухозаземленной нейтралью

 

Целостность нулевого проводника нужно контролировать, так как его случайный разрыв может вызвать перекос напряжений по фазам (снижение его на загруженных фазах и повышение на незагруженных).        

12 Лекция №12. Короткие замыкания в электроустановках

 

Содержание лекции: трехфазное короткое замыкание. Характеристика процесса.

 

Цель лекции: изучение характера процесса трехфазного короткого замыкания.

 

12.1 Общие сведения

 

Короткими замыканиями (КЗ) называют замыкания между фазами, замыкания фаз на землю в сетях с глухо - и эффективно-заземленными нейтралями, а также витковые замыкания в электрических машинах.

Причинами коротких замыканий являются  старение и вследствие этого пробой изоляции, набросы на провода линий электропередачи, обрывы проводов с падением на землю, механические повреждения изоляции, удары молнии в линии электропередачи и др. При к.з. происходит повышенный нагрев проводников и контактов, возникают электродинамические усилия между проводниками и снижается уровень напряжения в электрической сети.

Рассматриваются  короткие замыкания в цепях, питающихся от шин неизменного напряжения и короткие замыкания вблизи генератора ограниченной мощности.

Шинами неизменного напряжения условно считают такой источник, напряжение на зажимах которого остается практически неизменным при любых изменениях тока (его называют системой бесконечной мощности). В этом случае собственное сопротивление источника питания ничтожно мало по сравнению с сопротивлением всей цепи. При коротком замыкании на выводах генераторов или на небольшом удалении  от него сопротивление всей цепи соизмеримо с сопротивлением генератора.

 

12.2 Трехфазное короткое замыкание

 

В нормальном режиме работы и при КЗ на зажимах сохраняется симметричная и неизменная по значению трехфазная система напряжений, как это показано на рисунке 6.1.

 

Рисунок 12.1 - Трехфазная  симметричная  цепь, питаемая  от шин неизменного на­пряжения (от источника бесконечной мощности)

При коротком замыкании углы между током и напряжением меняются, а токи существенно возрастают. Короткое замыкание делит цепь на две части: правую, с сопротивлениями    r1 и х1 = wL1 , и левую, содержащую источник питания и сопротивления в цепи КЗ  rк  и  xк= wLк.

Правая часть цепи  зашунтирована КЗ и ток в ней будет поддерживаться  до тех пор, пока запасенная в индуктивности L1 энергия магнитного поля не перейдет в тепло, выделяющееся в активном сопротивлении r1. Этот ток не превышает тока нормального режима и, постепенно затухая до нуля, не представляет опасности для оборудования.

Изменение режима в левой части цепи, содержащей источник питания, при наличии индуктивности Lк также сопровождается переходным процессом в соответствии с уравнением

 

 

где u и i – соответственно мгновенные значения напряжения и тока.

Решение уравнения дает

 

 

где Um - амплитудное значение фазного напряжения источника;

Zk - сопротивление присоединенного к источнику участка цепи КЗ;

a - фазовый угол напряжения источника в момент t= 0;

 φк – угол сдвига тока в цепи КЗ относительно напряжения  источника той же фазы;

Та – постоянная времени цепи КЗ, равная .

Полный ток КЗ слагается из двух составляющих.

Вынужденная составляющая имеет периодический характер с частотой, равной частоте напряжения источника и называется периодической составляющей тока КЗ

 

 

где In,m – амплитудное значение периодической составляющей тока.

Свободная составляющая  имеет апериодический характер изменения

.

 

Начальное значение апериодической составляющей тока КЗ в каждой фазе определяется для момента времени t = 0

 

.

 

Максимальное значение тока iа,0 будет в случае, если напряжение в момент возникновения КЗ проходит через нулевое значение (a = 0) и тока в цепи до КЗ нет, т.е. i(0) = 0. При этом  iа,0 = In,m , как это показано на рисунке 6.2.

Максимальное мгновенное значение полного тока наступает через  0,01 с после начала процесса КЗ,  носит название ударного тока и обозначается iу

 

 

где  kу  – ударный коэффициент, зависящий от   постоянной времени

 

     

Рисунок 11.2 - Изменение тока КЗ в цепи, питаемой от шин неизменного напряжения при максимальном значении апериодической составляющей

 

Переходный процесс завершается после затухания апериодической составляющей, и далее полный ток КЗ равен его периодической составляющей.

При снижении напряжения на выводах генератора ниже 0,85-0,9 номинального срабатывает форсировка возбуждения, обеспечивающая нарастание возбуждения генератора до предельного значения. Таким образом, АРВ изменяет магнитный поток возбуждения Фf, ЭДС генератора, а, следовательно, и ток КЗ. Все АРВ действуют с небольшим запаздыванием. В результате этого действие АРВ начинает проявляться только спустя некоторое время после возникновения КЗ.

 

12.3 Порядок расчета токов трехфазного короткого замыкания

 

Расчеты токов КЗ производятся для выбора или проверки параметров электрооборудования, а также для выбора или проверки уставок релейной защиты и автоматики.

При расчете принимаются следующие допущения: фазы ЭДС всех генераторов не изменяются  течение  процесса КЗ;  насыщение магнитных систем не учитывается; пренебрегают намагничивающими токами силовых трансформаторов; не учитывают, емкостные проводимости элементов короткозамкнутой цепи на землю. Трехфазная система считается симметричной и пренебрегают активным сопротивлением, если отношение x/r > 3.

Расчет токов при трехфазном КЗ выполняется в следующем порядке:  составляется расчетная схема; составляется электрическая схема замещения; приводят схему замещения к наиболее простому виду так, чтобы каждый источник питания был связан с точкой КЗ одним результирующим сопротивлением хрез; по результирующей ЭДС источника и результирующему сопротивлению по закону Ома определяют Iп,0, затем ударный ток и при необходимости периодическую и апериодическую составляющие тока КЗ для заданного момента времени t.

 

12.2 Выбор выключателей и разъединителей

 

Выключатели выбирают по номинальному напряжению , длительному номинальному току , отключающей способности и  проверяют на термическую и динамическую устойчивость. Проверка на электродинамическую устойчивость производится путем определения  и  и сравнением этих значений с величиной сквозного симметричного тока и предельного ассиметричного тока, равного   по условиям .

Условия проверки на термическую устойчивость

 

,  

 

Кроме того, выключатели проверяются по отключающей способности, которую характеризуют номинальный симметричный ток отключения (дается в каталогах) и номинальное относительное содержание апериодической составляющей. Разъединители выбираются по длительному номинальному току и номинальному напряжению и проверяются на термическую и динамическую устойчивость по условиям, путем сравнения каталожных и расчетных данных. Расчетные величины  те же, что и для выключателей.

 

12.3 Выбор шин РУ и силовых кабелей

 

Токоведущие части выбираются по наибольшему току нормального режима Iнорм.по наибольшему току режима плановых профилактических и капитальных ремонтов Iрем,max. , и по наибольшему току послеаварийного режима Iпав,max. Из двух последних режимов выбирают наиболее тяжелый, когда имеет место наибольший ток Imax.

При выборе жестких шин  на токи  до 3000 А принимаются одно - и двухполосные шины. При больших токах  шины коробчатого сечения. Выбор сечения ошиновки производится по экономической плотности тока. Найденное сечение округляется до ближайшего меньшего стандартного сечения, если оно не отличается от экономического значения больше, чем на 15%. Выбранные по экономической плотности тока шины проверяются  по допустимому току из условий нагрева, на термическую стойкость при воздействии т.к.з. и на динамическую стойкость при к. з.

Проверка по допустимому току заключается в проверке соотношения   где  - допустимый ток на шины выбранного сечения с учетом поправки при расположении шин плашмя и на температуру охлаждающей среды, отличной от принятой в таблицах.

Проверка шин на термическую прочность заключается в выполнении соотношения , где  - температура шин при нагреве током к.з. и - допустимая температура нагрева шин при к.з.

В случае применения двухполосных шин возникают усилия между полосами и между фазами. Усилие между полосами не должно приводить к их соприкосновению. Для уменьшения усилия в пролете между полосами устанавливаются прокладки.

Выбор опорных изоляторов производится по номинальному напряжению Uуст Uном  и по допускаемой нагрузке FрасчFдоп.  При этом Fдоп=0,6Fразр . Проходные изоляторы выбираются  по напряжению Uуст Uном, по номинальному токуI maxIноми  по допустимой нагрузке Fрасч Fдоп.

Сечение гибких шин и токопроводов выбирается по экономической плотности  тока, по длительно допустимому току и  проверяются по термическому действию тока к.з. Для гибких шин напряжением 35 кВ и выше производится проверка на коронирование.

Кабели выбираются по конструкции и напряжению установки; по экономической плотности тока; по допустимому току. Выбранные по нормальному режиму кабели проверяют на термическую стойкость, определяя минимальное сечение по условиям термической устойчивости.

Для соединения выводов мощных турбогенераторов с повышающими силовыми трансформаторами в настоящее время применяются комплектные экранированные токопроводы (КЭТ). Токопроводы выбираются по номинальным параметрам генератора, электродинамическая устойчивость закрытых токопроводов характеризуется максимальным током электродинамической устойчивости , который должен быть больше  ударного тока к. з.

 

Список литературы

 

1. Электрическая часть тепловых электростанций: Учебник для вузов  А.Л. Церазов, А.П. Васильева, Б.В. Нечаев; Под ред. А.Л. Церазова. – 2-е изд., перераб. И доп. – М.: Энергия, 1980. – 328 с., ил.

2. Неклепаев Б.Н. Электрическая часть электростанций и подстанций: Учебник для вузов,- 2 изд. - М.: Энергоатомиздат, 1986.

3 Рожкова Л.Д., Козулин B.C. Электрооборудование станций и подстанций: Учебник для техникумов. - 3 изд. - М.: Энергоатомиздат, 1987.

4. Нормы технологического проектирования тепловых электрических станций. - 2 изд. - М.: Минэнерго СССР, 1981.

5. Электрическая часть станций и подстанций /Под редакцией А.Л. Васильева/ Учебник для вузов. - 2 изд. - М.: Энергоатомиздат, 1990.

6. Хожин Г.Х. Электрическая часть электростанций: Учебное пособие. - Алматы: АИЭС, 1996.

7. Соколов С.Е., Кузембаева P.M., Хожин Г.Х. Электрические станции и подстанции: Учебное пособие. - Алматы: 2006.

8. Балаков Ю.Н., Мисриханов М.Ш., Шунтов А.В. Проектирование схем электроустановок. - М.: Издательский дом МЭИ, 2006.

9. Электротехнический справочник /Под общ. ред. профессоров МЭИ.- М.: Издательство МЭИ, 2002,- т 3.

 

Содержание

 

1 Лекция №1. Общие сведения о работе электроэнергетической системы

3

2 Лекция №2. Технологический процесс получения электроэнергии на

электрических станциях

6

3Лекция №3. Технологический процесс получения электроэнергии на электрических станциях

11

4 Лекция №4. Режимы работы электроустановок

16

5 Лекция №5. Синхронные генераторы

20

6 Лекция №6. Возбуждение синхронных генераторов

23

7 Лекция №7. Автоматическое гашение поля  и АРВ

26

8 Лекция № 8. Силовые трансформаторы и автотрансформаторы

29

9 Лекция №9. Схемы электрических станций и подстанций

33

10 Лекция №10. Схемы присоединения и распределительные устройства

37

11 Лекция №11. Режимы работы нейтрали в электроустановках

39

12 Лекция №12. Короткие замыкания в электроустановках

45

Список литературы

50